Способ защиты погружного центробежного насоса от срыва подачи

Изобретение относится к способам эксплуатации нефтедобывающих скважин погружными центробежными электронасосами с частотно-регулируемым приводом и станцией управления и может быть использовано для защиты насоса от срыва подачи. Способ включает измерение загрузки, увеличение скорости вращения насоса при падении загрузки до определенной величины и продолжение работы на первоначальной скорости вращения насоса при достижении порогового значения параметра, характеризующего восстановление подачи. В качестве параметра, характеризующего восстановление подачи, используют отношение полезной мощности к величине КПД двигателя. Увеличение скорости вращения насоса осуществляется плавно с заданным темпом, зависящим от максимально допустимой и текущей скоростей вращения насоса и допустимого времени работы насоса «всухую» без возникновения необратимых последствий. При невозможности восстановления параметра производят сброс газа в затрубное пространство за счет уменьшения скорости вращения насоса до минимального для данной установки значения и при восстановлении параметра продолжают работу на первоначальной скорости вращения. Изобретение направлено на повышение эффективности процесса эксплуатации скважины за счет оптимального выбора параметров изменения скорости вращения насоса. 1 ил., 1 табл.

 

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью погружных центробежных электронасосов с частотно-регулируемым приводом и станцией управления, и может быть использовано для предотвращения остановки насоса при скоплении газа.

Срыв подачи происходит в случае появления большого объема свободного газа на приеме насоса, когда он перестает перекачивать жидкость и работает вхолостую. При этом происходят явления, негативно влияющие на работоспособность установки: перегрев и износ насоса, плавление кабеля, нарушение герметичности гидрозащиты, электропробой изоляции обмотки статора ПЭД и т.д.

Для предотвращения таких явлений в станции управления предусмотрена защита от срыва подачи (ЗСП). Срабатывание ЗСП приводит к нежелательной остановке работы установки. В результате вынужденного простоя происходит снижение добычи добываемой жидкости.

Известен способ защиты от срыва подачи погружного центробежного высоконапорного электронасоса, установленного в скважине с устьевой задвижкой, включающий измерение величины потребляемого электроприводом насоса тока, формирование сигнала, управляющего его отключением, сравнение сигнала с пороговой величиной и отключение электронасоса, в котором в качестве пороговой величины используют искусственно полученное значение минимального тока, потребляемого электроприводом при отсутствии подачи насоса, которое определяют путем закрытия устьевой задвижки на работающем насосе, вышедшем на режим, и фиксации минимальной величины тока при достижении максимального напора на устье скважины, а отключение электронасоса производят при достижении управляющим сигналом пороговой величины [Патент №2092716 РФ, МПК F04D 15/00, опубл. 10.10.1997].

Недостатком способа является остановка работы двигателя и, следовательно, прекращение добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому является способ защиты погружного центробежного насоса от срыва подачи, согласно которому при падении загрузки до определенной величины резко увеличивают скорость вращения насоса (частоту), чтобы пропустить через установку газ [Дажин А.Н. Эксплуатация скважины электронасосом с интеллектуальным управлением // Инженерная практика. №4, 2012. Стр. 102-105]. Далее, если происходит восстановление загрузки, установка продолжает обычную работу на первоначальной скорости вращения насоса, которая была до падения загрузки; если восстановления загрузки не произошло, цикл дегазации (увеличение скорости) повторяют несколько раз, и при недостижении результата установку выключают.

К недостаткам этого способа можно отнести то, что параметры изменения частоты, такие как значение, до которого необходимо поднимать частоту, интервал времени работы оборудования на повышенной частоте и пауза между интервалами поднятия частоты необходимо настраивать, поэтому подбор указанных выше параметров оператор должен проводить индивидуально в процессе работы для каждой скважины, что приводит к увеличению времени настройки и применение такого способа на большом фонде скважин становится затруднительным. Кроме того, для подобной настройки требуется высокая квалификация.

Задачей изобретения является повышение эффективности процесса эксплуатации скважины за счет оптимального выбора параметров изменения скорости вращения насоса, обеспечивающего уменьшение числа остановок установки.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе защиты погружного центробежного насоса от срыва подачи, включающем измерение загрузки, увеличение скорости вращения насоса при падении загрузки до определенной величины и продолжение работы на первоначальной скорости вращения насоса при достижении порогового значения параметра, характеризующего восстановление подачи, согласно изобретению в качестве параметра, характеризующего восстановление подачи, используют отношение полезной мощности к величине КПД двигателя , увеличение скорости вращения насоса осуществляется плавно с заданным темпом, равным

где - максимальная допустимая скорость вращения насоса, - текущая скорость вращения насоса, T_gon - допустимое время работы насоса «всухую» без возникновения необратимых последствий, при этом при невозможности восстановления параметра производят сброс газа в затрубное пространство за счет уменьшения скорости вращения до минимального значения для данной установки и при восстановлении параметра продолжают работу на первоначальной скорости вращения.

Использование в качестве параметра, характеризующего восстановление подачи, отношения полезной мощности к величине КПД двигателя позволяет объективно контролировать процесс восстановления, так как данный параметр не зависим от скорости вращения насоса.

Плавное увеличение скорости вращения насоса дает возможность своевременно зафиксировать окончание восстановления и сократить время этой операции. Увеличение скорости вращения насоса ограничено максимально возможной, определяемой производителем для данной УЭЦН. Время, необходимое для работы на повышенной скорости вращения, зависит от объема газа, выделившегося из нефти. Обратное снижение скорости вращения до первоначального значения производят после того, как весь объем газа будет перекачан. В случае когда объем газа оказывается слишком большим для создания напора, достаточного для поднятия жидкости на поверхность, скорость вращения снижают для того, чтобы часть жидкости из НКТ поступила обратно в насос. Все параметры работы установки подбираются автоматически станцией управления на основе обратной связи и не требуют вмешательства оператора. Критерием успешного окончания ухода от срыва подачи является восстановление гидравлической мощности, т.е. мощности, потребляемой насосом.

Мощность, потребляемая двигателем во время работы, определяется по формуле

где M_F [Нм] - момент сил, возникающий за счет трения движущихся частей относительно неподвижных в двигателе, насосе, гидрозащите и т.п., например, трение в подшипниках; [Гц] - скорость вращения насоса, P_Hyd - полезная (гидравлическая) мощность, расходуемая для поднятия жидкости на поверхность, η_M - КПД двигателя (зависящий от скорости вращения).

При срыве подачи поднятие жидкости на поверхность не происходит, следовательно, P_Hyd=0, и потребляемая мощность составляет

Для установки, работающей со скоростью вращения , значение мощностей можно определить по формулам

Из формул (3) и (4) можно выразить отношение полезной мощности к КПД как разницу между потребляемой мощностью во время нормальной работы и после срыва подачи

Если установка работает на иной скорости вращения , то согласно формулам подобия потребляемая мощность может выразиться формулой

Откуда значение параметра, характеризующего восстановление потребления гидравлической мощности, принимает следующий вид:

Способ реализуется следующим образом.

Предварительно с помощью программы подбора оборудования определяют рабочую, минимальную и максимальную скорости вращения насоса для выбранной установки. После вывода скважины на режим запускают установку на рабочей скорости вращения насоса за счет подачи напряжения соответствующей частоты на двигатель. График работы установки представлен на чертеже. Сначала установка работает на выбранной рабочей скорости вращения насоса (участок I), что соответствует частоте питающего напряжения 50 Гц. Во время работы установки на станции управления с интервалом не более 1 секунды осуществляется измерение величины загрузки и мощности, производится расчет среднего значения потребляемой мощности двигателем и величины колебаний ΔP_1M.

Срыва подачи определяется как снижение загрузки ниже указанной в регламенте нефтяной или сервисной компании пороговой величины. Для примера приведена таблица пороговой величины падения загрузки в зависимости от рабочей загрузки согласно Регламенту по запуску, выводу на режим и эксплуатации УЭЦН. ООО «Новомет-Сервис». №163. 05.04.2012.

При фиксации на станции управления срыва подачи определяют нижнюю границу колебаний для значений, предшествующих срыву подачи, фиксируют скорость вращения и потребляемую мощность, которая соответствует . По формуле (5) вычисляют отношение , при этом в качестве величины используют нижнюю границу колебаний . После этого задают темп нарастания скорости вращения насоса , где - максимальная скорость вращения насоса, - текущая скорость вращения насоса, T_gon - допустимое время работы насоса «всухую» без возникновения необратимых последствий, которое зависит от применяемого насоса и в среднем составляет 1-3 мин. Заданный темп обеспечивает плавное увеличение скорости (наклонный участок II). Во время увеличения скорости постоянно контролируют текущее отношение полезной мощности к КПД двигателя, вычисляя его на основе формулы (6):

,

где - измеряемая текущая мощность.

Когда вычисляемое значение достигает порогового значения , которое было до фиксации начала срыва, увеличение скорости вращения насоса прекращают и переводят установку на работу с первоначальной скоростью вращения (участок III, пунктирная линия).

Если при увеличении скорости вращения до максимальной допустимой величины порогового значения не удается достигнуть, что свидетельствует о скоплении большого количества газа, то начинают проводить сброс скопившегося газа в затрубное пространство. Для этого резко сбрасывают скорость вращения (участок IV) до минимального значения , в результате чего давление, развиваемое насосом, падает, часть жидкости из НКТ поступает обратно в насос и проталкивает газ в затрубное пространство. При этом также контролируют текущее отношение полезной мощности к КПД двигателя, вычисляя его на основе формулы (6) ,и когда вычисляемое значение достигает порогового значения , увеличение скорости вращения насоса прекращают и переводят установку на работу с первоначальной скоростью вращения . Если при работе на минимальной скорости вращения порогового значения не удается достигнуть, продолжают работать на минимальной скорости вращения насоса до остановки по ЗСП, при этом задержка срабатывания ЗСП должна соответствовать допустимому времени работы T_gon.

Если время автоматического повтора включения при ЗСП меньше времени рассасывания газовой пробки, то способ ухода повторяется.

Таким образом, в предлагаемом способе все параметры подбираются на основе обратной связи и не требуют вмешательства оператора, что значительно повышает эффективность процесса эксплуатации скважины, в том числе и за счет уменьшения числа остановок установки.

Способ защиты погружного центробежного насоса от срыва подачи, включающий измерение загрузки, увеличение скорости вращения насоса при падении загрузки до определенной величины и продолжение работы на первоначальной скорости вращения насоса при достижении порогового значения параметра, характеризующего восстановление подачи, отличающийся тем, что в качестве параметра, характеризующего восстановление подачи, используют отношение полезной мощности к величине КПД двигателя , увеличение скорости вращения насоса осуществляется плавно с заданным темпом, равным

,

где - максимальная допустимая скорость вращения насоса, - текущая скорость вращения насоса, Т_gon - допустимое время работы насоса «всухую» без возникновения необратимых последствий, при этом при невозможности восстановления параметра производят сброс газа в затрубное пространство за счет уменьшения скорости вращения насоса до минимального значения для данной установки и при восстановлении параметра продолжают работу на первоначальной скорости вращения.