Устройство и способ тепловой защиты УЭЦН

Основная информация

Основное технологическое направление :
Энергетика
Дополнительные технологические направления :
Информационно-телекоммуникационные системы и программное обеспечение
Энергетика
Дата публикации:
25.07.2024
Видимость :
Да
Аннотация:
Разработана теория образования и распространения тепла в центробежном насосе в процессе эксплуатации в скважине различных режимах. Отказывают УЭЦН по причине снижения электрического сопротивления, отложения солей в постоянном или периодическом режимах работы, объясняется термодинамикой центробежного насоса и приводит к снижению экономической эффективности центробежного способа эксплуатации скважины. Разработаны предложения: 1. По защите кабельной линии от теплового потока (испытано на 180 установках, успешность 100 %, как при постоянном и периодическом режимах); 2. Создана и испытана программа управления УЭЦН без отложений солей как при постоянном, так и периодическом режимах (успешность 80 %); 3. Создана программа по расчету периодического режима эксплуатации (испытана на 25 установках, успешность 35%). 4. Создана программа по управлению УЭЦН с вентильным приводом (успешность 70 %).

Решаемые проблемы и области применения

Решаемые проблемы :
Исключение отказа УЭЦН из-за снижения сопротивления кабельной линии и отложения солей.
Актуальность проблемы:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти посредством установок электроцентробежных насосов из глубоких и сверхглубоких скважинах с глубиной до 3 тыс. метров по вертикали и большим газосодержанием (до 250 - 500 м3/м3). Уровень техники Установка электроцентробежного насоса для глубоких и сверхглубоких скважин (с глубиной до 3 тыс. метров по вертикали) и большим содержанием газа в скважинной жидкости (до 250 - 500 м3/м3) располагается в эксплуатационной колонне нефтяной скважины и состоит из сопряженных друг с другом погружного электродвигателя, гидрозащиты, с приемными отверстиями, насоса, колонны насосно-компрессорных труб и электрического кабеля, обеспечивающего питанием электротоком погружной электродвигатель через токоввод (или через штекер - место присоединения питающего кабеля с обмотками электродвигателя). При запуске установки электроцентробежного насоса в работу вначале происходит снижение (падение) динамического уровня жидкости в скважине. При этом жидкость в приемные отверстия насоса поступает сверху. Движение жидкости возле погружного электродвигателя при запуске установки в работу отсутствует. В этот период, около 30 минут, происходит некоторое повышение температуры погружного электродвигателя, но из-за контактного теплообмена между корпусом погружного электродвигателя и эксплуатационной колонной нефтяной скважины температура погружного электродвигателя не повышается более 80 - 100 °С. Далее начинает «работать» продуктивный пласт, к установке 5 электроцентробежного насоса начинает поступать пластовая жидкость и температура погружного электродвигателя снижается до 50 - 65 °С. В процессе эксплуатации скважины пространство между приемными отверстиями насоса и динамическим уровнем постепенно замещается чистой нефтью [1 . Гареев А.А. Расчет коэффициента сепарации газа на приеме насоса, ю М. ж-л. Нефтяное хозяйство, 2013. NQ 3, стр. 82 - 85]. По мере снижения динамического уровня жидкости в скважине давление на приеме насоса падает и становится меньше давления насыщения растворенных в нефти попутных газов, что согласно законам подземной гидравлики приводит к выделению из нефти попутного газа [2. Мищенко ИТ. Скважинная добыча 15 нефти. Из-во «Нефть и Газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2003. стр.424, 476]. При выделении из нефти попутного газа в установку электроцентробежного насоса начинает поступать газированная жидкость, КПД установки падает и насос начинает нагреваться [3. Гареев А.А. О значении температурного режима 20 в установках электроцентробежных насосов. М. ж-л ««Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса», NQ 1 . 2009; 4. Гареев А.А О температурном режиме и явлении теплового удара в электроцентробежном насосе. «Нефтяное хозяйство», NQ 3, 201 1 , стр. 122 - 126; 5. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования 25 погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. (Дис. докт. техн. наук - М, 1998); 6. Дроздов А Н. Влияние свободного газа на характеристику глубинных насосов. -Нефтяное хозяйство, 2003, NQ 1]. Из-за нагрева насоса происходит постоянный нагрев слоев нефти окружающий насос, что приводит к постоянному выделению на поверхности зо насоса газовых пузырей (из-за пропорциональной зависимости давления насыщения от температуры нефти). Так как попутный газ имеет в десятки раз меньшую теплопроводность чем скважинная жидкость, то в окруженном газовыми пузырями насосе, находящемся как бы в «термостате», количество тепла увеличивается и насос может нагреваться до температур 300 °С и более, в результате контактного теплообмена поток тепла корпуса насоса передается в кабельный удлинитель (прилегающую к корпусу насоса часть кабельной линии). Чрезмерный перегрев насоса приводит к разогреву примыкающего к 5 корпусу насоса питающего кабеля, затем по кабельной линии - к перегреву токоввода и выходу из строя погружного электродвигателя на месте токоввода. [7. Гареев А.А. О температурном режиме и явлении «теплового удара» в электроцентробежном насосе. Нефтяное хозяйство. N°3. 2011 , стр. 122 - 126.]. Производители установок электроцентробежных насосов не учитывают ю распространение и проникновение потока тепла по жилам и свинцовой (металлической) броне питающего кабеля в погружной электродвигатель - данный процесс просто игнорируется [7. Гареев А.А. О температурном режиме и явлении «теплового удара» в электроцентробежном насосе. Нефтяное хозяйство. Ns3. 2011 , стр. 122 - 126.]. 15 Для защиты от влияния потока тепла со стороны насоса питающий электрический кабель изготавливают из температуропрочного материала с рабочей температурой 230 °С и оснащают свинцовой броней для рассеивания тепла в окружающие насос слои жидкости. При этом не учитывается процесс распространения тепла по свинцовой броне и медным жилам в сторону 20 токоввода и не учитывается влияние высокой температуры на состояние токоввода. Рабочая температура погружного электродвигателя 130 °С. Максимальная допустимая температура погружного электродвигателя определяется температурой расплавления припоя - не более 180 °С. 25 При проникновении в токоввод потока тепла с температурой более 180 °С припаянные концы обмоток электродвигателя в токовводе распаиваются (разрушаются), наступает режим короткого замыкания и электродвигатель установки электроцентробежного насоса выходит из строя. В связи с этим актуальна задача тепловой защиты токоввода погружного зо электродвигателя в установке электроцентробежного насоса для увеличения межремонтного периода её эксплуатации путем защиты погружного электродвигателя от потока тепла, идущего из корпуса насоса по электрическому кабелю.
Потенциальный экономический эффект:
Снижение на затраты добычи углеводорода с помощью устновок УЭЦН на 50 %.
Области применения:
Нефть, газ и энергетика

Технология

Описание технологии и ее ценность :
Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что электрический кабель для погружного электродвигателя установки электроцентробежного насоса для нефтяной скважины, содержащей сопряженные друг с другом электроцентробежный насос и погружной электродвигатель с прилегающим к корпусу насоса электрическим кабелем, согласно изобретения содержит прикрепленные к нему опоры, выполненные с возможностью фиксации положения электрического кабеля относительно корпуса насоса с зазором между корпусом насоса и электрическим кабелем и с во
Научная база :
Статьи: 1. Гареев A.A. Математическое моделирование осложнений, возникающих при эксплуатации УЭЦН при переменных нагрузках на валу насоса. НТЖ. «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности».2010-№3, стр.40-45. 2. Гареев A.A. К вопросу сепарации газа. Нефтяное хозяйство, 2010 №6. стр. 56 – 60. 3. Гареев A.A., Уразаков К.Р. Влияние коэффициента полезного действия электроцентробежного насоса на его тепловой режим. Нефтепромысловое дело. 2010г. №10. – стр. 45 – 51. 4. Гареев А.А. О значении теплового режима в установках электроцентробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса.– №1.– 2009, с.23-29 5. Гареев А.А. О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса // Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса.– №2.– 2009, с.21-25. 6. Гареев А.А. О температурном режиме и явлении «теплового удара» в электроцентробежном насосе // Нефтяное хозяйство.– №3.– 2011, с.122-126. 7. Гареев А.А. О коэффициенте сепарации газа на приеме насоса // Нефтяное хозяйство.– №6.– 2009, с.90-93. 7. Гареев А.А. Расчет коэффициента сепарации газа на приеме насоса // Нефтяное хозяйство.– 2013.– №3. с.82-85. 8. Гареев А.А. О значении давления на приеме электроцентробежного насоса / А. А. Гареев, Р. Ф. Шарафутдинов, Р. А. Валиуллин, Н.Х. (электронная версия). 2012. №10. стр.128-131. 9. Гареев А.А.: О температурном режиме электропогружного насоса. М.: ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, Серия «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса», 2010, №6, стр. 35 – 41. 10. Гареев А.А. О механизме солеотложений. Нефтепромысловое дело. 2017. №4, стр. 35-45. Патенты: 1. Гареев А.А. Патент на полезную модель №91390 «Устройство, исключающее перегрев питающего кабеля установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) от корпуса УЭЦН. Заявка №2009111675. 2. Гареев А.А. Решение о выдаче патента на полезную модель «Устройство сепарации свободного газа из газожидкостной смеси на приеме глубинного центробежного насоса для добычи нефти». Заявка №2009111681/03 от 30.03.2009г. 3. Гареев А.А. Пузырьковый сепаратор». Патент на полезную модель №115421 от 16 февраля 2011 года. 4. METHOD OF OPERATING OIL WELL USING ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP UNIT. Patent No.: ZL2017800937533. Issue No.: CN 111032996 B (патент Китайской народной республики). 5. Гареев А.А. Патент на полезную модель №91390 «Устройство, исключающее перегрев питающего кабеля установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) от корпуса УЭЦН. Заявка №2009111675. 6. Гареев А.А. Патент на изобретение: Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса. №2677323 от 7.08.2017. (Автоматическая установка электроцентробежного насоса в добыче нефти)
Конкурентные технологии :
Известна насосная установка для подъема жидкости из скважины, содержащая насосно-компрессорные трубы, глубинный насос, погружной электродвигатель, на корпусе которого установлена трубка с отверстиями, при этом один конец трубки сообщен с «выкидом» насоса, а другой - заглушён [8. SU 5 688607, Е21 В 43/00, 1979]. Недостатком данной установки является малоэффективное охлаждение погружного электродвигателя, а именно токоввода, игнорирование процесса проникновения тепла в токоввод, которое осуществляется за счет турбулизации пластовой жидкости в зоне подвески электродвигателя струйками жидкости с ю «выкида» насоса, впрыскиваемыми через отверстия в трубке и имеющими после прохождения через насос перегрев на 17-20°С относительно начальной температуры пластовой жидкости. Вследствие этого эффект от турбулизации не может быть значительным, так как теплоотдача происходит от корпуса электродвигателя к жидкости с повышенной температурой - смеси пластовой 15 жидкости и перегретой жидкости с выкида насоса. Недостатком установки является также пониженный КПД, так как на охлаждение корпуса электродвигателя расходуется часть откачанной жидкости, возвращаемой с выкида насоса обратно в зону подвески электродвигателя, которая из-за стесненных условии в пространстве между корпусом двигателя и внутренней 20 стенки эксплуатационной колонны, подаваемая из «выкида» насоса смесь не достигает погружного электродвигателя. Известна скважинная насосная установка, включающая насос, приводной двигатель, имеющий корпус, прижимные элементы, служащие для его эксцентричного размещения в обсадной колонне скважины. На корпусе 25 электродвигателя со стороны, противоположной расположению прижимных элементов, закреплен накладной элемент из материала с высокой теплопроводностью сплошного поперечного сечения, внутренний контур которого выполнен охватывающим часть периметра корпуса электродвигателя, а наружный образован частью окружности с радиусом, равным внутреннему зо радиусу обсадной колонны скважины в месте размещения электродвигателя [9. SU 1710847, Е21 В 47/00, 1992]. Основным недостатком данной насосной установки является низкая эксплуатационная надежность из-за невозможности эффективного охлаждения токоввода электродвигателя. Это обусловлено тем, что конструкция не обеспечивает удовлетворительного теплового контакта накладного элемента с обсадной колонной, например, из-за загрязненности их поверхностей. Наличие вследствие этого высоких термических сопротивлений в контактных зонах ухудшает отвод тепла от двигателя к колонне, что, в конечном итоге, приводит к выходу электродвигателя из строя из-за перегрева и к снижению ресурса работы скважинной установки в целом. При этом процесс влияния высокой температуры на токоввод двигателя просто игнорируется. Известна скважинная насосная установка, которая содержит насос, приводной электродвигатель и теплопроводящий элемент, взаимодействующий с электродвигателем, для отвода тепла. Для повышения надежности работы скважинной насосной установки за счет интенсификации охлаждения погружного электродвигателя установка снабжена маслозаполненной камерой, которая присоединена к основанию электродвигателя и сообщается с ним через установленную в ней центральную трубу и радиальный зазор между трубой и стенкой камеры. Теплопроводящий элемент выполнен в виде набора тепловых труб в форме дисков с аксиальным отверстием, охватывающим внутренним контуром маслонаполненной камеры. Наружный диаметр маслонаполненной камеры меньше диаметра электродвигателя, а наружный диаметр тепловых труб не превышает диаметра электродвигателя [RU 2298694 F04D13/10 F04D29/58, опубл. 10.05.2007]. Недостатками данной установки является сложность и громоздкость конструкции. Известен погружной насосный агрегат с системой принудительного охлаждения приводного погружного маслонаполненного электродвигателя. Для повышения надежности работы насосного агрегата за счет эффективной работы системы охлаждения приводного двигателя принудительного охлаждения в момент вывода скважины на режим погружной насосный агрегат содержит насос, газосепаратор и приводной электродвигатель, размещенный в кожухе принудительного обтекания с отверстиями на боковой поверхности. Центробежный газосепаратор снабжен дополнительным шнековым узлом после сепарирующего узла (по ходу движения жидкости), причем входная часть газосепараторного канала для отвода газожидкостной смеси образована полостью с дополнительным шнековым узлом. Конструкция кожуха выполнена с возможностью обеспечения протока жидкости, откачиваемой из межтрубного пространства, через боковые отверстия кожуха к входным отверстиям газосепаратора [11. RU 2293217, F04D13/10 F04D29/58, опубл. 10.02.2007]. Недостатком данного агрегата является низкая эффективность центробежного газосепаратора и низкая скорости подачи газа в затрубное 5 пространство, так как известно, что коэффициент сепарации составляет не более 15% [1. Гареев А.А. Расчет коэффициента сепарации газа на приеме насоса. М. ж-л. Нефтяное хозяйство, 2013. Ns 3, стр. 82 - 85]. Существенным недостатком данного агрегата является отсутствие тепловой защиты токоввода и поэтому данный способ охлаждения двигателя не находит практического ю применения.
Инновационность технологии, конкурентные преимущества :
Общими недостатками известных из уровня техники устройств защиты силового электрического кабеля является игнорирование «выработки тепла» в насосах и особенностей распространения тепла в электрическом кабеле и в узлах установки электроцентробежного насоса, особенностей заполнения

Текущее состояние

Стадия готовности :
TRL 7. Опытный образец, испытанный в реальных условиях эксплуатации
Описание текущего состояния :
Проект опробирован на 180 установках УЭЦН, показавшие 100% успешность. Сейчас введется поиск потребителей.
Интеллектуальная собственность :
Название документа Устройство, исключающее перегрев питающего кабеля установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) от корпуса УЭЦН
Номер 2009111675

Команда проекта

Численность проектной команды :
5
Структура и компетенции команды :
Команда состоит из высококлассных специалистов в области теплотехники, геофизики, электроники. Обладает большим опытом разработки ир внедрении новых технологий в промышленный комплекс. Примеры внедренных технологий (система интерпретации данных ГИС "Система Прайм", технология ГИС "Активная термометрия" и др.).

Предложение инвестору / партнеру

Необходимые ресурсы для реализации проекта :
нет
Дорожная карта развития проекта :
2024
Внедрение в производство
Контактная информация