Повышение Энергоэффективности Установок Электроцентробежных Насосов: Анализ Мероприятий И Подход К Их Количественной Оценке

Введение

Установки электроцентробежных насосов остаются основным способом механизированной добычи нефти в России. По данным [1], ими эксплуатируется свыше 54 % фонда скважин и добывается около 75 % нефти; в [2] приводятся близкие значения: более 60 % скважин и более 75 % добычи. На подъём жидкости у российских нефтяных компаний приходится от 55 до 62 % всего потребления электроэнергии [2]. В «Татнефти» УЭЦН составляют лишь 16 % добывающего фонда, но обеспечивают 63 % добычи жидкости и потребляют 67 % электроэнергии, расходуемой на механизированную добычу [9].

УЭЦН при этом энергетически эффективнее штанговых насосов. Причины названы в [1]: потери в длинной кабельной линии между трансформатором и ПЭД, невысокие КПД двигателя и насоса из-за вытянутой геометрии и несколько ступеней преобразования напряжения. Одновременно доля электроэнергии в себестоимости нефти невелика (менее 4 % в «Татнефти»), поэтому любое энергосберегающее мероприятие нельзя оценивать в отрыве от добычи: недобор даже в 0,05 т/сут по скважине может перекрыть эффект экономии [9].

Цель работы — систематизировать мероприятия по повышению энергоэффективности УЭЦН и предложить подход к их количественной оценке. Задачи: (1) описать структуру потерь и показатели эффективности; (2) сопоставить мероприятия по заявленному эффекту и ограничениям; (3) предложить схему расчёта и имитационной проверки; (4) выделить проблемы внедрения. Методы: анализ опубликованных российских исследований и промысловых данных, балансовый расчёт, имитационное моделирование.

1. Структура потерь и показатели эффективности

Установка ЭЦН представляет собой последовательную цепь: станция управления (СУ), повышающий трансформатор (ТМПН), кабельная линия, ПЭД, предвключённые устройства (гидрозащита, газосепаратор), насос и колонна НКТ [2]. Общий КПД равен произведению КПД звеньев:

(1)

где η_ЭЦН и η_ПЭД — КПД насоса и двигателя; η_к — КПД кабельной линии; η_ду — КПД дополнительных предвключённых устройств; η_тр — учёт потерь на трение в НКТ; η_фа — КПД устьевой арматуры; η_но — КПД наземных узлов (поверхностный кабель, шкаф подключения, трансформатор, станция управления) [2].

Полезная мощность определяется произведением подачи на давление, которое должен развить насос:

(2)

где ρ_ж — плотность смеси; g — ускорение свободного падения; H_дин — динамический уровень; p_буф — буферное давление; p_г1, p_г2 — давления газа на участках «забой — приём насоса» и «нагнетание насоса — устье»; h — потери напора на трение жидкости в НКТ [1].

Показательно распределение потерь на примере установки 5А-500-2000 (таблица 1): лишь 39 % потребляемой энергии идёт на подъём жидкости, остальные 61 % теряются на нагрев, вибрацию и износ, поэтому в первую очередь необходимо повышать КПД насоса и двигателя [5].

Таблица 1 – Распределение потерь мощности в УЭЦН 5А-500-2000 [5]

В промысловых условиях общий КПД УЭЦН разных производителей лежит в диапазоне 23–57 %, КПД ПЭД меняется от 82 до 98 % в зависимости от нагрузки и частоты, а наземные узлы имеют КПД около 97 % [2]. Удельный расход электроэнергии на подъём 1 м³ жидкости определяется как

(3)

где P — потребляемая мощность, кВт; Q — подача, м³/сут; W — удельный расход, кВт·ч/м³. Он зависит от условий скважины: по анализу 12 скважин значение составило от 7,5 до 20,2 кВт·ч/м³, снижаясь с ростом дебита и мощности ПЭД и линейно возрастая с динамическим уровнем; потери в кабеле растут пропорционально квадрату тока, а длина кабеля достигает 3–4 км [1].

2. Мероприятия по повышению энергоэффективности

Для детальной оценки выбраны три мероприятия, дающие наибольший заявленный эффект: энергоэффективная компоновка установки (вентильный ПЭД и насос с высоким КПД), управление частотой и режимом работы по критерию КПД, интеллектуальная оптимизация режимов. Им предшествует группа организационно-технических мер, которая не требует капитальных затрат.

2.1. Организационно-технические меры

Первая из них — подбор установки в рабочую зону напорно-расходной характеристики. Даже в пределах рабочего диапазона КПД одного и того же насоса может меняться от 44 до 70 %, а в России в рабочем диапазоне эксплуатируется лишь около 40 % УЭЦН [5]. В «Татнефти» в рабочей зоне работают 64 % скважин с УЭЦН, а по России, по данным, приведённым в [9], — 45 %; потери электроэнергии из-за неудачного подбора по компании превышают 70 млн кВт·ч в год (до 150 млн руб. в год) без учёта снижения ресурса установок [9]. Вторая мера — выбор уровня напряжения: завышенное напряжение прямо пропорционально повышает потребление, и в [9] показано, что доля скважин с напряжением выше допустимого снижена с 58 % (2009 г.) до 15 % (2012 г.). Задача выбора оптимального напряжения промысловой подстанции рассматривается в [8]. Существенно, что в целом по добыче «Татнефти» более 60 % достигнутого эффекта дали именно организационно-технические мероприятия, а не замена оборудования [9].

2.2. Мероприятие 1. Вентильные ПЭД и энергоэффективные насосы

Вентильный двигатель с ротором на постоянных магнитах имеет КПД 88–94 % против 82–85 % у асинхронных ПЭД, коэффициент мощности близок к единице, а потери в нём примерно вдвое меньше [4]. Для двигателей мощностью 100 кВт при 3000 об/мин в [4] приведены КПД 93,0 % и коэффициент мощности 0,95 у вентильного двигателя против 84 % и 0,859 у асинхронного.

На примере установки 5А-500-2000 замена серийных ступеней и двигателя на энергоэффективные снижает суммарные потери с 169,5 до 97,5 кВт, а потребление из сети — с 283 до 211 кВт, то есть примерно на 25 % [5]. Стендовые сравнения на установке 5А-500-275 дали разницу потребления 7,8 % для погружной части и 11,3 % с учётом наземной [5]. По данным [4], для высокооборотной установки при подаче 500 м³/сут потребляемая мощность снизилась с 237 до 180 кВт: расчёт по формуле (3) даёт 11,4 и 8,6 кВт·ч/м³, то есть около 24 %. Для одной скважины при круглосуточной работе разница в 57 кВт соответствует примерно 499 тыс. кВт·ч в год (57 × 8760); при условном тарифе 5 руб./кВт·ч это около 2,5 млн руб. в год (допущение автора, тариф уточняется по предприятию).

Промысловые данные о снижении энергопотребления приведены в [4] по шести компаниям (таблица 2). Для малых выборок эти значения в [4] помечены как оценка по пилотным проектам.

Таблица 2 – Снижение энергопотребления при внедрении энергоэффективных УЭЦН [4]

Помимо экономии энергии, в [4] сообщается о росте межремонтного периода: с 598 до 761 суток на одном и с 428 до 584 суток на другом промысле «Газпром нефти». Важно, что источники [4] и [5] принадлежат разработчику оборудования, поэтому цифры требуют независимой проверки на объекте.

Отдельное направление — высокооборотные насосы с вентильным двигателем. По анализу 2500 режимов низкодебитного фонда (до 100 м³/сут) их КПД на 12–17 процентных пунктов выше, чем у насосов с частотой 3000 об/мин, а эксплуатировать установку с номинальной частотой 10 000 об/мин рекомендуется не ниже 5000 об/мин [2]. При этом законы подобия по напору выполняются, а по потребляемой мощности — нет, поэтому КПД следует пересчитывать по эмпирическим корреляциям, а стендовые значения отличаются от промысловых: при 10 000 об/мин расхождение составило 11 процентных пунктов (43 % и 54 %), что в [2] связывается с неучтёнными в стендовых условиях потерями в НКТ, кабеле и наземном оборудовании.

2.3. Мероприятие 2. Управление частотой и режимом по критерию КПД

Станция управления с преобразователем частоты позволяет не только плавно пускать установку и выводить её на режим, но и держать рабочую точку насоса вблизи максимума КПД. В [5] описана схема: расширенная термоманометрическая система передаёт давление на приёме и выкиде насоса, по ним рассчитывается фактический режим, и при отклонении от оптимума станция управления изменяет частоту. Реализованы алгоритмы вывода на режим при максимальном КПД, щадящего вывода (при выносе механических примесей и ограничении по температуре двигателя), поддержания оптимальной подачи и периодической эксплуатации с максимальным КПД; векторное управление снижает потери в двигателе [5]. Для скважин, где суточный отбор не совпадает с подачей насоса, периодический режим экономит энергию за счёт отключений, но требует учёта переходных процессов пуска и остановки.

2.4. Мероприятие 3. Интеллектуальная оптимизация и прогнозирование отказов

На следующем уровне режим подбирается не по фиксированной уставке, а моделью скважины. В [11] предложен цифровой двойник и нейросетевой оптимизатор частоты: сеть с двумя скрытыми слоями по 16 нейронов принимает заданный дебит, динамический уровень, пластовое давление, плотность жидкости и цену электроэнергии и выдаёт частоту питающей сети. Критерий эффективности взвешивает дебит (вес 0,5), удельное потребление (0,25) и стоимость электроэнергии (0,25). Нейросетевая модель скважины, обученная на данных имитационной модели, воспроизводит выходы с коэффициентом детерминации 0,608–0,771; сама имитационная модель разработана ранее и проверена на данных физической скважины [6, 11]. В моделировании комплексный критерий для периодического режима (0,0438) оказался в 1,8 раза выше, чем для непрерывного (0,0254) [11]. Авторы отмечают ограничение: модель не воспроизводит переходные процессы остановки и последующего пуска, а результаты получены на модели, а не на промысле.

Вторая задача — прогноз аварий, от которых зависят и межремонтный период, и энергетические потери от простоев. В [10] по 30 параметрам с 272 скважин месторождения Восточной Сибири сопоставлены метод ближайших соседей и линейный классификатор; авторы сообщают о прогнозе отказов и осложнений без ошибок в зависимости от газового фактора и частоты и о превосходстве модели над традиционными статистическими методами. Эти результаты стоит рассматривать как предварительные: выборка ограничена одним регионом.

2.5. Ограничения регулирования частоты

Повышение частоты не бесплатно. В промысловом эксперименте на скважине с установкой ОДИ RA7-110-1500 при росте частоты с 50 до 52 и 55 Гц содержание газа на приёме насоса увеличилось с 21 до 33,4 и 39 %, расчётная температура насоса — со 126 до 148 и 192 °C, а КПД установки снижался [7]. Дебит сначала вырос с 89 до 115 м³/сут, затем упал до 98 м³/сут, и установка аварийно остановилась; кабель на уровне насоса подвергался нагреву до 280 °C [7]. Авторы подчёркивают, что без расчёта теплового режима работа станций управления с переменной частотой может привести к отказу, и что отказы на кабельной линии при большом объёме попутного газа могут составлять до половины всех отказов УЭЦН [7]. Следовательно, любой алгоритм оптимизации частоты должен содержать ограничения по температуре двигателя и газосодержанию на приёме.

3. Подход к количественной оценке мероприятий

Предлагаемая схема оценки состоит из пяти шагов; она опирается на опубликованные методы и применима к конкретной скважине или группе скважин.

Шаг 1. Фактический КПД и удельный расход. По показаниям счётчика станции управления и данным телеметрии (давление на приёме, динамический уровень, дебит) определяется КПД установки как отношение полезной гидравлической мощности к потребляемой электрической; в [2] такой алгоритм применён к 2500 режимам работы скважин и назван удобным инструментом мониторинга энергоэффективности добывающего фонда. Удельный расход определяется по формуле (3).

Шаг 2. Балансовая модель потерь. Суммарная активная мощность установки по [1]:

(4)

(5)

Здесь ΔP_КЛ и ΔP_ТР — потери в кабеле и трансформаторе; η_СУ, η_СФ, η_ВФ — КПД станции управления, сетевого и выходного фильтров; P_ЦН — мощность, потребляемая насосом; P_ПУ и P_ПР — мощности предвключённых устройств и протектора; η_ПЭД,ф — фактический КПД двигателя [1]. Модель позволяет посчитать эффект замены каждого звена по отдельности.

Шаг 3. Факторный анализ. Изменение удельного расхода между двумя периодами раскладывается по элементам установки с учётом влияния пласта, погружного и устьевого оборудования; по результатам формируется адресный перечень мероприятий [3]. Метод опробован в «Башнефти» с применением цифровых двойников скважин [3].

Шаг 4. Имитационное моделирование. Для сравнения базового и модернизированного вариантов предлагается два уровня. Системная модель (SimInTech) включает преобразователь частоты, ПЭД (асинхронный или вентильный), кабель, насос с характеристикой H(Q) и модель притока; по ней на одном графике нагрузки сравниваются энергопотребление и переходные процессы пуска и остановки. Полевая модель (ANSYS Maxwell) строится для двигателей одного габарита и даёт потери и карты КПД по моменту и скорости, которые передаются в системную модель. Верификация выполняется по промысловым замерам счётчика станции управления и телеметрии, как в [2, 11]; допустимое расхождение задаётся заранее. Этот шаг описан как методика: результаты моделирования для конкретного объекта должны быть получены автором отдельно.

Шаг 5. Отбор по соотношению «цена — результат». Мероприятия ранжируются по сроку окупаемости и риску для добычи, как это принято в [9]; затем планируется пилот и контрольные показатели.

Для контроля и надзора за выполнением программы энергосбережения достаточно набора показателей: удельный расход W, КПД установки, доля фонда в рабочей зоне, межремонтный период, температура ПЭД и газосодержание на приёме.

4. Проблемы внедрения и пути решения

1. Достоверность заявленного эффекта. Основные цифры по вентильным ПЭД получены от производителя [4, 5]. Решение — опытно-промысловое испытание с заранее заданными критериями: в [5] сроком 180 суток, с условиями отсутствия отказов и снижения удельного энергопотребления на 1 м³ жидкости.

2. Сохранение добычи. Поскольку электроэнергия составляет менее 4 % себестоимости нефти, недобор нефти обесценивает экономию [9]. Любая оптимизация режима должна иметь ограничение по дебиту; именно поэтому в критерии [11] дебит имеет наибольший вес.

3. Тепловой режим и газ. Повышение частоты увеличивает газосодержание на приёме и температуру насоса и может привести к аварийной остановке [7]; нужны температурные и газовые ограничения в алгоритме.

4. Затраты и совместимость. Энергоэффективное оборудование дороже; в [9] оценено, что его применение снизит потребление на фонде УЭЦН на 9,1 %. Замену целесообразно привязывать к очередным подземным ремонтам и ранжировать по соотношению «цена — результат» [9]. Эффект вентильных двигателей зависит от станции управления: они могут работать со станциями разных производителей, но результат будет различаться [5].

5. Данные для интеллектуальных алгоритмов. Нейросетевая модель скважины в [11] показала R² 0,608–0,771 и, по оценке авторов, требует доработки по ряду параметров; обученные на имитации модели необходимо проверять на промысловых данных, а для этого нужна работающая телеметрия.

Заключение

Потери в установке ЭЦН распределены по всей цепи от станции управления до насоса, и в рассмотренном примере лишь 39 % потребляемой энергии идёт на подъём жидкости [5]. Поэтому эффективна не одна мера, а их сочетание. Организационные меры (подбор в рабочую зону, уровень напряжения) не требуют капитальных затрат и дали основной вклад в экономию в «Татнефти» [9]. Вентильные ПЭД и энергоэффективные насосы по данным производителей снижают потребление установки на 24–37 %, а комплексный подход, включающий подбор по КПД и управление, снижает удельный расход с 13,55 до 9,75 кВт·ч/м³ [4, 5]. Интеллектуальная оптимизация режимов и прогноз отказов пока подтверждены на моделях и ограниченных выборках [10, 11].

Главные ограничения — достоверность цифр производителей, необходимость сохранять дебит и тепловой режим при регулировании частоты [7, 9]. Предложенная схема оценки (фактический КПД, балансовая модель потерь, факторный анализ, двухуровневое моделирование и отбор по соотношению «цена — результат») позволяет проверить эффект мероприятий на конкретной скважине до закупки оборудования. Дальнейшая работа — получение собственных результатов моделирования и пилотных замеров на выбранном объекте.