Файл: 2021, т. 19, 3нефтегазовое делоpetroleum engineering.pdf

43
Разработка нефтяных и газовых месторождений
Oil and Gas Fields Development
2021, т. 19, № 3
НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
PETROLEUM ENGINEERING
Анализ ремонтных работ установок электроприводных центробеж- ных насосов (УЭЦН) для нефтедобывающих скважин показал, что основной причиной отказов погружных асинхронных электродви- гателей (ПЭД) являются тепловые разрушения в результате пере- грева обмотки статора электродвигателя и кабеля. Такой перегрев электродвигателя чаще всего является результатом несоблюдения принятых норм жидкостного охлаждения при условии снижения притока флюида из пласта в процессе освоения нефтедобывающей скважины или снижения дебита скважины в процессе эксплуата- ции. Перечисленные обстоятельства обуславливают важность достоверной оценки теплового состояния электродвигателя, осо- бенно при его эксплуатации в осложнённых условиях, и в период освоения скважины. Анализ статистики оснащения нефтяных сква- жин системами погружной телеметрии показал, что в настоящее время только часть скважинного фонда ряда отечественных нефтя- ных компаний оснащена глубинными датчиками термоманометри- ческой системы для температурного мониторинга работы ПЭД. При этом далеко не все из этих датчиков показывают корректные заме- ры. Поэтому работы в области разработки алгоритмов «виртуаль- ных датчиков температуры» для оценки теплового режима работы двигателя путем интерпретации данных мониторинга электриче- ских параметров ПЭД, давления и расхода флюида в скважине край- не актуальны. В статье предложена математическая модель тепло- обмена ПЭД с окружающей средой, на основе которой разработан алгоритм «виртуального датчика температуры». Эмпирическим путем получена корреляция для оценки коэффициента теплоотдачи
ПЭД в виде функции от текущей силы тока, коэффициента теплоот- дачи охлаждающего флюида и потери мощности двигателя на тепловыделение. Проведена верификация алгоритма «виртуального датчика температуры», которая показала, что расхождение расчет- ных и замеренных значений температуры ПЭД для анализируемой скважины Илишевского месторождения не превышает 3 %.
Ключевые слова
виртуальный датчик температуры; установки электроприводных центробежных насосов, погружные асинхронные электродвигатели; перегрев обмоток статора электродвигателя; тепловой режим эксплуатации электродвигателя; коэффициент теплоотдачи электродвигателя
УДК 621.3
DOI: 10.17122/ngdelo-2021-3-43-48
ПРИМЕНЕНИЕ АЛГОРИТМА «ВИРТУАЛЬНОГО ДАТЧИКА
ТЕМПЕРАТУРЫ» ДЛЯ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ
ПРИ ВЫВОДЕ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ
APPLICATION OF THE «VIRTUAL TEMPERATURE SENSOR»
ALGORITHM FOR ELECTRIC SUBMERSIBLE MOTOR IN BRINGING
THE OIL-PRODUCING WELL ON TO STABLE PRODUCTION
М. Г. Волков
Maksim G. Volkov
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Российская Федерация
RN-BashNIPIneft LLC,
Ufa State Petroleum
Technological University,
Ufa, Russian Federation
Ю. В. Зейгман
Yuriy V. Zeigman
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
ООО «РН-БашНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация
Ufa State Petroleum
Technological University,
RN-BashNIPIneft LLC,
Ufa, Russian Federation
© Волков М. Г., Зейгман Ю. В., 2021

44
Разработка нефтяных и газовых месторождений
НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
Oil and Gas Fields Development
2021, т. 19, № 3
PETROLEUM ENGINEERING
The analysis of repair work of electric-driven centrifugal pump units for the oil-producing wells showed that the main cause of submersible asynchronous electric motors (SEM) failures is the thermal destruction due to overheating of the electric motor stator winding and cable. Such overheating of the electric motor is most frequently the result of non- compliance with the accepted norms of liquid cooling, provided that the inflow of fluid from the formation decreases during the development of the oil-producing well or the well flow rate decreases during operation.
The listed circumstances determine the importance of a reliable assessment of the thermal state of the electric motor, especially during its operation in difficult conditions, and during the well development period. Statistical analysis of equipping oil wells with the submersible telemetry systems showed that currently only part of the well stock of certain domestic oil companies is equipped with the downhole sensors of the thermomanometric system for temperature monitoring of the submersible electric motor operation. Therefore, work in the area of the «virtual temperature sensors» algorithms development for assessing the thermal regime of the motor operation by interpreting the monitoring data of the submersible electric motor electrical parameters, pressure and the fluid flow rate in the well is extremely relevant. The article proposes a mathematical model of heat exchange between the submersible motor and the environment, on which the «virtual temperature sensor» algorithm has been developed. A correlation has been obtained empirically to estimate the SEM heat transfer coefficient as a function of the current amperage, the heat transfer coefficient of the cooling fluid and the engine power loss for heat release. The verification of the «virtual temperature sensor» algorithm was carried out, which showed that the discrepancy between the calculated and measured values of the SEM temperature for the analyzed well of the Ilishevskoye field does not exceed 3 %.
Keywords
virtual temperature sensor; electric-driven centrifugal pump units; submersible asynchronous electric motors; overheating of the electric motor stator winding; thermal regime of the electric motor operation; heat transfer coefficient of the electric motor
Введение
На сегодняшний день большинство сква- жинных установок электроприводных центро- бежных насосов (УЭЦН) для нефтяных сква- жин оснащены погружными асинхронными электродвигателями (ПЭД). Анализ проведе- ния ремонтных работ УЭЦН [1] показал, что в основном отказы ПЭД происходят из-за пе- регрева обмотки статора двигателя и кабеля.
Перегрев обмоток статора двигателя чаще всего является результатом несоблюдения принятых норм жидкостного охлаждения и условий эксплуатации ПЭД. Например, непра- вильный подбор типоразмера ПЭД под диа- метр эксплуатационной колонны способен снизить скорость охлаждающего флюида в кольцевом зазоре между ПЭД и эксплуатаци- онной колонной и, тем самым, уменьшить от- вод тепла от корпуса электродвигателя.
Другой причиной перегрева обмотки статора
ПЭД может служить снижение притока флю- ида из пласта в процессе освоения нефтедо- бывающей скважины или снижение дебита скважины в процессе эксплуатации. Согласно стандарту на асинхронные погружные трёх- фазные маслонаполненные электродвигатели, максимально допустимая температура об- мотки статора не должна превышать: для дви- гателя обычного исполнения — 120 °С, а для высокотемпературного — 150 °С [2]. Пере- численные обстоятельства обуславливают важность достоверной оценки теплового со- стояния электродвигателя, особенно при его эксплуатации в осложнённых условиях, и в период освоения скважины. Согласно норма- тивным документам, регламентирующим про- цесс освоения, вывод скважины на режим должен сопровождаться постоянным контро- лем температуры ПЭД. Возможны два вари- анта мониторинга температурного режима работы ПЭД при выводе скважины на режим: по косвенным измерениям объемного притока жидкости из пласта, необходимого для охлаж- дения электродвигателя [3], и путем непо- средственного замера температуры корпуса электродвигателя с помощью специальных глубинных датчиков термоманометрической системы (ТМС).
Анализ статистики оснащения нефтяных скважин системами погружной телеметрии показал, что в настоящее время только часть скважинного фонда ряда отечественных неф- тяных компаний оснащена глубинными дат- чиками ТМС для температурного монито- ринга работы ПЭД. Поэтому исследования, направленные на развитие новых интеллекту- альных подходов (в частности разработки ал- горитмов «виртуального датчика темпера-

45
Разработка нефтяных и газовых месторождений
Oil and Gas Fields Development
2021, т. 19, № 3
НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
PETROLEUM ENGINEERING
туры») для оценки температурного режима работы двигателя путем интерпретации дан- ных мониторинга электрических параметров
ПЭД, давления и расхода флюида в скважине, крайне актуальны.
Методика интерпретации параметров
мониторинга скважины для оценки
температуры ПЭД
Значительную роль в формировании тем- пературы двигателя играют такие факторы, как температура обтекающего двигатель флю- ида [4]; коэффициент теплоотдачи газожид- костный смеси, зависящий от структуры и обводненности потока охлаждающего флюида
[5]; коэффициент теплоотдачи двигателя; ве- личина нагрузки на валу ПЭД и т.д. Текущую температуру двигателя через потери мощно- сти на теплоотдачу в окружающую среду ΔP
Di
можно выразить как сумму температур пла- стовой жидкости Т
пл
, температуры жидкости охлаждения T
fi
и температуры поверхности двигателя Т
корi
,
(1)
где
— суммарный коэффици- ент теплоотдачи;
α
fi
— коэффициент теплоотдачи охлажда- ющего флюида;
α
Di
— коэффициент теплоотдачи электро- двигателя;
Q
Li
, Q
gi
— объемные расходы жидкости и газа в области ПЭД соответственно;
C
PLi
, C
Pgi
— удельные теплоемкости жидко- сти и газа;
ρ
Li
, ρ
gi
— плотности жидкости и газа соот- ветственно;
D
D
— диаметр ПЭД;
L
D
— длина ПЭД;
D
C
— внутренний диаметр эксплуатацион- ной колоны.
Прирост температуры охлаждающего флюида T
fi
непосредственно связан с преоб- разованием в асинхронном двигателе электри- ческой энергии в механическую, которое со- провождается потерями мощности ΔP
Di
Потери мощности ΔP
Di
, выраженные через текущей момент на валу электродвигателя и
КПД в зависимости от угловой скорости, определяются как [6]
, (2)
где
— относительная частота;
f — заданная частота питающего перемен- ного тока;
f
i
— изменяющаяся частота;
— активное и индуктивное приве- денные сопротивления ротора соответ- ственно;
r
1
, x
1
— активное и индуктивное сопротив- ления статора соответственно;
ω
0
— синхронная угловая скорость;
ω
1
— рабочая угловая скорость;
U
n
— номинальное напряжение электро- двигателя;
— КПД электро- двигателя;
P
mech
— механические потери;
P
1m
— потери мощности в меди статора;
P
var
— переменные потери.
Угловая скорость ω
1
для i-го момента вре- мени определяется по замеренному значению силы тока I
замi
из уравнения
, (3)
где
— приведенный ток ротора;
;
I
ha
— активная составляющая холостого тока;
I
μ
— ток намагничивания.
Одним из параметров, определяющих тем- пературу двигателя, является коэффициент теплоотдачи флюида α
fi
. Если флюид, обтека- ющий ПЭД в затрубном пространстве сква- жины, представляет собой двухфазный поток, то возможны различные структуры течения

46
Разработка нефтяных и газовых месторождений
НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
Oil and Gas Fields Development
2021, т. 19, № 3
PETROLEUM ENGINEERING
газожидкостной смеси [5]. Разница в струк- туре течения газожидкостной смеси оказывает влияние на механизм передачи тепла от стенки
ПЭД. В случае пузырькового режима течения газожидкостной охлаждающей смеси коэффи- циент теплоотдачи можно записать как для квазиоднофазной жидкости в виде
,
(4)
где λ
L
— коэффициент теплопроводности во- донефтяной смеси;
N
Um
— число Нуссельта.
Для пробкового режима течения коэффи- циент теплоотдачи охлаждающего флюида рассчитывается с учетом структуры газожид- костного течения, а именно с учетом длины жидкостной пробки и пленки, в виде
,
(5)
где N
US
— число Нуссельта для области жид- костной пробки;
N
UTB
— число Нуссельта для области жид- костной пленки;
L
LS
— длина жидкостной пробки;
L
SU
— длина жидкостной пробки плюс пу- зырек Тейлора.
Для прогнозирования структуры течения и гидродинамических параметров газожидкост- ной смеси в кольцевом канале, образованном стенками эксплуатационной колонны и ПЭД, можно воспользоваться гидродинамической моделью Caetano [7].
Другим не менее важным параметром, определяющим температуру двигателя, явля- ется коэффициент теплоотдачи ПЭД α
Di
. Если расчетная зависимость для теплоотдачи флю- ида α
fi
имеет достаточное научное обоснова- ние, то с оценкой коэффициента теплоотдачи
ПЭД α
Di
не все однозначно. Ниже приведена полученная авторами зависимость для расчета
α
Di
как функция от текущей силы тока I
i
:
, (6)
где I
зам.тест
— значение тока, соответствующее замеренной температуре T
Dзам.тест
;
I
i
— значение тока, полученное в резуль- тате ежедневного мониторинга.
Тарировку выражения для расчета коэффи- циента теплоотдачи ПЭД α
Di
необходимо осу- ществлять по одному замеренному значению температуры ПЭД T
Dзам.тест
, соответствую- щему замеру силы тока I
зам.тест
На примере вывода на режим одной из скважин Илишевского месторождения рас- смотрим работоспособность предложенного алгоритма «виртуального датчика давления» для оценки температуры ПЭД. Для анализа работоспособности предложенного алгоритма была выбрана скважина, оснащенная датчи- ками ТМС, что позволяло осуществлять сопо- ставление расчетных и замеренных значений температуры электродвигателя. Расчеты по алгоритму осуществлялись в квазистационар-
Рисунок 1. Динамика параметров мониторинга, необходимых для расчета температуры ПЭД до остановки и после выхода скважины на режим

47
Разработка нефтяных и газовых месторождений
Oil and Gas Fields Development
2021, т. 19, № 3
НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
PETROLEUM ENGINEERING
Рисунок 2. Динамика изменения расчетных значений коэффициентов теплоотдачи охлаждающего флюида и электродвигателя
Рисунок 3. Сопоставление расчетных и замеренных значений температур ПЭД в процессе освоения скважины ной постановке. Для этого до и после оста- новки скважины (15 числа см. рисунок 1) еже- дневно фиксировались значения давления, дебита жидкости и газа в области ПЭД, а также значения силы и частоты переменного тока на электродвигателе. Исходные данные для расчета по разработанному алгоритму сведены на рисунке 1. Дебит газа, а также плотности жидкости и газа рассчитывались по
PVT-корреляциям для заданных значений дав- лений и температуры в области ПЭД. Газовый фактор и обводненность скважинной продук- ции принимались в виде фиксированных зна- чений (Г
ф
= 17,5 м
3
/м
3
, n = 0,927).
На рисунке 2 приведены расчетные значе- ния коэффициента теплоотдачи охлаждаю- щего флюида α
fi
и коэффициента теплоотдачи электродвигателя α
Di
.
На рисунке 3 приведено сопоставление расчетной и замеренной температур ПЭД.
Выводы
1. Разработан алгоритм «виртуального дат- чика температуры», позволяющий путем ин- терпретации замеренных электрических пара- метров, давления и объемного расхода охлаж- дающего флюида оценивать величину текущей температуры погружного электро- двигателя для УЭЦН.
2. Получена корреляция для оценки коэффи- циента теплоотдачи ПЭД α
Di
в виде функции от

48
Разработка нефтяных и газовых месторождений
НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
Oil and Gas Fields Development
2021, т. 19, № 3
PETROLEUM ENGINEERING
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Кутдусов А.Т. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами: дис. … канд. техн. наук. Уфа: БашНИПИнефть,
2002. 134 с.
2. ГОСТ 30195-94. Электродвигатели асинхронные погружные. Общие технические условия. М.:
Издательство стандартов, 1996. 35 с.
3. Пашали А.А., Михайлов В.Г. Использование алгоритма «виртуального расходомера» при выводе нефтяных скважин на режим // Нефтяное хозяйство. 2020.
№ 10. С. 83-85. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-10-82 – 85.
4. Миронов Ю.С., Гафуров О.Г., Асылгареев А.Н.,
Репи Н.Н. О тепловом режиме работы погружного центробежного насоса // Вопросы интенсификации добычи нефти: сб. науч. тр. БашНИПИнефть. Уфа:
БашНИПИнефть, 1990. Вып. 28. С. 203 – 208.
5. Волков М.Г. Методика расчёта течения нефтеводогазовых смесей в стволе вертикальной скважины // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Вып. 3 (109). С. 9 – 42.
6. Ключев В.И. Теория электропривода. М.:
Энергоатомиздат, 1985. 560 с.
7. Caetano E.F. Upward Vertical Two-Phase Flow
Through an Annulus: Ph. D. Sci. Diss. Tulsa: The University of Tulsa, 1986. 242 p.
REFERENCES
1. Kutdusov A.T. Sovershenstvovanie ekspluatatsii
naklonnykh skvazhin s vysokoi plastovoi temperaturoi,
oborudovannykh elektrotsentrobezhnymi nasosami: dis.
kand. tekhn. nauk [Improving the Operation of Deviated
Wells with High Reservoir Temperature, Equipped with
Electric Centrifugal Pumps: Cand. Engin. Sci. Diss.]. Ufa,
BashNIPIneft' Publ., 2002. 134 p. [in Russian].
2. GOST 30195-94. Elektrodvigateli asinkhronnye
pogruzhnye. Obshchie tekhnicheskie usloviya [State
Standard 30195-94. Asynchronous Submersible Motors.
General Specifications]. Moscow, Izdatel'stvo standartov
Publ., 1996. 35 p. [in Russian].
3. Pashali A.A., Mikhailov V.G. Ispol'zovanie algoritma «virtual'nogo raskhodomera» pri vyvode neftyanykh skvazhin na rezhim [Use of the «Virtual Flow
Meter» Algorithm in Bringing the Oil Wells on to Stable
Production]. Neftyanoe khozyaistvo — Oil Industry, 2020,
No. 10, pp. 83 – 85. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-10-82-
85. [in Russian].
4. Mironov Yu.S., Gafurov O.G., Asylgareev A.N.,
Repi N.N. O teplovom rezhime raboty pogruzhnogo tsentrobezhnogo nasosa [About the Thermal Mode of
Operation of a Submersible Centrifugal Pump]. Sbornik
nauchnykh trudov BashNIPIneft' «Voprosy intensifikatsii
dobychi nefti» [Collection of Scientific Papers of
BashNIPIneft «Issues of Intensification of Oil Production»].
Ufa, BashNIPIneft' Publ., 1990, Issue 28, pp. 203 – 208.
[in Russian].
5. Volkov M.G. Metodika rascheta techeniya neftevodogazovykh smesei v stvole vertikal'noi skvazhiny
[Oil-Water-Gas Flow Calculations in Vertical Wells].
Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i
nefteproduktov — Problems of Gathering, Treatment and
Transportation of Oil and Oil Products, 2017, Issue 3 (109), pp. 9 – 42. [in Russian].
6. Klyuchev V.I. Teoriya elektroprivoda [Electric
Drive Theory]. Moscow, Energoatomizdat Publ., 1985. 560 p. [in Russian].
7. Caetano E.F. Upward Vertical Two-Phase Flow
Through an Annulus: Ph. D. Sci. Diss. Tulsa, The University of Tulsa, 1986. 242 p.
СВЕДЕНИЯОБАВТОРАХ
ABOUT THE AUTHORS
Волков Максим Григорьевич, канд. техн. наук, заместитель генерального директора по технологическому
развитию и инновациям, ООО «РН-БашНИПИнефть», доцент кафедры «Цифровые технологии в разработке
и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений», Уфимский государственный нефтяной технический
университет, г. Уфа, Российская Федерация
Maksim G. Volkov, Candidate of Engineering Sciences, Deputy General Director for Technological Development and
Innovation, RN-BashNIPIneft LLC, Assistant Professor of Digital Technologies in Oil and Gas Fields Development
and Operation Department, Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russian Federation
e-mail: VolkovMG@bnipi.rosneft.ru
Зейгман Юрий Вениаминович, д-р техн. наук, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных
и газонефтяных месторождений», Уфимский государственный нефтяной технический университет,
главный специалист аналитического отдела, ООО «РН-БашНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация
Yuriy V. Zeygman, Doctor of Engineering Sciences, Head of Oil and Gas-Oil Fields Development and Operation
Department, USPTU, Chief Specialist of the Analytical Department, RN-BashNIPIneft LLC, Ufa, Russian Federation
e-mail: JVZeigman@yandex.ru
текущей силы тока I
i
, коэффициента теплоот- дачи охлаждающего флюида α
fi
и потери мощ- ности двигателя на тепловыделение ΔP
Di
3. Верификация алгоритма «виртуального датчика температуры» показала, что расхож- дение расчетных и замеренных значений температур ПЭД для рассматриваемой сква- жины Илишевского месторождения не пре- вышает 3 %.