ТЕПЛОВЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НИЗКОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ. СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ УЭЦН В ДОБЫЧЕ НЕФТИ

В настоящее время не только в России но и за ее пределами 80 – 85% нефти добывается установками электроцентробежных насосов. Широкое применение УЭЦН в добыче нефти позволяет гибкость напорно- расходной характеристики установки, широчайший спектр по производительности – от 10 до 1000 кубических метров жидкости, простата управления, и наконец, наработка «на отказ» доходящая до 1500 – 2000 суток.

Однако с истощением запасов нефти, вводом в эксплуатацию коллекторов с низкой продуктивностью, в фонде УЭЦН все больше место занимают скважины, оборудованные установками ЭЦН низкой производительности, с подачей менее 50-и кубических метров жидкости в сутки, которые составляют более половины всего парка центробежных насосов. Низкопроизводительные установки ЭЦН имеют наименьший КПД, показывают низкую наработку – у потребителей этих насосов появляется понятие осложненного фонда скважин.

Исследование отказавших установок центробежных насосов низкой производительности однозначно указывают на основную причину отказа - на эксплуатацию насоса с высокой температурой, нередко доходящей до сотен и более градусов.

В научно-технической литературе проблема температурного состояния установок ЭЦН с низкой производительностью в настоящее время является не разработанной – имеются фрагментарные работы некоторых специалистов, в работах которых отсутствует исследования температурного состояния насоса в зависимости от параметров эксплуатации. 

Поэтому целью данной работы является исследование температурного состояния центробежного насоса в зависимости от производительности продуктивного пласта, реологических свойств перекачиваемого пластового флюида и т.д.

Отсутствие исследования теплового состояния центробежного насоса математическими методами объясняется отсутствием методов решения таких задач в теории теплопроводности и неизученностью многих процессов при эксплуатации центробежного насоса, находящегося под высоким давлением, температурой и неопределенностью многих свойств, поведения пластового флюида внутри насоса.

 Постановка задачи :             Требуется найти распределение температуры внутри, на наружной поверхности центробежного насоса в зависимости параметров эксплуатации: подачи (м3/сутки), давления на приеме насоса и содержания воды в продукции скважины и реологических параметров нефти.

Электроцентробежный насос, располагается на конце колонны труб (насосно-компрессорных труб – НКТ), касается корпусом погружного электродвигателя (ПЭД) внутренней поверхности эксплуатационной колонны скважины – с точки зрения математической физики, теории теплопроводности, представляет собой полубесконечное цилиндрическое металлическое тело с источником тепла внутри насоса.

Математическое описание теплового состояния насоса с целью оценки его температуры и выявления зависимости этой температуры от технологических параметров эксплуатации УЭЦН приводит к решению нелинейной задачи уравнения теплопроводности при краевых условиях II, IV родов [8], так как в процессах, происходящих внутри электроцентробежного насоса, источник тепла – процесс трения имеет нелинейный характер (зависимость коэффициента трения от температуры трущихся поверхностей и т.д.); изменение теплоемкости газированный жидкости (нефти) при высоких давлениях и сложном компонентном составе явление неизученное; имеется температурная зависимость давления насыщения нефти летучими углеводородами.

Процесс теплопередачи от металлических трущихся частей к жидкости, от жидкости к металлическому корпусу насоса сложный (в первую очередь из-за сложности форм лабиринтов рабочих органов насоса, сложной зависимости физико-химических  свойств компонент  газоводонефтяной смеси), но можно предположить, что является конвективным, поскольку другие способы в виде массопереноса или лучистого обмена вносят несущественный вклад и в первом приближении им можно пренебречь. Из-за существенной разницы между теплопроводностью нефтяного газа и  жидкости можно допустить, что  секция насоса производит незначительную передачу теплоты в окружающие слои жидкости, далее – к эксплуатационной колонне скважины, то есть, насос находится как бы в своеобразном термостате. Таким образом, количество теплоты, вырабатываемое в рабочих аппаратах электроцентробежного насоса расходуется на разогрев объема жидкости, металлических деталей насоса и теплопередаче другим узлам установки ЭЦН способом теплопроводности. Для получения решения задачи разогрева насоса при откачке газожидкостных смесей в виде аналитической функции, придется принять значение давления насыщения нефти газом постоянным, не зависящим от температуры смеси.

Рисунок1 – Схема узлов электроцентробежного насоса в скважинных условиях

1 – эксплуатационная колонна скважины; 2 – секция насоса; 3 - рабочий аппарат; ПЭД - погружной электродвигатель с гидрозащитой; 4 - направление движения газожидкостной смеси; 5 – кабельная линия; 6

– тепловырабатывающий элемент, состоящий из рабочих колес и направляющих аппаратов; 7 – корпус

насоса; 8 – теплоизолирующий газовый слой вокруг насоса (данный слой появляется на поверхности разогретой секции из-за повышения давления насыщения под воздействием температуры на поверхности насоса); 9 – газожидкостная смесь; Тw2 - температура на наружной поверхности насоса; Тw1 – температура на внутренней поверхности насоса; Тf – температура на валу насоса; Тв – температура смеси на входе в насос; Твых – температура смеси на выходе из насоса.

На рис. 1 схематично изображено расположение центробежного насоса в скважинных условиях (в горизонтальном расположении), где 1 –  эксплуатационная колонна скважины, ПЭД – погружной электродвигатель, 2 – секция центробежного насоса, 3 – рабочий аппарат насоса, состоящий из направляющего аппарата и рабочего колеса, 4 – направление движение газожидкостного потока внутри центробежного насоса, 5 – кабельная линия питающая током ПЭД (часть кабельной линии, прилегающая к насосу называется «кабельным удлинителем»), 6 – тепловыделяющий элемент, состоящий из рабочих колес и направляющих аппаратов, последовательно расположенных на валу, 7 – корпус насоса, 8 – оболочка газа на поверхности насоса (как было доказано выше, что пространство между приемом насоса и уровнем жидкости, совпадающим с динамическим уровнем жидкости, постепенно замещается нефтью). 9- поток газожидкостной смеси.

Время замещения затрубного пространства между приемом насоса и динамическим уровнем зависит от содержания воды в добываемой продукции – чем выше содержание воды в продукции скважины, тем больше времени требуется. Время заполнения нефтью увеличивается из-за постоянного перемещения нефти в этом пространстве в нижнем направлении – под действием силы тяжести. Необходимо отметить, беспорядочное изменение содержания воды в продукции скважины, определенное отбором проб через пробоотборник на фонтанной арматуре тому является  доказательством. При вычислениях давления на приеме насоса через динамический уровень жидкости, за плотность столба жидкости можно принять плотность нефти на поверхностных условиях. Однако, при этом надо иметь ввиду, при интенсивном перемешивании пластовой жидкости из-за выделения газа на приеме насоса динамический уровень прослеживается не четко, так как  над уровнем жидкости накапливается нефтяная пена. Поэтому, при практических расчетах за среднюю плотность нефти в пространстве между приемом насоса и динамическим уровнем можно считать равной плотности нефти в пластовых условиях. Газовая оболочка на поверхности насоса постоянно обновляется из-за передвижения нефти в восходящем и нисходящем направлениях. Поэтому можно предположить, что теплоизолирующие свойства газовой оболочки постоянная, не подвергающиеся изменению (постоянный состав, плотность, температура и т.д.).

В процессе эксплуатации центробежного насоса, температура поступающей газожидкостной смеси постоянная  и равная Тв,  температура на поверхности тепловыделяющих  элементов  насоса  равна Тw1, температура на поверхности насоса равна Tw2. Обозначим, через  Тf – температура на валу насоса; Тв – температура смеси на входе в насос; Твых – температура смеси на выходе из насоса.

Количество теплоты с неопределенной скоростью образуется в полостях рабочих аппаратов из-за зависимости коэффициента полезного действия насоса от характеристики газожидкостной смеси. Движение газожидкостной смеси сложное, неопределенными параметрами из-за постоянного увеличения давления, роста температуры. Теплообмен в аппаратах центробежного насоса контактный, между смесью и стенками аппаратов – конвективный. Поэтому для описания теплового состояния центробежного насоса невозможно применить детальный подход – придется осуществить макроскопический, обобщенный, усредненный подход.

С учетом вышеизложенных допущений, задачу разогрева электроцен- тробежного насоса приближенно можно свести к задаче поиска температуры и теплового потока в полом цилиндре неограниченных размеров с теплоизоляцией снаружи (без учета оттока тепла объемным расходом перекачиваемой газожидкостной смеси).

Согласно [1,2,8] дифференциальное уравнение теплопроводности в цилиндрических координатах с внутренним источником теплоты, мощностью Qv имеет вид:

Оптимальное значение давления на приеме насоса .

Согласованная работа «пласта и подъемника (установки электроцентробежного насоса)» является одной из основных задач, над которой бьются как потребители – нефтедобывающие предприятия так и производители этих установок. При этом, одним из определяющих параметров эксплуатации УЭЦН является давление на приеме электроцентробежного насоса. В зависимости от содержания воды в продукции скважины, газового фактора и давления на приеме насоса определяется состояние УЭЦН, продолжительность ее исправной службы.

Как отмечено в [7] «…многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволяют выделить три качественно различные области работы центробежного насоса. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик для чистой жидкости (свободный газ отсутствует), а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, назовем оптимальным давлением на приеме Ропт. (насос работает в первой области). Вторая область эксплуатации ЭЦН характеризуется увеличением количества газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего реальные характеристики насоса отличаются от стендовых, при работе без свободного газа, но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме насоса при этом режиме назовем допустимым давлением – Рдоп.» . Третья область эксплуатации ЭЦН с давлением меньше допустимого назовем предельным давлением Рпред. на приеме насоса. При этом наблюдается неустойчивая эксплуатация насоса, с беспорядочным «срывом подачи», частыми остановами, которая приводит к выходу установки из строя по различным причинам. При такой эксплуатации УЭЦН производительностью менее 50 м3/сутки подачей установка выходит из строя из-за снижения электрического сопротивления всей системы, чаще с образованием отложений в лабиринтах рабочих аппаратов насоса. Говоря более строгим математическим языком, область эксплуатации электроцентробежного насоса распадается на три множества значении давления на приеме насоса:

Для практики нефтедобычи наибольший интерес представляет эксплуатация электроцентробежной установки с давлением на приеме насоса в области допустимых и меньшей допустимых значении. В процессе запуска или работы электроцентробежный насос «попадает в область эксплуатации» с давлением на приеме меньше допустимого значения, что со временем приводит к отказу установки. Как показывает промысловая практика, при этом в 70 – 80% случаев, выход из строя установки ЭЦН происходит из-за снижения электрического сопротивления системы «кабель – двигатель» с одновременным отложением солей в лабиринтах рабочих аппаратов насоса.

Проблема выхода из строя УЭЦН при эксплуатации с давлением на приеме насоса меньше допустимого значения наиболее актуальна для  низкопроизводительных установок, с подачей менее 50 м3/сутки жидкости, которые иногда составляют более 60 – 65% эксплуатационного парка электроцентробежных насосов нефтегазодобывающего предприятия.

Появление на промыслах установок ЭЦН с возможностью управления давлением на приеме электроцентробежного насоса и первые опыты по эксплуатации электроцентробежного насоса с заданным давлением на приеме показывают, что для месторождений Западной Сибири выбор Ропт   или Рдоп по (31 – 33) дают завышенные значения, при которых эксплуатация электроцентробежного насоса становится экономический неоправданной.

Поэтому, целью настоящей работы является определение областей изменения давления на приеме, при которых возможна исправная эксплуатации электроцентробежного насоса низкой производительности, дать определение понятия предельного давления на приеме электроцентробежного насоса в зависимости от свойств нефти.

Приступая к изучению поставленной проблемы эксплуатации электроцентробежного насоса, необходимо исходить из того, что эксплуатация установки возможна при максимальном КПД, когда расходно-напорная характеристика УЭЦН не отличается от характеристики, определенной при перекачке однородной жидкости [7] в лабораторных условиях. При этом на прием  насоса поступает однородная жидкость, без содержания свободного газа. Газ же находится в растворенном состоянии при давлении выше давления насыщения. Таким образом, давление на приеме насоса при оптимальном режиме эксплуатации должно быть не больше давления насыщения [4].

При оптимальном давлении на приеме насоса, КПД установки максимальный, температура всей установки минимальная, так что оптимальное давление на приеме насоса находится в пределах:

Поскольку в литературе нет четкого определения понятия допустимого давления на приеме насоса (…эксплуатация ЭЦН с увеличивающимся содержанием свободного газа на приеме насоса при котором насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД…[7]), попытаемся определить давление Рпред на приеме насоса.

Действительно, анализ промысловых данных по эксплуатации электроцентробежной установки средствами станции управления (СУ) позволяет определить в какой области работает установка. В качестве примера приведем данные по изменению силы тока, загрузки (отношение потребляемой мощности к номинальной) в скважине, оборудованной низкопроизводительной установкой ЭЦН5-30-2250 (рисунок 1).

Из примера, приведенном на рисунке 2 видно, что с середины июня месяца, из-за снижения производительности скважины, соответствие работы системы «пласт – подъемник» нарушилось – установка стала работать в режиме «периодического срыва подачи» - с частыми отключениями – с минимальным КПД

– потребляемая мощность расходуется на выработку тепла в рабочих аппаратах электроцентробежного насоса. Если не будут выполнены мероприятия по приведению в соответствие работы «пласта и подъемника (УЭЦН)», как показывает промысловая практика, установка ЭЦН выйдет из строя из-за снижения электрического сопротивления системы «кабель – двигатель», или же произойдет отказ установки из-за отложения солей в лабиринтах рабочих аппаратов насоса и т.д.

Таким образом, начиная с середины июня месяца, на приеме насоса установилось предельное давление Рпред . При этом, в установке первые несколько десятков рабочих аппаратов «забиваются газом», снижается давление на выкиде насоса настолько, что насос временами запирается гидравлически – то есть, давление столба жидкости над установкой становится больше давления на выходе насоса. Ускорению наступления явления «срыва подачи» способствует свойство нефти - пропорциональная зависимость значения давления насыщения от температуры, которая приводит к увеличению числа аппаратов занятых газом. Решение одномерной задачи теплового состояния насоса в условиях близких к «срыву подачи» приведено в работе [1]:

Выполнив ряд упрощений и предполагая известным предельное значение расходного газосодержания на приеме электроцентробежного насоса получим аналитическое выражение для определения значения предельного давления на приеме насоса:

Процесс образования отложений солей из жидкости на поверхности теплопередающих материалов достаточно изученный. В этой области можно привести труды Д.А.Лабунцова, М.И.Булатова, Ф.Ф.Цветкова, Р.В.Керимова, В.М.Величко, Б.А.Григорьева и ряда многих других ученых. Наиболее близко к разгадыванию тайны солеотложения работы Лабунцова, Булатова, Цветкова и т.д.

И отложение солей из рассола связано с процессом кипения [6]; температура кипения зависит от давления под которым находится жидкость, коэффициента поверхностного   натяжения на границе

«жидкость – нагревающаяся поверхность», наличия в жидкости растворенных солей, механических примесей, нефтяной фазы.

На практике – кипение жидкости и образование твердой накипи, например, на внутренней стенке котла, жаровой трубы – процессы неразрывные.

Кипением называется процесс парообразования внутри жидкости, когда жидкость нагрета выше температуры насыщения и возникновение границы раздела между паром и жидкостью является отличительной чертой данного процесса. Для парообразования внутри жидкости должны быть центры парообразования – на поверхности нагретого вещества таковыми являются микроскопические [8] углубления. Парообразование облегченное, если поверхность не смачивается водой – то есть зависит от коэффициента натяжения на границе вода – поверхность теплоотдачи.

Процесс кипения зависит от теплового потока на границе жидкость – вода:

Dt = tc - tS (47)

где

tC - температура на поверхности теплопередающей,0С

tS - температура насыщения, 0С.                      В зависимости от Dt

наблюдается два режима кипения: пузырьковое и пленочное. Вид зависимости режимов кипения от плотности теплового потока q приведен на рисунке 3., первая область при незначительном тепловом напоре представляет конвективный теплообмен, вторая область характеризует область пузырькового кипения и третья – область пленочного кипения. При снижении теплового потока возможен «рывком» переход от пленочного режима в пузырьковый.

При пленочном кипении происходит отрыв жидкости от греющей поверхности – паром.

При пузырьковом кипении пузырьки пара образуются в микроскопических неровностях теплопередающей поверхности, процесс равномерный – пленочное кипение носит взрывной характер, происходит бурное образование пара под жидкостью и выброс жидкости.

Под работой адгезии понимают энергию, необходимую для отрыва пузырька от поверхности теплопередачи – чем больше коэффициент натяжения между пленкой жидкости и материалом теплопередающей работа адгезии увеличивается.

Поступление молекул воды с более высокой кинетической энергией в пузырек возможно только на    границепузыряи   теплопередающейповерхности.

Поэтому, как показано на рисунке 3, рост пузырька происходит за счет «выпаривания» тонкой пленки воды на границе с теплопередающей поверхностью. Так как молекулы растворенных солей в жидкости «более массивные» чем молекулы воды, происходит закрепление молекул солей на границе «жидкость – теплопередающая поверхность», под действием межмолекулярных сил притяжения. Конфигурация этой поверхности представляет форму усеченного шара двумя параллельными плоскостями, первая которой расположена ближе к поверхности шара на месте

образования пузыря. Эту картину наблюдал и описал в своих трудах исследователь Отто в 30-е годы прошлого столетия, как отлагаются «кольца накипи на теплопередающей поверхности».

На рисунке 3 приведена схема проникновения более «энергичных» молекул воды из границы «водяная пленка – теплопередающая поверхность», в результате чего происходит образование отложения солей в форме кольца. Далее, кольцо солей расширяется до отрыва пузырька пара. Тут же на его месте образуется следующий пузырек и рост кольца накипи продолжается.

Таким образом, для начала образования солевых отложении на теплопередающей поверхности в аппаратах центробежного насоса необходимо начало процесса кипения попутной воды (с растворенными в ней химическими соединениями) в продукции скважины.

Начало образования паровых пузырей приходится на микроскопические углубления металлической поверхности рабочих органов. Продолжается рост микроскопического пузырька до размеров, увлекаемых потоком газожидкостной смеси. На его месте тут же возникает второй пузырек, развивается, способствуя дальнейшему увеличению «кольцевого следа» из солей, отрывается потоком газожидкостной смеси и т.д. Температура кипения жидкости зависит от давления - при повышении давления температура кипения увеличивается. Давление газожидкостной смеси в центробежном насосе определяет температуру кипения – зависимость температуры кипения в попутной воде отличается от зависимости температуры кипения для химически однородной воды, так происходит влияние на температуру кипения наличие газовой фазы, состав и размеры механических примесей. Исследованиями можно установить, что механические примеси (не смачиваемых водой) горных пород только

приводят к снижению температуры кипения и ускорению отложения солей в аппаратах центробежного насоса.

Если возвращаться к проблеме солеотложении в центробежном насосе для добычи нефти, как было показано выше, температура насоса определяется содержанием свободного газа в перекачиваемой жидкости. По [2] можно оценить температуру центробежного насоса при снижении давления на приеме ниже оптимального значения – ниже давления насыщения. При перекачке газированной смеси коэффициент полезного действия насоса снижается [5,7], (например, по А.Н.Дроздову, содержание газа в 5% снижает КПД до 25%). Снижение КПД насоса приводит к превращению механической энергии вращения рабочих колес насоса в тепловую энергию. Тепловая энергия, вырабатываемая в насосе за счет снижения КПД приводит к разогреву перекачиваемой газоводонефтяной смеси - при определенном давлении внутри насоса наступает режим «кипения» - начинается процесс отложения солей на поверхностях рабочих аппаратов установки ЭЦН.

Таблица 2. Физические свойства воды в состоянии насыщения: t – температура воды; ρ – плотность воды; ср – теплоемкость воды при постоянном давлении;

λ – коэффициент теплопроводности; σ – коэффициент поверхностного натяжения.

Температура кипения воды (раствора) зависит от давления в этой жидкости, например, от давления в аппаратах центробежного насоса. В таблице 2 приведены физические свойства воды в точке насыщения – в процессе кипения.

Давление насыщающего пара при кипении больше давления жидкости на величину:

Для практических целей, когда кипение жидкости происходит под большим давлением, можно предположить, что Dp = 0 . Тогда из таблицы 8 можно выделить зависимость температуры кипения от давления в жидкости. На графике (рисунок 5) представлена зависимость температуры кипения от давления в жидкости.

На рисунке 6 приведена кривая насыщения воды и точки состояния воды в центробежном насосе (для примера): движение состояния газожидкостной смеси по направлению стрелки означает, при пересечении линии насыщения вправо в жидкости (воде) начинается процесс кипения. Состояние установки (температура воды и давление в насосе) отображается точкой А - это означает, что в насосе вода в состоянии перегрева – кипение не происходит. Если кабельный удлинитель выдерживает такую температуру (например, с рабочей температурой 230 0С), то в насосе отложение солей не происходит. Установка продолжает

Рисунок 6. Расположение давления и температуры воды в насосе в процессе эксплуатации электроцентробежного насоса, совмещенные с кривой насыщения пара. А – давление воды в насосе 30 ат. с температурой 170 0С (режим нагрева); В – давление воды в насосе 20 ат. с температурой 250 0С (режим кипения, происходит отложение солей, возможен отказ по сопротивлению удлинителя); С – давление воды в насосе 120 ат. с температурой 275 0С (режим нагрева – возможен отказ УЭЦН по кабельному удлинителю, но отложение солей не происходит); D – режим кипения (происходит солеотложение, возможен выход УЭЦН по удлинителю). Изменение термобарических условии по Р.А.К. – режим релаксационных автоколебании; АПВ – изменение термобарических условии при режиме АПВ или КЭС (кратковременная эксплуатация скважины).

эксплуатироваться в исправном состоянии. Но при этом тепловой поток распространяясь вдоль кабельной линии поражает место сращивания с основной кабельной линией – поэтому производители установок ЭЦН предлагают потребителям так называемые «термовставки» - часть кабельной линии с высокой рабочей температурой (кабельная линия, где в качестве брони используется слой из свинца). Термовставка является

«буферным участком» между высокотемпературным кабельным

удлинителем и основной рабочей линией – «длина термовставки – высокотемпературного участка кабельной линии» пропорционально рабочей температуре высокотемпературного удлинителя.

При переходе состояния газожидкостной смеси в точку В, жидкость в насосе в состоянии кипения, происходит отложение солей. Если при этом (240 0С) не «выдерживает температуру» кабельный удлинитель то установка выходит из строя. Это явление называется «тепловым ударом» - явление мгновенного выхода УЭЦН из строя. Аналогичное состояние установки ЭЦН и в точке D.

При эксплуатации электроцентробежного насоса в периодическом режиме (АПВ) движение состояния газожидкостной смеси происходит по (АПВ) и «искусство нефтяника» при этом заключается в том, чтоб

«не попасть» в правую часть кривой насыщения. В противном случае, в режиме АПВ происходит постепенное образование твердых отложений и заклинивание насоса.

При эксплуатации скважин с содержанием в продукции со значительным содержанием попутной воды или же при добыче нефти с небольшим газовым фактором происходит колебание режима эксплуатации, который носит название «релаксационными автоколебаниями» (на рисунке 5 это кривая Р.А.К).

Однако кривая на рисунке 6 приведена для химически чистой воды. На практике мы же имеем пластовую воду с растворенными в ней химическими соединениями, концентрацией взвешенных частиц, которые действуют только на снижение температуры кипения. Поэтому кривая на графике выглядит более

«крутым» чем для чистой воды. Для исследования зависимости кривой солеотложений необходимо вести исследования отказов УЭЦН при различных режимах эксплуатации. Кривая кипения пластовой воды внутри насоса приведем на рисунке 7.

Таблица 3. Результат наложения состояния насоса (температура – давление) и кривой насыщения водяного пара – кривой зависимости температуры кипения воды от давления.

Вычислим давления газожидкостной смеси в насосе, уже с известными результатами комиссионного расследования основной причины отказа установки, пользуясь результатами исследовании в [7,10] и внесем данные в таблицу 3.

Наложением точки с координатами Pн ,Тн ) по каждой установке на графике в рисунке 6 можно прогнозировать  состояние  насоса  и  кабельного  удлинителя.  При  низкотемпературном  кабельном удлинителе в основном происходит отказ установки ЭЦН из-за электрического сопротивления системы «кабель – двигатель». Если же установка оборудована высокотемпературным кабельным удлинителем, то точки состояния Pн ,Tн ) на рисунке 5 «ложатся» правее кривой, что означает наступления  режима солеотложения. Одновременно, при более высоких температурах насоса снижается и сопротивление высокотемпературного кабельного удлинителя.

Исследование температуры центробежного насоса является продуктивным подходом – позволяет объяснить многие виды осложнений при эксплуатации установок электроцентробежного насоса низкой производительности при добыче нефти.

Многие виды осложнений эксплуатации УЭЦН низкой производительности связаны с тепловым состоянием центробежного насоса, как мощного источника теплоты при перекачке газожидкостных смесей.

Отложения солей из воды (пластовой воды) происходит при наступления режима кипения, показано, что при кипении поступление молекул воды в пар пузырька происходит с границы жидкость – металл (со стороны теплового потока). Отложение солей связано с процессом выпаривания тонкой пленки воды на границе «жидкость – металл – источника теплового потока».

Температура начала кипения зависит от свойства теплопередающей поверхности – на гладких поверхностях (например, в аппаратах из углепластиковой пластмассы) возможен перегрев химически чистой воды до 200 и более градусов температуры (отложения солей не наступит).

При перекачке пластовой воды с растворенными в ней химическими соединениями, наличием в воде взвешенных частиц – обломков горной породы несмачиваемой водой, наличие нефти и свободного газа, температура кипения достигается при значительно низких температурах. Изучая зависимость кипения пластовой воды внутри центробежного насоса можно научиться прогнозировать наступления режима солеотложения. Солеотложение является не только свойством пластовой воды, но прежде всего зависит от термобарического состояния центробежного насоса.

Эффективным, малозатратным способом предупреждения образования солей, безвозвратной потери центробежного насоса, является контроль и управление температурой эксплуатируемого насоса. Другим способом исключения отложения солей на установках низкой производительности является периодическая эксплуатация УЭЦН или в режиме кратковременной периодической эксплуатации (КПЭ), но при этом поддерживаемый динамический уровень жидкости в насосе не должен привести к безудержному росту его температуры (к состоянию «теплового удара» или режиму «солеотложений).

Список литературы

1.        Гареев      А.А. О        значении       теплового       режима       в       установках      электроцентробежных насосов. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.- 2009.- №1.- С.23-26.

2.         Гареев     А.А. О      предельном     газосодержании    на     приеме     электроцентробежного    насоса.

Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.- 2009.- №2.- С.21-25.

3.        Гареев А.А. О температурном режиме и явлении теплового удара в электроцентробежном насосе (в порядке обсуждения). Нефтяное хозяйство.- 2011.- №3.- С.122-126.

4.        Гареев А.А. О значении давления на приеме электроцентробежного насоса. Нефтяное хозяйство.- 2012.- №10.- С.128-131.

5.        Гареев А.А., Шарафутдинов Р.Ф., Валиуллин Р.А. О "релаксационных автоколебаниях" режима эксплуатации установок электроцентробежных насосов низкой производительности. Нефтепромысловое дело: НТЖ.- 2014.- №11.- С.42-50.

6.        Булатов М.А.: Комплексная переработка многокомпонентных жидких систем. Из-во «МИР», 2004.

7.        Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.

И.М.Губкина, 2003.

8.        Цветков Ф.Ф., Керимов Р.В., Величко В.М.: Задачник по тепломассообмену. Изд-ий дом МЭИ.

2010.

9.        Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т.: Солеобразование при добыче нефти. М. «ОРБИТА-М». 2004.