книги / Повышение энергоэффективности добычи нефти

Одним из направлений автоматического контроля работы скважин является внедрение «интеллектуальных» скважин [13, 28]. Проекты «интеллектуальной» скважины имеют следующие преимущества:

1.Возможность получения в режиме реального времени «избыточной» по составу и количеству диагностической информации о работе скважины и выработке пластов, включая записи как наземных, так и глубинных модулей мобильных или стационарных информационно-измерительных систем (СИИС).

2.Реализация принципа «прямого» замера: промысловая (или геофизическая) информация непрерывно регистрируется

вусловиях технологического режима работы скважины и на заданной точке ее глубины (это обычно не удается реализовать при проведении плановых геофизических и гидродинамических исследований, так как требуются подъем насосного оборудования и вызов притока альтернативным способом).

3.Сокращение плановых потерь добычи нефти и газа при

выполнении промысловых и геофизических исследований в действующем фонде скважин, предусмотренных требованиями отраслевых регламентов (вместо этого используется информация замеров с модулей глубинных СИИС при выводе скважин на режим или связанная с технологический перерывами в работе добывающих скважин).

4.Безопасность при работе на удаленных месторождениях или в условиях агрессивных сред (например, при добыче газа

сбольшой долей сероводорода), так как присутствие на скважинах обслуживающего персонала минимизировано.

5.Возможность принятия оперативных решений с удаленного операторского (аналитического) центра по оптимизации добычи и закачки, режимов эксплуатации (особенно для горизонтальных скважин (ГС), оборудованных дистанционно управляемыми устройствами контроля притока (УКП)) [29].

6.Возможность реализации на базе проектов «интеллектуальной» скважины более глобального проекта «интеллектуального» месторождения.

11

elib.pstu.ru

У многих сервисных компаний в настоящее время уже существует большой рынок готовых решений для «интеллекту-

альных» скважин (Schlumberger, Invensys, Halliburton, Weatherboard и др.). Стоимость этого оборудования и телеметрии высокая (десятки тысяч долларов на скважину), но вполне доступна для отечественных нефтегазовых компаний.

Под «интеллектуальной» скважиной следует понимать ее обустройство наземными и глубинными СИИС с непрерывной в режиме реального времени телеметрией, софтом и обеспечением обратной связи по дистанционному управлению работой скважины, включая многопластовые скважины с ОРЭ (одновре- менно-раздельной эксплуатации), горизонтальные и многоствольные скважины с УКП или ОРЭ в случаях сложнопостроенных эксплуатационных объектов.

Перечислим основные случаи, когда необходима глубинная составляющая «интеллектуальных» скважин.

1.Добывающая или нагнетательная скважина, эксплуатирующая многопластовую нефтяную, газовую или газонефтяную залежь. Этот тип скважин может включать:

а) скважины с оборудованием ОРЭ; б) скважины без ОРЭ;

в) многоствольные горизонтальные скважины (ГС).

2.Добывающие и нагнетательные скважины (включая однопластовые) с дистанционным контролем по силовому кабелю параметров на приеме ЭЦН (преимущественно давления и температуры) с так называемыми датчиками «телеметрии скважин

(ТМС)».

3.Добывающие, нагнетательные и наблюдательные скважины (включая однопластовые) с распределенными датчиками вдоль всего или части ствола, например оптоволоконные DTSсистемы.

Глубинные СИИС применяются для обеспечения и повышения надежности информационно-операционных систем мониторинга добычи и контроля разработки пластов [13].

12

elib.pstu.ru

1.2. Мониторинг показателей эксплуатации оборудования системы поддержания пластового давления

Процесс закачки рабочего агента в пласт требует постоянного контроля основных технологических параметров агрегатов кустовых насосных станций (КНС), таких как объем и давление закачки, потребляемая мощность, наработка, КПД насосных агрегатов. В системе ППД ОАО «Сургутнефтегаз» дополнительно используется технология внутрикустовой закачки с водозаборных скважин. Для обеспечения необходимого давления закачки на низкопроницаемых участках также используется технология повышения давления с применением шурфов. В ОАО «Сургутнефтегаз» разработана программно-информационная система «Оперативный контроль объектов» (ИС «ОКО»), отображающая в режиме реального времени показатели эксплуатации нефтепромысловых объектов, в томчисле несколько сотен параметров (от давления, приемистости скважин до температуры подшипников двигатели насосного агрегата) по процессу закачки. Контроль параметров эксплуатации оборудования заключается в анализе обширного информационного поля, сопоставлении всех параметров, выявлении отклонений при эксплуатации оборудования с целью обеспечения оптимального режима его работы. Для этого разработан модуль «Контроль объектов поддержания пластового давления» программного средства «Единая система работы с фондом» (ПС «ЕСРФ»), где в автоматизированном режиме сопоставляются показатели эксплуатации с режимными объемными, технологическими показателями по процессам и паспортными характеристиками оборудования, сохраняемыми в нефтепромысловом комплексе «Альфа» (НПК «Альфа»).

К функциям интерактивного мониторинга насосного оборудования системы ППД относятся сбор информации, анализ причин отклонений, планируемые мероприятия, выдача рекомендаций по устранению отклонений, формирование отчетных форм по выбранным критериям. Использование модуля позволяет за непродолжительный промежуток времени анализировать отклонения в режиме работы насосного оборудования на всех уров-

13

elib.pstu.ru

нях контроля, оптимизируя таким образом аналитическую работу специалистов, что способствует повышению оперативности и качества принимаемых решений по режиму эксплуатации, а также энергоэффективности технологии ППД.

По результатам работы систем мониторинга энергопотребления для механизированной добычи жидкости, показателей эксплуатации оборудования системы ППД формируются отчеты системы энергоаудита с итоговым энергопотреблением фонда и показателями потенциала энергосбережения. В табл. 2 приведены условные показатели энергопотребления.

1.3.Результаты измерений энергопотребления установки электроцентробежного насоса на месторождениях

свысокой газонасыщенностью нефти

Выбор насосного оборудования при добыче нефти в основном обусловлен проектным дебитом добывающей скважины при соответствующей депрессии. Для поддержания высокого значения КПД электроцентробежного насоса производительность скважины должна быть в пределах рабочей зоны ЭЦН. Известно, что условия эксплуатации добывающих скважин значительно изменяются в течение срока службы насосного оборудования, при этом фактическая производительность, с которой работает насос, может не соответствовать его рабочей зоне и эффективность эксплуатации такого оборудования значительно снижается. Причинами могут быть выделение свободного газа из нефти у приема насоса, образование высоковязкой эмульсии, отложение органических и неорганических солей на стенках глубинно-насосного оборудования (ГНО) и др. В таких осложненных условиях для обеспечения запланированного дебита нефти при очередном ремонте в компоновку ГНО включают дополнительные модули, предотвращающие влияние негативных факторов. Для повышения эффективности работы насосной установки без проведения ремонта скважины применяют устройства регулирования электрических характеристик станции управления и частоты вращения вала погружного электродвигателя, подбирая оптимальный режим работы насоса. Основным критерием, позволяющим пред-

15

elib.pstu.ru

варительно оценить необходимость проведения того или иного вида мероприятий по оптимизации, является величина коэффициента полезного действия насоса.

С целью выбора скважин с высоким энергопотреблением описан алгоритм оценки энергетических затрат на подъем скважинной продукции и КПД насоса с помощью измерений токовых показателей на станции управления. Для исследования выбраны 42 добывающие скважины Уньвинского, Сибирского и Шершневского месторождений (Пермский край), эксплуатируемые установками ЭЦН с номинальной производительностью 30 м3/сут без специальных устройств для сепарации газа на приеме глубинных насосов (газосепаратор, газовый якорь и др.). Скважины на дату измерения основных технологических показателей (дебит жидкости, давление на устье, динамический уровень и т.д.) работали в режиме постоянной откачки жидкости

собъемной долей воды в продукции (nв), не превышающей 29 % (табл. 3). Основная задача исследования сводилась к определению коэффициента полезного действия насосов и сравнению их

сноминальными, соответствующими производительности, при разном входном газосодержании.

Фактический КПД насоса определялся по данным инструментальных измерений электрических параметров работы насосной установки (рабочих токов и линейного напряжения) на контроллере станции управления по следующей схеме:

1.Давление на приеме насоса Pпр по измеренным динамическому уровню и давлению на устье затрубного пространства определялось согласно формуле [19]

Рпр Рзатр Рг РГСЖзатр Рзатр Рг сg Ннас Ндин , (2)

где ρс – среднее значение плотности ГЖС в затрубном пространстве; Pзатр – устьевое затрубное давление, МПа; Рг – давление столба газа в затрубном пространстве, МПа; РГСЖзатр –

давление столба газожидкостной смеси в затрубном пространстве, МПа. Для его оценки использованы результаты обработки промысловых исследований, описанных в работе [20].

16

elib.pstu.ru

2. Расчет давления на выкиде насоса осуществлялся по методикам Поэтманна – Карпентера (Рвык1) [25] и по методу Крылова с определением минимального давления фонтанирования (Рвык2) при известном буферном давлении (Рбуф). В последнем случае, принимая во внимание фонтанирование скважины под действием насоса, расчет сводится к определению минимального давления фонтанирования Рвык2. При этом учитывается процесс сепарации газа у приема насоса, который приводит к изменению физических характеристик нефти: давления насыщения, газонасыщенности, плотности и объемного коэффициента.

Рассматривая систему «колонна НКТ–насос» как фонтанирующий подъемник, его минимальное давление фонтанирования, равное Рвык, с учетом сепарации газа у приема насоса можно определить по формуле

где ρж – средняя плотность жидкости в подъемнике (с учетом обводненности); Г0эф – эффективно действующий газовый фактор; Pнас – давление насыщения нефти газом, МПа.

В итоге за давление на выкиде насоса Рвык принималось среднее значение между Рвык1 и Рвык2.

1. Полезная мощность насоса определялась по производительности и давлению, создаваемому насосом:

19

elib.pstu.ru

2. Полная мощность насосной установки

где I, U – рабочий ток и линейное напряжение на контроллере станции управления; cos φ – коэффициент активной мощности.

3. Коэффициент полезного действия установки, зависящий от КПД станции управления ηсу, кабельной линии ηк, электродвигателя ηэд, погружного насоса ηн, рассчитывался по формуле

КПД станции управления для различных производителей изменяются в пределах 96–99 %. Потери мощности в кабельной линии зависят от рабочего тока, материала жилы и размеров кабеля:

где ρ – удельное сопротивление материала жилы; α – температурный коэффициент расширения материала; L – длина кабеля (L ≈ Lн); t – температура материала; I – рабочий ток, F – площадь поперечного сечения жилы.

КПД кабельной линии:

КПД электродвигателя (ПЭД) определяется его типоразмером и мощностью на входном валу. На рис. 2 представлена нагрузочная характеристика ПЭД-32. Величине КПД двигателя в конкретных условиях эксплуатации соответствует отношение полезной мощности к номинальной, определяемое по формуле

20

elib.pstu.ru