Повышение энергоэффективности добычи нефти

полняется за счет системы ППД. Иными словами, изменение пластового давления является первопричиной смены положения динамического уровня, что обусловливает изменение удельного расхода электрической энергии.

Таким образом, энергозатраты на подъем скважинной продукции определяются в первую очередь пластовым давлением, которое зависит от объемов закачки и эффективности системы ППД. При этом с момента прорыва вытесняющего агента в добывающие скважины энергия, затрачиваемая на механизированную добычу, уходит в том числе на отбор воды из скважин, причем удельные энергозатраты на единицу массы жидкости остаются постоянными, а на единицу нефти начинают увеличиваться, что можно однозначно расценивать как негативный фактор. Следовательно, прорыв вытесняющего агента – воды резко повышает энергоемкость процесса разработки месторождения.

В противоположность воде прорыв газа в случае использования последнего в качестве вытесняющего агента в силу свой природы не увеличивает энергозатраты. При уменьшении плотности скважинного флюида (за счет повышения доли газовой фазы за счет снижения количества воды) удельный расход энергии на механизированную добычу нефти снижается, так как уменьшается динамический уровень. До определенного объема на единицу объема нефти газ способствует повышению эффективности подъема скважинной жидкости, реализуя систему внутрискважинного газлифта.

Задача эффективной разработки нефтяного месторождения сводится к обеспечению максимального увеличения суммарной энергии продукции (нефти) при минимальном расходе энергии на выработку запасов и функционирования инфраструктуры месторождения.

При разработке месторождения приобретается некоторое качество энергии, определяемое компонентным составом и полной теплотой сгорания нефти, геологическими запасами, коэффициентом извлечения нефти (КИН) при выбранном способе эксплуатации. При этом используется имеющаяся упругая энер-

31

elib.pstu.ru

гия пласта и совершается работа по закачке вытесняющего агента. Таким образом, «чистая» добыча энергоносителей определяется как

где Qн – добыча нефти, т; Э – удельный расход электрической энергии на добычу нефти, кВт·ч/т.

Продукцией добывающих скважин являются не только углеводородные флюиды (нефть и газ), но и вода, которая не имеет ценности в качестве топлива. При этом очевидно, что обводненность продукции добывающих скважин характеризует количество бесполезно потраченной энергии как в системе ППД, так и в механизированной добыче.

При энергетическом анализе применения различных типов вытесняющих агентов в системе ППД обычно делается вывод, что закачка воды для обеспечения энергоэффективности предпочтительнее. Однако очевидно, что, поскольку вязкость газа всегда меньше вязкости воды, потери давления (энергии) в призабойной зоне нагнетательных скважин, так же как в пласте, при закачке газа должны быть меньше, чем при закачке воды. В действительности указанное противоречие отсутствует, поскольку вытесняющий агент поступает в пласт под давлением, равным сумме давлений на устье нагнетательной скважины (которое учитывается при определении энергопотребления системы ППД) и гидростатического давления столба флюида. Дополнительная энергия, приобретаемая при закачке в пласт воды за счет высокой плотности последней, теряется после прорыва вытесняющего агента в добывающие скважины. Таким образом, основным параметром, определяющим энергетическую эффективность разработки месторождения, является удельный расход вытесняющего агента на 1 т добытой нефти.

32

elib.pstu.ru

где m – показатель адиабаты; Pвх, Pнаг – давление соответственно на входе в компрессор и нагнетания (на выходе из него), МПа; qн – суммарный дебит нефти реагирующих добывающих скважин участка очагового воздействия, м3/с; Гскв, Гн – газовый фактор соответственно продукции добывающих скважин и нефти при разгазировании, м3/м3; ηк.а – коэффициент полезного действия компрессорного агрегата системы ППД.

Поскольку количество вытесняющего агента в продукции добывающих скважин в процессе разработки месторождения изменяется (увеличивается), при сравнении эффективности различных типов рабочих агентов необходимо рассматривать не текущие, а суммарные показатели энергозатрат за весь период разработки месторождения. Изменение характера энергопотребления при смене типа вытесняющего агента можно рассмотреть на примере применения технологии водогазового воздействия

на пласт Ю11 Новогоднего месторождения, длительное время

разрабатывавшегося с использованием заводнения.

Выбор месторождения был обусловлен высокими пластовыми давлениями и температурой, низкими проницаемостью коллектора, вязкостью нефти в пластовых условиях и начальным околокритическим состоянием пластовых углеводородных флюидов (что соответствует традиционным критериям применимости технологий водогазового воздействия с раздельной закачкой вытесняющих агентов).

Новогоднее месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в непосредственной близости от Вынгапуровского, Вынгаяхинского, Еты-Пуровского и Ярайнерского месторождений.

Нефть пласта характеризуется следующими свойствами: плотность при стандартных условиях – 811 кг/м3; кинематическая вязкость при температуре 20 °С – 2,71 мм2/с, при температуре 50 °С – 1,57 мм2/с; массовое содержание серы – 0,16 %, парафинов – 2,27 %, селикагелевых смол – 1,84 %, асфальтенов – 0,06 %; температура начала кипения – 79 °С; выход легких фракций при нагреве до 300 °С – 72 %; молярная масса нефти –170 г/моль. В соответст-

33

elib.pstu.ru

вии с классификацией по ГОСТ Р 51858-2002 нефть пласта относится кособо легким(тип0).

Молярное содержание метана в растворенном в пластовой нефти газа составляет 63,1 %, этана – 14,%, пропана – 11,1 %, бутана – 5,4 %, пентана – 1,9 %, гексана и высших – 2 %, диоксида углерода– 0,99 %, азота– 0,26 %, водорода игелия– 0,006 %.

Согласно данным геофизических исследований скважин (ГИС) проницаемость в среднем по пласту составляет 0,03 мкм2, изменяясь от 0,001 до 0,103 мкм2. Пористость варьирует в диапазоне ОД 3–0,2 при средневзвешенном значении 0,172. Средняя нефтенасыщенность составляет 0,52–0,59, коэффициент песчанистости – 0,79–0,795. Водонефтяной контакт (ВНК) фиксируется на глубине 2945 м.

Рассмотрим изменение энергетических показателей разработки Новогоднего месторождения при закачке газа в пласт. На рис. 11 приведена динамика энергопотребления системы ППД от подстанции КП-85 Новогоднего месторождения с января 2006 г. по декабрь 2007 г. Из него видно, что в период закачки газа в пласт отмечался резкий рост энергозатрат на ППД. Динамика энергопотребления отражает все технические остановки компрессорного оборудования. При этом из-за ухудшения свойств призабойной зоны пласта наблюдались изменения текущих объемов закачки газа и давления на забоенагнетательной скважины.

Рис. 11. Энергопотребление системы ППД Новогоднего месторождения в 2006–2007 гг.

34

elib.pstu.ru

За время проведения ОПР общий объем закачки газа в пласт Ю11 составил 34831 тыс. м3. Последующая закачка воды в период

с 16 июня по 1 октября2007 г. составила 58290 м3 при среднем расходе600 м3/сути давлении нагнетаниянаустье 20,7 МПа.

В целом закачка газа на опытном участка оказалась неэффективной. Поскольку влияние закачки газа в пласт в наибольшей степени проявилось в скв. 6570, последняя в июне 2007 г. была введена в эксплуатацию. В результате был получен приток воды с пленкой нефти дебитом 170 м3/сут.

Рассматривая результаты внедрения водогазового воздействия, можно отметить, что аналогичные последствия отмечались бы при любом типе вытесняющего агента. В то же время выполненные работы продемонстрировали высокую энергоемкость процесса закачки газа, осложненного явлениями в нагнетательной скважине и призабойной зоне пласта.

Очевидно, что при использовании углеводородного газа указанный режим возможен в основном на залежах с высоким пластовым давлением, что, в свою очередь, как было показано, приводит к резкому увеличению энергопотребления системыППД.

Удельные энергозатраты на добычу жидкости определяются в первую очередь динамическим уровнем, который непосредственно зависит от пластового давления. Прорыв вытесняющего агента – воды приводит к резкому увеличению энергоемкости добычи нефти и процесса разработки месторождения. Опыт применения водогазового воздействия на Новогоднем месторождении показал резкое увеличение энергоемкости системы ППД при закачке газа, не скомпенсированное снижением энергозатрат по другим составляющим процесса эксплуатации месторождения. Высокая энергоемкость процесса нагнетания газа вызывает необходимость снижения удельного расхода газа в качестве вытесняющего агента и модификации технологии водогазового воздействия для залежей с низким пластовым давлением.

35

elib.pstu.ru

2. ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Существуют различные способы механизированной добычи нефти, при этом наиболее энергозатратным является эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов. За последние годы отечественными и зарубежными компаниями освоено производство качественной нефтепромысловой техники, позволяющей с глубины более 3000 м добывать нефть дебитом до 100 м3/сут с меньшими эксплуатационными затратами по сравнению с УЭЦН. Например, опыт применения гидроприводных (ГПН) и гидроструйных (ГСН) насосов на Самотлорском месторождении показал, что межремонтный период работы скважин возрастает до 5–7 лет, снижается или стабилизируется обводненность продукции, увеличиваются темпы добычи нефти и жидкости в 2–6 раз, возрастают коэффициенты охвата воздействием и извлечения нефти, в активную разработку вовлекаются трудноизвлекаемые и неизвлекамые запасы нефти. Дополнительная добыча от применения таких насосов по 120 скважинам оценивается в 1362,7 тыс. т нефти (11,9 % геологических запасов) [56]. Известен положительный эффект от использования вместо УЭЦН струйных насосов на месторождении «Дракон» (СП «Вьетсов-петро») [45].

Опыт эксплуатации ОАО «Татнефть» добывающих скважин длинноходовыми цепными приводами ГЩ80-6-1\4, разработанными ТатНИПИнефтъю и выпускаемыми ОАО «Ижнефтемаш»

в скважинах с дебитами до 85 м3/сут обеспечивает следующие преимущества по сравнению с использованием УЭЦН [15]:

– возможность гибкого изменения режима эксплуатации скважины в зависимости от геолого-технических условий работы пласта без подъема глубинно-насосного оборудования и применения относительно дорогостоящих и не всегда надежных регулируемых электроприводов;

36

elib.pstu.ru

–меньшее влияние отложений солей;

–использование недорогих средств борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в НКТ (скребки и скребкицентраторы),

–сокращение энергетических затрат на подъем продукции из скважин.

Расход электроэнергии при работе насосных установок с цепными приводами фирмы Bender снижается на 30 %. По данным компании Weatheford (США), применение цепных приводов типа Rotaflex с длиной хода 6 и 7,3 м в более чем 800 скважинах обеспечило экономию электроэнергии от 15 до 25 %, фактический КПД. УСШН с такими приводами достигает 61,2 %, в то время как для насосных установок с обычными балансирными станкамикачалками ваналогичныхусловиях КПД равен20–50 % [1].

При эксплуатации скважин (УСШН) область эффективного применения определяет колонна насосных штанг. До последнего времени на промыслах России рост объемов применения глу- бинно-насосного оборудования для добычи больших объемов нефти из глубоких скважин сдерживался отсутствием отечественных производителей высокопрочных штанг и высоконапорных насосов. В связи с этим возникло мнение об ограниченных возможностях УСШН. В настоящее время ОАО «Мотовилихинские заводы» производит насосные штанги «Делец» с повышенными механическими свойствами, сертифицированные Госстандартом РФ и Американским нефтяным институтом (API). Пермской компанией ЗАО «ПКНМ» освоено производство насосов с напором до 3500 м и длиной хода 4 м.

Еще в 70-х гг. XX в. были разработаны стеклопластиковые

насосные штанги (СПНШ) специально для использования

вскважинах с коррозионно-активной средой. К началу 90-х г. СПНШ использовали около 120 нефтедобывающих компаний

вСША, Канаде, Франции, Мексике, Индонезии, Венесуэле, Египте, Аргентине. Согласно оценкам специалистов в настоящее время в США стеклопластиковые насосные штанги составляют примерно 20 % общего объема используемых насосных штанг. Данные о применении СПНШ на месторождениях «Сло-

37

elib.pstu.ru

тер» и «Эмма» в Западном Техасе свидетельствуют, что они позволяют на 17–50 % снизить массу штанговыхколонн и при повышении отбора, несмотря на увеличение числа оборотов в минуту, обеспечить уменьшение максимальной нагрузки на полированный шток на 17–34 %, а также минимальной нагрузки и максимального вращающего момента. Было также отмечено сокращение потребления электроэнергии на 30 % и числа обрывов штанг в 23 раза по сравнению со стальными. Промысловый эксперимент в ОДА показал, что капиталовложения при использовании СПНШ сократились на 20,7 %, объем добычи на единицу затрачиваемой мощности увеличился на 60 % [27]. Однако в отечественной практике стеклопластиковые штанги до сих пор не применяются в должном объеме.

Не менее важным элементом, определяющим эффективность зксплуатации скважин, является колонна НКТ. Холдингом «НТС-Лидер» разработана принципиально новая технология изготовления насосных труб и ремонта бывших в эксплуатации НКТ, позволяющая повысить их срок службы в 10–12 раз (по мнению разработчиков технологии). Экономический эффект от использования данной технологии включает [16]:

–ежегодное сокращение объемов закупок новых НКТ на

60–70 %;

–снижение затрат на проведение текущих ремонтов;

–сокращение потерь в добыче нефти от утечек в лифте. Снижению энергозатрат на нефтепромыслах значительно способствует применение современных высококачественных станковкачалок. ОАО «Ижнефтемаш» производит большой ассортимент станков-качалок длинноходовых (до 4,3 м), высокой грузоподъемности (до 13,8 м), с газовым двигателем с использованием нефтяного газа [18].

За рубежом станки-качалки оснащаются новыми диагностическими приборами, программой управления в режиме реального времени и чувствительными датчиками, что позволяет более эффективно использовать насосные установки при меньших затратах на ремонт. Компания Lufkin Automation разработала систему SAM Weil – интеллектуальную автоматизированную сис-

38

elib.pstu.ru

тему управления штанговой установкой [22, 24, 64]. Например, если использовать только самую простую функцию интеллектуальной системы – акцентировать внимание на контроле уравновешивания, то это позволит увеличить срок службы станковкачалок и насосных штанг и обеспечит экономию электроэнер-

гии до 25–30 % [14].

Приведенный краткий обзор показывает, что в последние годы отечественными и зарубежными производителями освоен широкий спектр нефтепромысловой техники, позволяющий на более высоком уровне эксплуатировать малодебитные скважины, потенциальные возможности которых далеко не исчерпаны. Кроме того, правильный выбор, оценка и научное сопровождение предложенных новых техники и технологий добычи позволят эффективно их использовать и существенно снизить эксплуатационные затраты. В табл. 5 представлены показатели механизированных способов добычи нефти на основе отечественного и зарубежного опыта эксплуатации [34, 57, 63].

В 2011 г. 71 % объема добычи нефти в нашей стране был обеспечен УЭЦН (рис. 12). Учитывая то, что данный способ эксплуатации наиболее энергозатратный, рассмотрим пути снижения энергопотребления УЭЦН.

Рис. 12. Прогнозируемое распределение добычи нефти по способам в РФ

39

elib.pstu.ru