Повышение энергоэффективности добычи нефти

Сегодня существует несколько основных направлений и методовувеличения энергоэффективностимеханизированнойдобычи:

1)энергоэффективный дизайн глубинно-насосного оборудования;

2)модификация конструкции глубинно-насосного оборудо-

вания;

3)переход на более энергоэффективные способы добычи;

4)энергомониторинг.

В качестве первоочередной меры повышения энергоэффективности добычи нефти все большее применение находит концепция энергоэффективного дизайна. Инженеры Baker Hughes также применяют ряд основных принципов этого подхода:

–подбор и комплектация установки в соответствии со скважинными данными;

–расчет оптимальной глубины спуска оборудования;

–применение НКТ большего диаметра, по возможности;

–применение кабеля большего сечения, по возможности;

–подбор соответствующего наземного энергопо-требляю- щего оборудования (НЭО);

Между тем энергоэффективный дизайн, прежде всего, служит инструментом инженеров добывающих и сервисных предприятий, тогда как значительные резервы экономии электроэнергии можно изыскивать, модернизируя стандартное и разрабатывая новое добычное оборудование.

2.1. Совершенствование конструкций установки электроцентробежного насоса

Энергоэффективность УЭЦН зависит от многих параметров. Например, чем больше глубина подвески насоса, тем больше будет снижаться энергоэффективность. И тому есть несколько причин. Во-первых, увеличиваются потери в кабельной линии, вовторых, увеличиваются потери в НКТ. Существенно ухудшаются энергетические показатели работы ступеней ЭЦН с повышением газового фактора, даже если мы применяем предвключенные

41

elib.pstu.ru

устройства разного типа. Снижается энергоэффективность также

ипри заглублении динамического уровня – при уменьшении забойного давления, в том числе при сложных профилях скважин

ив скважинах с большим отходом от вертикали.

Наличие механических примесей увеличивает коэффициенты трения во всех парах сопряжения трения, и соответственно, увеличивает затраты электроэнергии при работе такого вида оборудования.

И, наконец, температура. Повышение температуры приводит к тому, что увеличивается сопротивление кабельной линии, ухудшается смазка всех трущихся деталей, соответственно, затраты электроэнергии на подъем жидкости будут увеличиваться. Высокая температура не только повреждает изоляцию кабеля, но и значительно снижает проводимость. И поэтому сегодня особенно важна работа по замене старых видов изоляции на более термостойкие. По данным некоторых экспериментов, на 1000 м стандартной кабельной линии даже при невысоких температурах моно потерять от 9 до 25 кВт, в зависимости от рабочих токов. В реальных условиях снижение напряжения может быть таким большим, что будет просто невозможно обеспечить нормальный запуск двигателя.

В большом количестве случаев (до 65–66 %) причиной отказа ГНО становится засорение мехпримесями.До момента выхода оборудования из строя начинается увеличение коэффициентов трения и соответствующееувеличение затрат мощности. Все, конечно, зависит от индекса абразивности конкретного вида мехпримесей.Некоторые виды механических примесей работают вообще как смазка. Например, мелкодисперсные глины работают как прекрасная смазка подшипников скольжения. Но большинство видов мехпримесей все жеприводят к уменьшению наработки на отказ и увеличению энергозатрат на перекачку жидкости.

Чем выше подача насоса, тем более эффективно можно работать даже при большом количестве свободного газа. Низкодебитные насосы не могут работать уже при 18–20 % свободного

42

elib.pstu.ru

газа. Их КПД и энергоэффективность падают при наличии всего 5–10 % свободного газа. В связи с этим применяется достаточно много разных предвключенных устройств. Впрочем, они не всегда играют только положительную роль. Во-первых, установки,

вкоторых используется, например, газосепаратор, затрачивают достаточно большое количество дополнительной энергии. Кроме того, известно, что применение газосепараторов провоцирует повышенное солеотложение, а солеотложение, естественно, снова приводит к уменьшению КПД, по крайней мере за счет того, что увеличивается коэффициенттрения и требуется большая мощность на работу таких систем.

Еще одно направление повышения энергоэффективности сегодня заключается в применении ЭЦН увеличенных габаритов. Еще несколько лет назад производители насосного оборудования начали вплотную заниматься разработкой ЭЦН повышенных диаметральных габаритов, и притом для малых дебитов. Сегодня

вгабарите 5А выпускаются насосы даже на 30 м3/сут. Переход на габарит 5А в скважинах диаметром 146 мм увеличивает подачу ЭЦН на 40 % и напор на 15–25 %. Для 6-го габарита подача увеличивается на 90 %, а напор – на 40–52 %). Одновременно на 3– 10 % увеличивается КПД ступени. Это обеспечивает улучшение работы всех видов оборудования, и в частности снижение затрат электроэнергии на подъем единицы жидкости.

Все потери в центробежных насосах можно подразделить на несколько основных типов. Это в первую очередь механические потери, потери в подшипниках, потери гидравлические, потери

гидродинамического торможения, которые уменьшают КПД в левой части характеристики, и дисковые потери. Дисковые потери зависят от частоты вращения в пятой степени, от диаметра самого рабочего колеса и вязкости жидкости. Увеличение частоты вращения приводит к тому, что дисковые потери резко возрастают. И поэтому если при одной и той же перекачиваемой жидкости мы увеличим в два раза скорость вращения, то у нас КПД ступени, а соответственно, и насоса будет падать примерно на 10–15 %.

43

elib.pstu.ru

Сегодня проводится большое количество испытаний новых видов материалов, которые уменьшают коэффициенты трения и увеличивают наработку на отказ. Ведь когда мы говорим об энергоэффективности, нельзя отрывать процесс добычи нефти от процесса подземного ремонта. Мы знаем, каких затрат и в энергетике, и в стоимостном выражении требует каждый ПРС. Новые материалы должны снижать энергопотребление даже при эксплуатации ГНО, а уж тем более в совокупности по эксплуатации и ПРС. Современные покрытия рабочих колес ЭЦН во многих случаях позволяют отказаться даже от химии для защиты от солей и коррозии. Но самое главное с точкизрения энергопотребления – это невозможность отложения солей и механических примесей на этих поверхностях, что увеличивает КПД.

Большинство крупнейших месторождений страны, длительное время обеспечивавших требуемые уровни добычи нефти, вступило в заключительную стадию разработки, но при этом существует потенциал увеличения добычи.

Всвязи с этим актуальной является задача повышения технологической и экономической составляющих эффективности разработки месторождения при минимизации капитальных вложений. В статье [58] рассмотрена новая методика, разработанная и внедренная в рамках выполнения комплексного проекта разработки и обустройства Мамонтовского месторождения ОАО «НК «Роснефть».

Внастоящее время значительная часть скважин Мамонтовского месторождения находится в бездействии. Приоритетной

задачей является работа по вводу бездействующих скважин в эксплуатацию, причем целесообразность ввода каждой скважины должна определяться состоянием выработки запасов нефти, особенностями системы разработки и технико-экономи- ческой эффективностью при условии достижения утвержденного КИН. Основной причиной бездействия скважин месторождения являются аварийные ситуации. В значительной части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке вторых, в том числе горизонтальных, стволов и переводу скважин на дру-

44

elib.pstu.ru

гие объекты. Структура действующего фонда в настоящее время в значительной степени определяется наличием высокообводненных скважин, на работу с которыми должны быть направлены значительные усилия. Основными направлениями дальнейшей работы с фондом скважин на месторождении являются:

–сокращение неработающего фонда путем планирования

иосуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (повышение степени выработки остаточных запасов восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);

–оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор

оптимальных режимов работы скважинного оборудования

ипласта, воздействие на призабойную зону и пласт для снижения обводненности продукции, комплексное сочетание работ

ивоздействия на пласт);

–широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда скважин (зарезка дополнительных горизонтальных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих методов увеличения нефтеотдачи).

В результате расчетов была установлена зависимость потребляемой мощности УЭЦН от дебита жидкости, из которой следует, что подводимая мощность установки пропорциональна квадрату дебита нефти:

Nподв f qн2 .

В результате расчетов по предлагаемой методике получаем данные о мощности и дебите для каждой скважины из всего фонда. На их основе можно определить, какие скважины следует установить, по каким изменить потребляемую мощность, какие запустить. Для оптимизации энергозатрат выгоднее осуще-

ствлять отбор из скважины, для которой кривая Nподв f qн2 .

имеет более пологий вид. Для УЭЦН одного типоразмера, но с разными напорными характеристиками потребляемая мощность разная. Варьируя типоразмеры установок с соответствующими погружными электродвигателями, мы перекрываем весь диапазон расчетных оптимальных потребляемых мощностей.

45

elib.pstu.ru

По разработанной методике потребляемая мощность определяется с помощью современного программного продукта по подбору оборудования для эксплуатации скважин RosPump [59, 61].

Таким образом, при выборе скважины-кандидата для проведения ремонта в условиях дефицита электроэнергии необходимо руководствоваться принципами максимальной эффективной работы каждой скважины с точки зрения энергопотребления.

Рассмотренная методика позволяет выбирать скважины из имеющегося действующего фонда и скважин, находящихся в работе и бездействии (или консервации), которые необходимо остановить или, наоборот, запустить, или по ним требуется оптимизировать отбор, чтобы при имеющемся лимите электроэнергии получить дополнительную добычу по нефти.

Расчет показателей по скважинам, в которых планируется выполнение ГТМ, выполняется после обоснования экономической целесообразности проведения ремонта.

Для Baker Hughes модификация и улучшение конструкции компонентов УЭЦН всегда были одним из приоритетных направлений. В 2011 г. в эксплуатацию введены насосные секции со ступенями новой конструкции FlexLine®, преимущества которых заключаются в более широком рабочем диапазоне и расширенной зоне максимального КПД. На тестовых испытаниях ступени показали более стабильную работу в условиях повышенного содержания мехпримесей и газосодержания – прежде всего за счет увеличения проходного сечения каналов и доработки их конфигурации. В целом за счет конструктивных изменений КПД ступени достигает 65–75 %, что на сегодняшний день соответствует лучшим показателям в отрасли (рис. 13 и 14).

Кроме того, широкая лопатка модернизированной ступени позволяет эксплуатировать их в скважинах с высокой КВЧ в добываемой жидкости. По этому показателю Flex Line® превосходит предыдущее поколение ступеней Centurion P10 на 25 %, отличаясь при этом улучшенной абразивостойкостью.

46

elib.pstu.ru

системы были применены вставки из карбида вольфрама в наиболее подверженных износу зонах, и с 2008 г. не было ни одного полета даже в скважинах, наиболее опасных с точки зрения абразивного износа.

Отдельного упоминания заслуживает запатентованная технология мультифазного насоса MVP™ (многолопастной мультифазный насос), целесообразность применения которой в условиях повышенного содержания газа доказали промышленные испытания, проведенные на месторождениях «РН-Пурнефтегаза» в 2008 г. (рис. 15).

Рис. 15. Мультифазный насос MVP

Использование данной системы вместо газосепаратора в скважинах с умеренным (до 30 %) содержанием свободного газа на приеме позволяет добиться увеличения энергоэффективности УЭЦН. Разрезные ступени MVP™ эффективно растворяют газ в жидкости, позволяя ему совершать полезную работу по подъему пластового флюида на поверхность, тем самым увеличивая КПД системы УЭЦН.

48

elib.pstu.ru

Эксплуатация обводненных скважин, оборудованных УЭЦН, из-за образования в них тонкодисперсных структур водонефтяных эмульсий обратного типа сопровождается существенным ухудшением напорных характеристик насосов, условий путевого сброса попутно добываемой воды, а также приводит к повышенному энергопотреблению скважинного оборудования [7].

Смешивание пластовых жидкостей и их эмульгирование

вскважинах приводят к росту эффективной вязкости добываемой продукции [10]. В скважинах с УЭЦН эмульсии образуются

врабочих ступенях погружного насоса. Устойчивость (степень разрушенности) нефтяных эмульсий на устье добывающих скважин увеличивается с ростом вязкости безводной нефти и не превышает 20 % даже для легких нефтей Западной Сибири.

Предварительный ввод деэмульгаторов на приеме УЭЦН позволяет снизить устойчивость эмульсий и довести степень разрушенности в среднем до 82 %. Однако полной дестабилизации образующихся эмульсий при вводе ПАВ в скважины с УЭЦН не происходит. Интенсивность эмульгирования нефти в скважинах с УЭЦНпрактически не зависит от типоразмера и подачи насосов

впределах одной и той же залежи месторождения[23].

Для более глубокой дестабилизации водонефтяных эмульсий в скважинах, оборудованных УЭЦН, требуется разработка дополнительных мер, направленных на недопущение смешивания пластовых жидкостей в рабочих органах насосов.

2.2.Переход от установки электроцентробежного насоса

квинтовым насосам

Описанные выше методы вполне действенны, но позволяют увеличить энергоэффективность лишь на несколько процентов. Радикальное же снижение энергопотребления может быть получено при смене способа эксплуатации – переводе скважины из фонда УЭЦН в фонд, эксплуатируемый винтовыми насосами.

Сравнение КПД УЭЦН и УЭВН в условиях одной и той же скважины с помощью специализированного программного обеспечения Autograph PC™ (для наглядности ПЭД и остальные

49

elib.pstu.ru

элементы системы взяты те же самые) позволяет увидеть, что эффективность винтовой пары выше примерно на 26 %. Потребляемый ПЭД УЭВН ток существенно ниже, что в итоге дает 30%-ное снижение количества потребляемой всей установкой электроэнергии.

Будучи насосом объемного действия, винтовой насос устойчиво работает при околонулевых давлениях на приеме, при больших значениях газового фактора, а также при значительных выносах механических примесей и отложениях солей.

ВЗАО «Новомет-Пермь» разработаны два типа ступеней нефтяных насосов для добычи жидкости, содержащей свободный газ: центробежно-вихревые (ВНН) и центробежно-осевые (ЦОН). В обеих ступенях имеются специальные элементы, диспергирующие пузырьки газа. В ступенях ВНН – это вихревой венец, расположенный в плоскости ведущего диска рабочего колеса по его периметру, в ступенях ЦОН – осевые лопатки, расположенные от области выхода потока жидкости из рабочего колеса до его входа в направляющий аппарат. На рис. 16 приведены нормированные по напору и подаче характеристики указанных ступеней. Испытания проводили на смесях вода – воздух

ивода – ПАВ (дисолван 4411) – воздух [11].

Влабораториях РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина реализуется программа, целью которой является повышение напорности ступени насоса, эффективности работы насоса при большем содержании свободного газа на входе, технологично-

сти производства ступени насоса. Одним из направлений в этой программе является создание лабиринтно-винтовых насосов, которые разработчики насосного оборудования в последнее время часто предлагают использовать в качестве диспергирующих устройств[5].Так, ЗАО «Новомет-Пермь» уже освоило выпуск данного оборудования. Лабиринтно-винтовые устройства предлагается устанавливать в насосе, газосепарато- ре-диспергаторе и непосредственно в диспергаторе. Вместе с тем применяемые конструкции лабиринтно-винтовых насосов обладают недостатками.

50

elib.pstu.ru