книги / Повышение энергоэффективности добычи нефти

При определении Nсу КПД станций управления принят равным 98 %. С учетом вида нагрузочных характеристик ПЭД (см. рис. 2) и относительной подачи насосов КПД электродвигателей принят равным 82 %. Потери мощности в кабеле рассчитывали по известным зависимостям [2].

Рис. 2. Нагрузочная характеристика ПЭД (117 условный габарит)

По найденным значениям коэффициентов полезного действия станции управления, кабельной линии, электродвигателя, а также установки в целом ηн рассчитывается из соотношения

21

elib.pstu.ru

По описанной схеме для выбранных скважин рассчитан КПД насоса. Результаты расчетов КПД насосов приведены в табл. 4. Полученные значения обозначены точками на графике зависимости коэффициента полезного действия от подачи серийного насоса ЭЦН5-30, работающего на технической воде (рис. 3). Поскольку ЭЦН в исследуемых скважинах представлены широким спектром производителей с различными заявленными характеристиками, эффективность погружных насосов принято оценивать в виде отношения фактического КПД к его номинальному значению. Из рис. 3 видно, что часть исследуемых скважин эксплуатируется вне рабочей зоны, т.е. фактическая производительность насоса превышает номинальное значение данной характеристики в 1,5 раза и более. Несмотря на этот факт, относительный коэффициент полезного действия ЭЦН за пределами рабочей области этих скважин не ниже средних значений показателя по всей выборке.

Рис. 3. КПД насосов ЭЦН5-30 при работе в исследуемых скважинах

22

elib.pstu.ru

23

elib.pstu.ru

Прежде всего это связано с влиянием свободного газа, поступающего в насос (рис. 4). С увеличением расхода откачиваемой жидкости особенно за пределами рабочей зоны характеристики ЭЦН наблюдается снижение негативного влияния свободного газа на развиваемый напор и КПД насоса [21]. Это объясняется, вероятно, более высокой дисперсностью газожидкостной смеси при увеличении расхода жидкости.

Рис. 4. Зависимость относительного КПД от относительной подачи насосов и входного газосодержания

При относительной подаче (отношение фактической подачи

к номинальной) (Qфакт/Qном) 1 значения КПД в среднем выше, чем при более низкой производительности. Такая же тенденция

наблюдается на зависимости относительных величин КПД (отношение фактического значения КПД к паспортному по рабочей характеристике) и относительной подачи насоса (см. рис. 4). Рост входного газосодержания, как видно из рис. 4, приводит к существенному снижению эффективности работы насоса, сни-

жая его КПД. Полученные формы кривых ηфакт/ηпас = f(Qфакт/Qном) отражают особенности работы насосов на газожидкостных сме-

сях в скважинных условиях и подтверждаются результатами известных лабораторных исследований.

Входное газосодержание (βвх) при работе ЭЦН определялось по полученным значениям давления у приема насосов и по фактическим кривым разгазирования нефти с учетом сепарации.

24

elib.pstu.ru

На рис. 5 приведена зависимость относительной подачи насосов от входного газосодержания.

Рис. 5. Зависимость относительной производительности от входного газосодержания

При проведении стендовых испытаний выясняется, что количество ступеней ЭЦН оказывает сильное влияние на его работу [2]. Однако вопрос оценки поведения характеристик работы электроцентробежных насосов в реальных условиях до сих пор остается слабо изученным. В скважинных условиях значительное влияние на эффективность работы ЭЦН оказывают давление у приема насоса, вязкость и степень дисперсности скважинной продукции. Для установления связи между количеством ступеней насоса (zст) и эффективностью работы насоса построена за-

висимость вида ηн/ηн.ном = f(zст) (рис. 6). Газосодержание на входе в насос составляло 10 %.

При наличии газа в свободной фазе часть ступеней не развивает перепада давления, а лишь измельчает пузыри газа, создавая тем самым более благоприятные условия для работы последующих ступеней ЭЦН, а по мере повышения давления в насосе объемная доля свободного газа в каждой последующей ступени снижается, что повышает способность ЭЦН работать с газом для конструкций насосов с большим числом ступеней.

25

elib.pstu.ru

насоса можно осуществлять выбор скважин с неудовлетворительными показателями и давать рекомендации для регулирования и экономии потребляемой электроэнергии, соответствующей нормам расхода топливно-энергетических ресурсов,с учетом условий эксплуатации добывающих скважин.

Рис. 9. Зависимости КПД насоса от развиваемого напора и входного газосодержания

По результатам анализа инструментальных обследований установок электроцентробежных насосов можно сделать следующие выводы:

Коэффициент полезного действия ЭЦН при откачке газожидкостных смесей из скважин зависит от входного газосодержания, величин развиваемых насосами напора и подачи.

Рост входного газосодержания приводит к существенному снижению эффективности работы насоса, снижая его КПД. По-

лученные формы кривых ηфакт/ηпас = f(Qфакт/Qном) отражают особенности работы насосов на газожидкостных смесях в скважин-

ных условиях и подтверждают основные результаты известных лабораторных исследований.

1.4. Оценка энергопотребления при добыче нефти

Система разработки нефтяного месторождения выбирается на основе интегрального геологического, гидродинамического и технико-экономического анализа. Уточнения и изменения, вно-

28

elib.pstu.ru

симые в процессе эксплуатации залежи, также базируются на изучении изменений комплекса данных указанного анализа. Однако, поскольку нефть и нефтяной газ являются энергоносителями либо сырьем для их производства, их потери в процессе добычи, подготовки, хранения и транспорта образуют энергетические издержки производственного цикла. Равнозначно затраты топлива, электрической и тепловой энергии в процессе эксплуатации месторождения эквивалентны некоторому количеству добытой нефти. Таким образом, очевидна необходимость проведения, помимо вышеперечисленных, энергетического анализа проектируемой системы разработки. Особую актуальность данный анализ имеет в случае применения на месторождении инновационных энергоемких методов, в том числе технологий повышения нефтеотдачи пластов, таких как водогазовое воздействие.

Типичную для Западной Сибири структуру потребления электроэнергии можно видеть на примере энергопотребления в ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» [53]. Согласно данным энергетического аудита за 2009 г., доля механизированной добычи составляет 60 %, поддержание пластового давления – 28 %, подготовка и транспорт нефти – 5 %, потери в сетях – 7 %.

В то же время при среднем по Западной Сибири показателе удельного расхода электроэнергии на добычу нефти, равном 80 кВт·ч/т, по объектам ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» этот показатель составляет 270,8 кВт·ч/т, достигая по отдельным месторождениям (например, Пограничное) 1259,45 кВт·ч/т. В настоящее время в ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» принята Программа энергоэффективности добычи нефти (ПЭДН) до 2012 г., благодаря реализации которой в 2010 г. удалось существенно сократить затраты электроэнергии.

Удельный расход энергии на добычу нефти непосредственно зависит от обводненности продукции скважин (рис. 10). При этом соотношения между статьями энергозатрат на месторождениях с организованной системой ППД остаются одного порядка. Это обусловлено тем, что в соответствии с материальным балансом разработки месторождения, без учета пользования упругой энергии пласта, нагнетаемый объем вытесняющего агента, приведен-

29

elib.pstu.ru

ный к пластовым условиям, эквивалентен объему добычи пластовых флюидов при тех же термобарических условиях.

Рис. 10. Зависимость удельного расхода электроэнергии на добычу нефти от обводненности продукции скважин по месторождениям ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Если рассматривать составные элементы в общей структуре энергетических затрат обособленно, то необходимо в первую очередь учитывать систему ППД и механизированную добычу, разделить которые можно только с некоторыми допущениями, что связано сособенностями процесса разработки месторождения.

Основными параметрами, характеризующими механизированный способ добычи нефти, являются количество добываемой жидкости Qж расход электрической энергии Wдоб, полный коэффициент полезного действия процесса η, динамический уровень Ндин и глубина скважины Нскв. При этом энергия Wдоб расходуется только на подъем жидкости от динамического уровня до устья скважины (в случае использования герметизированной системы сбора нефти и газа часть энергии, потребляемой скважинными насосными установками, уходит на внутрипромысловый транспорт газожидкостной смеси), а на подъем продукции скважины от интервала перфорации до динамического уровня расходуется пластовая энергия, которая, в свою очередь, вос-

30

elib.pstu.ru