image

Территория Нефтегаз № 12 2016

Энергетика

01.12.2016 10:00 Энергопотребление установок электроцентробежных насосов при добыче обводненных нефтей
В статье рассматриваются факторы, влияющие на энергопотребление установок электроцентробежных насосов при добыче нефти из обводненных скважин, с целью оптимизации режимов работы скважин по экономическим критериям, в частности по себестоимости добычи нефти. Выделены наиболее энергоемкие технологические процессы: извлечение продукции скважин на дневную поверхность и поддержание пластового давления, которые составляют более 80 % от общего расхода на добычу нефти. Отмечены основные факторы, влияющие на величину удельных затрат: дебит, обводненность, динамический уровень. Исследовано влияние этих факторов на энергопотребление в процессе эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (ЭЦН) и построены расчетные зависимости. Установлено, что с уменьшением дебита жидкости (менее 60 м3/сут) и динамического уровня (менее 500 м) величина удельного расхода электроэнергии возрастает в значительной степени. Анализ промысловых исследований показал, что на скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов, с обводненностью продукции 90 % и более удельная норма расхода электроэнергии увеличивается более чем на 40 %.
Ключевые слова: нефтяная скважина, установка электроцентробежного насоса, удельный расход электроэнергии, дебит жидкости, динамический уровень, обводненность пластовой продукции.
Открыть PDF


В условиях естественного истощения разрабатываемых нефтяных месторождений РФ, необходимости применения вторичных и третичных методов интенсификации растет актуальность энергетической оптимизации процессов добычи нефти. В настоящее время особое внимание уделяется пределу эксплуатации скважины и своевременному ее отключению или переводу в другие категории [11].

В условиях снижения объемов добычи нефти все бльшую роль играет оптимизация режимов работы скважин по экономическим критериям, в частности по себестоимости добычи нефти. На ряде нефтегазодобывающих предприятий затраты на электроэнергию в себестоимости добычи достигают 30–40 % из-за увеличения обводненности нефти и необходимости закачки больших объемов воды и добычи в таких же объемах нефтесодержащей жидкости. Таким образом, в современных условиях анализ составляющих затрат на энергопотребление и разработка мероприятий по снижению уровня энергопотребления представляется важной задачей [14].

1_1_3.jpg

Рис. 1. Зависимость между дебитом жидкости и величиной удельного расхода электроэнергии
Fig. 1. Relationship between fluid flow rate and the value of specific energy consumption

Энергопотребление системы добычи продукции нефтяных месторождений зависит, в первую очередь, от геолого-физических характеристик месторождений и технологических условий добычи. При этом каждое месторождение при общей тенденции увеличения энергопотребления по мере его разработки характеризуется закономерностью связей между добычей продукции и энергопотреблением [8].

Рост энергопотребления на добычу нефти является объективным фактором освоения нефтяных районов на средней и поздней стадиях, когда темпы отбора нефти снижаются, а темпы отбора нефтесодержащей жидкости возрастают. Поскольку добыча нефти осуществляется при значительных расходах энергии, минимизация общих энергетических затрат становится достаточно актуальной [12].

Наиболее энергоемкими технологическими процессами являются извлечение продукции скважин на дневную поверхность и поддержание пластового давления (ППД), что составляет более 80 % от общего расхода на добычу нефти [13].

1_1.jpg
Рис. 2. Зависимость удельного расхода электроэнергии от динамического уровня

Fig. 2. Dependence of specific energy consumption on the dynamic level

Рассмотрение энергоемких технологических процессов, таких как извлечение продукции скважин на дневную поверхность и закачка воды для ППД, показывает, что темпы снижения добычи нефти интенсивнее темпов снижения объемов закачки и извлечения попутной воды. При добыче 1 т нефти попутная вода закачивается и добывается с несколько увеличивающейся диспропорцией, что обусловливает рост удельных расходов электроэнергии при абсолютном снижении потребления [11].

Росту удельного расхода способствует так называемая излишняя мощность, т. е. завышение установленной мощности электромеханического и трансформаторного оборудования. Причиной этого является снижение энергетической эффективности парка оборудования и сооружений в связи с истощением в результате разработки запасов углеводородного сырья. На рост энергоемкости добычи нефти в значительной степени влияет качественное ухудшение сырьевой базы [5]: рост степени выработанности запасов на эксплуатируемых месторождениях свыше 50 % (на старых – 78–81 %); увеличение доли трудноизвлекаемых запасов до 55–60 %;
снижение среднего дебита скважин (не более 14 т/сут); освоение более глубоких (3–5 км) горизонтов; рост обводненности продукции скважин в среднем более 79 %; старение промысловых коммуникаций и оборудования. В работе [2] показано, что даже при неизменной глубине скважин по мере разработки месторождения удельный расход энергии на добычу жидкости имеет тенденцию к росту.

Зависимости удельного расхода электроэнергии от обводненности жидкости были исследованы В.Я. Чароновым [13]. Резкий рост нормы начинается с обводненности в 80 %. При обводненности в 95 % и более следует ожидать, что расход электроэнергии на извлечение на поверхность высокообводненной жидкости может даже не окупаться выручкой от реализации добытой нефти. Результаты расчетов свидетельствуют о том, что начиная с обводненности нефти 98 % ее добыча становится неэффективной даже без учета сокращения эксплуатационных затрат на скважину и высвобождения ее основного оборудования.

Учитывая, что технология подъема нефти в скважинах, оснащенных ЭЦН и скважинными штанговыми насосами (СШН), отличается, и то, что ЭЦН эксплуатируются на скважинах с более высокой обводненностью, чем СШН, а также отсутствие других альтернативных способов эксплуатации для высокообводненных скважин [6, 9, 10], представляет интерес изучение энергетических параметров на скважинах, оснащенных УЭЦН, с обводненностью 90 % и более.

1_1_2.jpg

Рис. 3. Зависимость полных энергетических затрат от обводненности продукции скважины

Fig. 3. Dependence of the total energy consumption on the water content of well products

Зависимость удельного расхода электроэнергии от производительности насоса исследована И.Т. Мищенко [5]. На скважинах с обводненностью 50–60 % НПУ «Аксаковнефть», «Туймазанефть», «Чапаевскнефть» величина удельного расхода электроэнергии начинает резко возрастать при производительности насосов менее 50 т/сут.

Изучению вопросов зависимости удельного расхода электроэнергии от дебита жидкости посвятил свой труд К.Н. Кулизаде [4], им была предложена номограмма для определения удельного расхода электроэнергии при добыче нефти электропогружными насосами. В номограмме прослеживается следующая зависимость: с увеличением дебита жидкости снижается величина удельного расхода электроэнергии. Для данной номограммы характерно использование насосов большой производительности (более 80 т/сут).

Опыт эксплуатации большого количества скважин электропогружными насосами показал, что при помощи этих насосов можно создавать большие депрессии на пласт и отбирать значительное количество жидкости. Однако с увеличением дебита скважины затраты на электроэнергию для привода насоса возрастают. Р.В. Бабаевым [1] определено соотношение удельных затрат электроэнергии от забойного давления, обеспечивающее минимальное значение электропотребления.

Приведенный анализ работ по оценке состояния исследований энергетических параметров показал, что в нынешних условиях эксплуатация скважин сопровождается многочисленными осложнениями [15], что повышает важность оптимизации режимов работы скважин, в частности анализ энергетических затрат погружных ЭЦН.

Энергозатраты оценивают и нормируют на основе интегрального показателя «удельные энергетические затраты на добычу 1 т нефти», который включает затраты на подъем нефти (жидкости) на поверхность, перекачку, подготовку нефти, общепромысловые расходы, закачку воды для поддержания пластового давления.

К основным факторам, влияющим на величину удельных затрат, относятся: обводненность; свойства эмульсии; динамический уровень; дебит; давление в системе нефтесбора; структура насосного парка, правильность подбора насосного оборудования; состояние оборудования; протяженность трубопроводов системы поддержания пластового давления; перепады высот; наличие предварительного сброса воды; коллекторские свойства пласта; давление нагнетания и др. [3].

1_1_4.jpg

Рис. 4. Зависимость полных энергетических затрат от среднесуточного дебита по нефти и обводненности продукции

Fig. 4. Dependence of the total energy consumption of the average daily oil production rate and products water content

Среди многочисленных факторов, влияющих на величину удельного расхода электроэнергии, основным является дебит жидкости.

В результате обработки промысловых данных по Ромашкинскому месторождению построена графическая зависимость между дебитом жидкости и величиной удельного расхода электроэнергии, выраженной в кВт.ч/т, и получено уравнение Эж = 200,96Qж–0,6565 с коэффициентом корреляции R2 = 0,6906 (рис. 1).

Из анализа зависимости удельного расхода электроэнергии от производительности ЭЦН следует, что величина удельного расхода электроэнергии на скважинах, эксплуатируемых ЭЦН, начинает значительно возрастать при малой производительности насосов (менее 60 м3/сут), на скважинах с дебитом жидкости более 60 м3/сут величины удельных расходов электроэнергии находятся в пределах рекомендуемых норм: при добыче жидкости установками ЭЦН – от 7 до 12 кВт.ч/т [7].

Максимальная величина удельного расхода электроэнергии Ээн = 69 кВт.ч/т наблюдается при минимальном дебите жидкости Qж = 10 м3/сут.

С уменьшением дебита жидкости возрастает величина удельного расхода электроэнергии. При увеличении низкодебитного фонда скважин проблема завышенного потребления электроэнергии насосами малой производительности приобретает значительную актуальность, и возникает необходимость перевода таких скважин на другие способы эксплуатации.

Одним из важнейших параметров, влияющих на энергопотребление установок ЭЦН, является динамический уровень. Для анализа зависимости удельного расхода электроэнергии от динамического уровня скважин воспользуемся результатами промысловых исследований. Динамический уровень исследуемых скважин находится в пределах 0–1325 м, средний динамический уровень составляет 545,27 м. В результате обработки промысловых данных построена графическая зависимость между динамическим уровнем и величиной удельного расхода электроэнергии и получено уравнение Эж = 34,316е–0,0018Нд с коэффициентом корреляции R2 = 0,5982 (рис. 2).

1_1_5.jpg

Рис. 5. Зависимость удельного расхода электроэнергии на добычу нефти на скважинах, оборудованных УЭЦН, от обводненности продукции

Fig. 5. Dependence of the specific energy consumption for the production of oil in wells equipped with ESP unit on the products water content

Из результатов промысловых исследований следует, что с уменьшением динамического уровня скважин возрастает величина удельного расхода электроэнергии [15].

Наиболее значимым фактором, влияющим на удельные энергозатраты, является обводненность, имеющая тенденцию к росту (табл.) [15].

На рис. 3 приведена укрупненная структура энергетических затрат при дебите скважины по нефти 1 т/сут и различной обводненности добываемой продукции. Для оценки энергетических затрат при разработке нефтяного месторождения учитываются условно-постоянные и условно-переменные затраты. К условно-постоянным затратам относятся: расходы топлива, пропана и ацетилена, приходящиеся на ликвидацию объектов добычи, транспортировки, подготовки нефти и системы поддержания пластового давления с рекультивацией земель; расход нефтепродуктов на обслуживание скважины и поддержание текущей добычи нефти. К условно-переменным расходам относятся затраты, зависящие от текущей добычи нефти на месторождении, в т. ч.: затраты электроэнергии на извлечение жидкости на поверхность и ее транспортировку и подготовку; энергетические затраты в составе расходов нефти и газа на собственные нужды и невынужденные потери; затраты электроэнергии на ППД; расход тепловой энергии на подготовку нефти; расход котельно-печного топлива на добычу и подготовку нефти; расход котельно-печного топлива на добычу и переработку попутного нефтяного газа.

При обводненности добываемой продукции более 90 % полные энергетические затраты, приходящиеся на одну добывающую скважину, начинают существенно возрастать, а их наибольший рост наблюдается при росте обводненности добываемой продукции выше 96 % (рис. 3).

На рис. 4 приведена зависимость полных энергетических затрат от обводненности продукции при различном дебите по нефти добывающей скважины. Из рисунка видно, что при среднесуточном дебите более 1 т по нефти энергетические затраты превысят энергетический эквивалент добываемой нефти и попутного газа при обводненности продукции скважины 97 %. Добыча нефти при обводненности продукции скважины выше указанной будет свидетельствовать о неоправданном расходе энергии.

Энергетический эквивалент продукции скважин, поднимаемой на поверхность и подготавливаемой на промысловых объектах, в расчете на 1 т нефти определяется по формуле [14]:

1_1_1.jpg 

где Image_011.png  – энергетический эквивалент (теплотворная способность) 1 т нефти;

Image_012.png – количество нефти;

ПН – потери нефти;

Image_013.png – энергетический эквивалент (теплотворная способность) 1 м3 попутного нефтяного газа;

qГ – газовый фактор;

ПГ – потери газа.

Увеличение среднесуточного дебита по нефти свыше 10 т не оказывает существенного влияния на полные энергетические затраты, поскольку кривые зависимости энергозатрат при дебите 10 и 100 т/сут очень близки.

Если рассматривать малодебитные и высокообводненные скважины, то пределом обводненности продукции можно считать 96 % для скважины с дебитом по нефти до 0,2 т/сут и 96,5 % – для скважин с дебитом по нефти 0,2–0,4 т/сут. Для скважин с дебитом по нефти 0,43–1,0 т/сут предел обводненности продукции составляет 97 %.

Для изучения влияния обводненности нефти на величину удельного расхода электроэнергии воспользуемся также результатами промысловых исследований скважин Ромашкинского месторождения: около 70 % исследуемых скважин имеют обводненность 90 % и более. При добыче нефти установками ЭЦН рекомендуемая величина удельного расхода электроэнергии находится в пределах от 70 до 120 кВт.ч/т. Построена графическая зависимость (рис. 5) удельного расхода электроэнергии на добычу нефти от обводненности продукции скважин (выбраны скважины обводненностью более 90 %) и получено уравнение 

ЭН = 0,777b4 – 289,32b3 + 40394b2 – 3E + 06b + 6E + 07 

с коэффициентом корреляции R2 = 0,8758.

Из анализа результатов исследований следует, что на скважинах с обводненностью нефти 90 % и более средняя величина удельного расхода электроэнергии на добычу нефти – 369 кВт.ч/т, что превышает рекомендуемые удельные нормы расхода электроэнергии при эксплуатации нефтяных скважин УЭЦН [7].

При обводненности более 90 % увеличивается удельная норма расхода электроэнергии. При обводненности 90–99 % на скважинах, оснащенных ЭЦН, наблюдается превышение норм удельного расхода электроэнергии на 40 %. Необходимо отметить, что на скважинах с обводненностью 99 % удельный расход электроэнергии достигает максимальных значений.

 

Выводы

Исследовано влияние основных факторов, влияющих на энергопотребление в процессе эксплуатации скважин установками ЭЦН (дебит жидкости, динамический уровень), и построены расчетные зависимости. Установлено, что с уменьшением дебита жидкости (менее 60 м3/сут) и динамического уровня (менее 500 м) величина удельного расхода электроэнергии возрастает в значительной степени. При увеличении малодебитного фонда скважин проблема завышенного потребления электроэнергии насосами малой подачи приобретает особую актуальность.

Анализ промысловых исследований показал, что на скважинах, оборудованных установками ЭЦН, с обводненностью продукции 90 % и более удельная норма расхода электроэнергии увеличивается более чем на 40 %. Необходимо отметить, что на скважинах с обводненностью 99 % удельный расход электроэнергии достигает максимальных значений – 1063 кВт.ч/т, на скважинах с обводненностью 98 % удельный расход электроэнергии составляет в среднем 530 кВт.ч/т.


Основные показатели Ромашкинского месторождения
Table. Key indicators of Romashkinskoye field

Годы

Years

Добыча нефти, тыс. т

Oil output, ths. tons

Добыча жидкости, тыс. т

Fluid output, ths. tons

Закачка воды, тыс. м3

Water injection, th. m3

Обводненность, %

Water content, %

2010

242,9

476,3

540,9

49,0

2011

236,5

489,5

567,5

51,7

2012

230,0

503,0

588,3

54,3

2013

224,1

516,8

602,5

56,6

2014

218,5

530,6

617,0

58,8

2015

213,3

544,6

631,5

60,8

2016

208,4

558,7

646,2

62,7

2017

203,9

572,7

661,0

64,4

2018

199,6

586,7

675,7

66,0

2019

195,6

600,6

690,5

67,4

2020

191,9

614,5

705,2

68,8

2021

185,1

625,8

716,6

70,4

2022

175,4

634,4

724,5

72,3

2023

166,3

642,3

731,9

74,1

2024

157,6

649,6

738,6

75,7

2025

149,4

656,3

744,7

77,2

2026

141,6

662,3

750,1

78,6

2027

134,3

667,6

754,8

79,9

2028

127,3

672,2

758,8

81,1

2029

120,6

676,1

762,1

82,2

2030

114,3

679,3

764,7

83,2

2031

108,4

681,8

766,5

84,1

2032

102,8

683,6

767,7

85,0

2037

438,9

3422,4

3831,4

88,5

2042

335,9

3373,8

3762,3

91,0

2047

257,1

3260,9

3626,1

92,8

2052

196,8

3098,7

3438,6

94,2

2057

150,6

2902,0

3215,1

95,2

2062

115,3

2683,7

2969,9

96,0

2067

88,2

2454,8

2713,7

96,7

2072

67,5

2224,1

2456,8

97,2

2077

51,5

1998,0

2217,7

97,6

2082

36,5

1776,2

1971,5

98,2

2087

21,5

1554,6

1725,6

98,9

 



← Назад к списку


im - научные статьи.