Энергопотребление электроцентробежных насосных установок при добыче высокообводненных нефтей

Полный текст

Введение

При разработке нефтяных месторождений в Российской Федерации со временем наблюдается структурное ухудшение нефтяных запасов, разработка ранее не освоенных месторождений связана с суровыми климатическими условиями и со сложным геологическим строением. Важно отметить, что основным источником углеводородного сырья в настоящее время остаются ранее разрабатываемые объекты, которые находятся на поздней стадии разработки. Для длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений в современных условиях характерна тенденция увеличения количества находящихся уже в разработке сложных залежей, доли с малым и средним дебитом добывающих скважин.

Технико-экономические показатели установок электроцентробежных насосов на разных месторождениях отличаются друг от друга, а причины такой ситуации в основном кроются в условиях эксплуатации, которые определяются свойствами добываемой из скважин пластовой жидкости и конструкцией ствола скважины [1].

В настоящее время нефтяные месторождения страны в основном разрабатываются с помощью метода искусственного поддержания пластового давления для достижения высокой нефтеотдачи пластов и интенсификации выработки запасов нефти. Наибольшее распространение среди методов искусственного воздействия на пласты получил гидродинамический метод, который связан с управлением давлением пласта путем закачки различных флюидов в залежь. В большинстве случаев добыча нефти в России характеризуется применением методов регулирования давления пласта способом закачки воды в залежь. Этот метод называется методом поддержания пластового давления (ППД) заводнением [2]. В то же время отмечается, что применение искусственного воздействия методом закачки воды и способы форсированной добычи пластовой жидкости на продуктивные пласты способствуют преждевременному обводнению добывающих скважин [3–5].

Обводнение скважин – это существенный фактор, осложняющий условия эксплуатации. Появление пластовой воды в продукции скважин значительно меняет свойства всей системы. Изменяется вязкостная характеристика добываемой продукции, а к этому, как известно, достаточно чувствительны особенно центробежные насосы [6, 7]. Наличие высокоминерализованной воды, которая обладает повышенной коррозионной активностью, способствует возникновению в работе погружной установки различных осложнений, связанных с образованием солевых отложений, преждевременным выходом из строя отдельных деталей и узлов установки [8, 9].

Обводнение пластовой жидкости способствует увеличению числа отказов установок [10]. С ростом обводненности пласовой жидкости увеличивается мощность, потребляемая двигателем, а это ведет к энергонапряженности установки по электрической части. В случае попадания воды через сальниковое уплотнение в погружной двигатель и протектор возможен пробой обмотки, износ уплотнительных элементов и вала. Возрастает аварийность электрических кабелей в пластовой среде из-за падения сопротивления изоляции. Наблюдается увеличение количества прогаров токоввода электрического двигателя. Увеличение значения крутящего момента на валу погружного двигателя вследствие гидравлических сопротивлений способствует более раннему выходу из строя электрической части погружной установки, а иногда и слому вала протектора или насоса [11].

Низкая эффективность применяющихся систем заводнения для нефтяных пластов способствует тому, что закачка жидкости в качестве вытесняющего агента не дает требуемых темпов добычи пластовой жидкости, а ее обводненность интенсивно растет и достигает 90 % и более. Необходимо отметить, что наблюдается постоянный реальный рост обводненности пластовой продукции [12].

Обводненность продуктивных пластов на нефтяных месторождениях значительно осложняет технологии добычи механизированными способами, сбора и подготовки нефти [11]. В исследованиях, посвященных добыче обводненных нефтей, отмечается, что появление воды в продукции добывающей скважины в целом увеличивает напряженность работоспособности системы «пласт–насос», снижает технико-экономические показатели процесса эксплуатации установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) [13].

Постановка проблемы

При снижении объемов добычи нефти актуальна оптимизация режимов работы добывающих скважин по экономическим критериям, а именно, по себестоимости добываемой нефти. В структуре себестоимости добычи нефти энергетические затраты в некоторых нефтегазодобывающих организациях достигают до 30–40 %, это обуславливается резким увеличением обводненности пластовой жидкости и необходимостью закачивания большого количества воды и добычи в таких же количествах нефтесодержащей жидкости. В современных условиях важно анализировать затраты на энергопотребление, разрабатывать мероприятия по их снижению [14]. Необходимо адекватно оценивать энергопотребление оборудования нефтедобывающих скважин [15].

В процессах добычи нефти оптимальность энергозатрат не является самоцелью. Необходимо вести добычу нефти в оптимальном технологическом режиме, в заданные сроки обеспечивать при минимальных затратах максимально возможное извлечение углеводородных запасов.

Энергетические затраты при добыче пластовой жидкости на нефтяных месторождениях зависят, прежде всего, от геологических показателей месторождений и технологических условий добычи. При общей тенденции увеличения энергопотребления каждое месторождение по мере его разработки характеризуется определенной закономерностью между энергопотреблением и добычей пластовой жидкости.

Для освоения нефтяных регионов на поздних стадиях разработки, когда добыча нефти снижается, а отбор нефтесодержащей жидкости возрастает, увеличение энергопотребления в процессе добычи нефти является объективным фактором. Минимизация энергозатрат достаточно актуальна, так как добыча нефти осуществляется со значительными расходами электрической энергии [16].

Наиболее энергоёмкими технологическими процессами являются извлечение пластовой жидкости из скважин на дневную поверхность и поддержание пластового давления, что составляет большую часть расходов на добычу нефти [14].

Из анализа энергоемких технологических процессов (закачивание попутной воды для поддержания давления пласта, извлечение пластовой жидкости из скважин на дневную поверхность) следует, что темпы снижения добычи нефти более интенсивны, чем темпы снижения объемов закачивания и поднятия попутной воды [17].

К повышению удельного расхода ведет завышение установленной мощности трансформаторного и электромеханического оборудования. Причиной этого процесса является снижение энергетической эффективности сооружений и оборудования из-за истощения в результате разработки углеводородных запасов.

На основании вышеизложенного можно выделить основные причины роста удельного расхода электрической энергии при добыче нефти:

• увеличение объемов добычи попутной воды;
• увеличение удельных объемов закачки попутной воды для ППД;
• появление «излишка мощностей» [14].

По мере разработки месторождения даже при постоянной глубине скважин удельный расход электроэнергии на добычу пластовой жидкости имеет тенденцию к увеличению [16].

Представляют интерес исследования, проведенные В.Я. Чароновым по изучению зависимости удельного расхода энергии от обводненности пластовой жидкости [14]. На рис. 1 приведена графическая зависимость удельного расхода электрической энергии на добычу нефти на добывающих скважинах, которые оснащены электроцентробежными и штанговыми насосами, при различных значениях уровней, от обводненности жидкости.

Из анализа рис. 1 видно, что рост расхода электроэнергии начинается со значения обводненности 80 %, а при обводненности более 95 % следует ожидать, что расход электрической энергии для извлечения на дневную поверхность такой жидкости даже может не окупаться выручкой от реализации добываемой нефти. Исследования [14] показывают, что, начиная с обводненности нефти 98 %, ее добыча (даже не учитывая сокращение эксплуатационных затрат на скважину и высвобождение ее основного оборудования) становится неэффективной.

 

Рис. 1.    Зависимость удельного расхода электрической энергии от величины обводненности пластовой жидкости при следующих условиях: кривая 1 – Н_Д+Н_ГЗУ=1000 м, кривая 2 – Н_Д+Н_ГЗУ=600 м

Fig. 1.     Dependence of electrical energy specific consumption on the value of formation fluid water cut under the following conditions: curve 1 – Н_D+Н_GMP=1000 m, curve 2 – Н_D+Н_GMP=600 m

 

Учитывая, что технологии подъема нефти в скважинах, оснащенных скважинными штанговыми насосами и электроцентробежными насосами, различаются и электроцентробежные насосы эксплуатируются на добывающих скважинах с высокой обводненностью, а также отсутствие других альтернативных способов эксплуатации для высокообводненных скважин, представляет интерес изучение энергетических параметров на скважинах, оснащенных УЭЦН, с обводненностью 90 % и более.

Большинство нефтяных месторождений Российской Федерации разрабатывается на поздней стадии, увеличивается фонд высокообводненных скважин с малыми и средними дебитами, растет энергоемкость добычи нефти. Эксплуатация таких скважин сопровождается различными осложнениями, поэтому в процессе работы необходима оптимизация режимов добывающих скважин. Важно исследовать зависимости расхода электрической энергии от технологических параметров УЭЦН.

Одним из важных параметров работы установок погружных центробежных насосов является показатель энергозатрат.

Промысловые исследования

Для проведения промысловых исследований были выбраны несколько скважин. С целью исследования режимов работы электронасосных центробежных установок на этих скважинах определили следующие параметры:

• динамический уровень H_д, м;
• расход активной энергии W_a, кВт‧ч;
• глубины подвески насоса H_П, м;
• дебит жидкости Q_ж, м³/сут;
• обводненность нефти b, %.

Чтобы изучить влияние обводненности пластовой жидкости на удельный расход электрической энергии, были выбраны в основном скважины с обводненностью 90 % и более.

Удельный расход электрической энергии на добычу нефти рассчитаем по формуле:

${Э}_{\text{н}}=\frac{W_a}{Q_{\text{ж}}\rho (1-b)}$, кВт ч/т,

где ρ – удельный вес жидкости, т/м³; b – обводнённость нефти, %.

Результаты расчетов удельного расхода электроэнергии на добычу нефти сведены в таблице.

Имеется рекомендуемое значение удельного расхода электрической энергии при добыче нефти с помощью установок ЭЦН, оно находится в интервале 70–120 кВт‧ч/т (РД 39-3-934-83 «Методика расчета норм расхода электрической энергии на добычу нефти»).

Анализ результатов расчетных данных показал, что на добываюших скважинах с обводненностью нефти до 90 % среднее значение удельного расхода электрической энергии на добычу нефти составляет 94 кВт‧ч/т, в то же время на скважинах, где обводненность нефти превышает 90 %, среднее значение удельного расхода электрической энергии на добычу нефти составляет 369 кВт‧ч/т, а это превышает рекомендуемые удельные нормы расхода электрической энергии при эксплуатации нефтедобывающих скважин, оснащенных УЭЦН [18–20].

 

Таблица.        Результаты расчетов удельного расхода электроэнергии на добычу нефти (Э_н)

Table.              Results of calculations of specific electricity consumption for oil production

№ скважин (обезличенные) Well no. (anonimized)	Эн, кВт‧ч/т kWt·h/t	№ скважин (обезличенные) Well no. (anonimized)	Эн, кВт‧ч/т kWt·h/t	№ скважин (обезличенные) Well no. (anonimized)	Эн, кВт‧ч/т kWt·h/t	№ скважин (обезличенные) Well no. (anonimized)	Эн, кВт‧ч/т kWt·h/t	№ скважин (обезличенные) Well no. (anonimized)	Эн, кВт‧ч/т kWt·h/t
1	70,387	11	501,85	21	43,069	31	426,25	41	417,55
2	50,328	12	139,35	22	1806,7	32	167,85	42	299,56
3	151,05	13	288,567	23	177,37	33	113,452	43	147,125
4	224,04	14	183,6	24	212,525	34	231,73	44	359,975
5	151,05	15	1063,2	25	227,51	35	117,9	45	689,96
6	81,75	16	138,614	26	163,367	36	84,26	46	134,82
7	60,45	17	327,1375	27	53,588	37	411,8	47	171,25
8	80,592	18	231,97	28	207,44	38	637,55	48	117,43
9	129,78	19	163,569	29	73,455	39	369,875	49	936,8
10	165,22	20	204,4625	30	707,55	40	37,609

 

Рис. 2.    Зависимость удельного расхода электроэнергии на добычу нефти на скважинах, оборудованных УЭЦН, от обводненности продукции

Fig. 2.     Dependence of the specific electricity consumption for oil production at wells equipped with installations of electric centrifugal pumps on the water cut of the products

 

Построена зависимость удельного расхода электрической энергии на добычу нефти от величины обводненности пластовой продукции, при этом были выбраны скважины, имеющие обводненность более 90 % (рис. 2).

Из анализа рис. 2 следует, что на скважинах с обводненностью нефти более 90 % завышена удельная величина расхода электрической энергии. Зависимость удельного расхода электроэнергии на добычу нефти от глубины подвески насоса и динамического уровня не рассматривается.

Вывод

Промысловые исследования показали, что на скважинах, оборудованных установками центробежных насосов и имеющих обводненность пластовой продукции, превышающую 90 %, увеличивается удельная величина расхода электрической энергии на 40 %. Важно отметить, что на скважинах, имеющих обводненность 99 %, величина удельного расхода электроэнергии достигает максимума – 1063 кВт‧ч/т, на добывающих скважинах, имеющих обводненность 98 %, удельный расход электроэнергии в среднем составил 530 кВт‧ч/т.

Об авторах

Роза Ильгизовна Вахитова

Альметьевский государственный нефтяной институт

Автор, ответственный за переписку.
Email: roza-w@mail.ru
ORCID iD: 0000-0002-6563-1095

кандидат технических наук, доцент кафедры электроэнергетики

Россия, 423450, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2

Диана Азатовна Сарачева

Альметьевский государственный нефтяной институт

Email: elite@agni-rt.ru
ORCID iD: 0000-0002-7639-8954

кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры электроэнергетики

Россия, 423450, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2

Камил Рахматуллович Уразаков

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Email: UrazakK@mail.ru
ORCID iD: 0000-0003-2202-396X

доктор технических наук, профессор кафедры машин и оборудования нефтегазовых промыслов

Россия, 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Список литературы

Дополнительные файлы