close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1162.Повышение энергоэффективности добычи нефти.

код для вставкиСкачать
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего профессионального образования
«Пермский национальный исследовательский
политехнический университет»
ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
ДОБЫЧИ НЕФТИ
Утверждено
Редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Издательство
Пермского национального исследовательского
политехнического университета
2013
elib.pstu.ru
УДК 622.276
П42
Рецензенты
канд. техн. наук, доцент И.Р. Юшков
(Пермский национальный исследовательский
политехнический университет);
канд. техн. наук А.В. Распопов
(Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ПермНИПИнефть» г. Пермь)
П42
Повышение энергоэффективности добычи нефти :
учеб. пособие / В.В. Поплыгин, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, А.В. Лекомцев. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед.
политехн. ун-та, 2013. – 94 с.
ISBN 978-5-398-01006-0
Рассмотрены основные вопросы повышения энергоэффективности производственных процессов, связанных
с эксплуатацией добывающих и нагнетельных скважин,
систем поддержания пластового давления.
Предназначено для студентов очной и заочной форм
обучения направления 131000 «Нефтегазовое дело».
Учебное пособие выполнено при поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации, соглашение 14.B37.21.1543.
УДК 622.276
ISBN 978-5-398-01006-0
elib.pstu.ru
© ПНИПУ, 2013
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение......................................................................................
Список условных обозначений .................................................
1. Система мониторинга энергопотребления
при механизированной добыче нефти......................................
1.1. Мониторинг энергопотребления оборудования
для механизированной добычи жидкости.................
1.1.1. Контроль энергопотребления установок
электроцентробежных насосов (УЭЦН) ....
1.1.2. Автоматизация контроля
энергопотребления установок скважинных
штанговых насосов (УСШН) ......................
1.2. Мониторинг показателей эксплуатации
оборудования системы поддержания
пластового давления ...................................................
1.3. Результаты измерений энергопотребления
установки электроцентробежного насоса
на месторождениях с высокой
газонасыщенностью нефти.........................................
1.4. Оценка энергопотребления при добыче нефти .........
2. Технологии повышения энергоэффективности
механизированной добычи нефти.............................................
2.1. Совершенствование конструкций установки
электроцентробежного насоса ...................................
2.2. Переход от установки электроцентробежного насоса
к винтовым насосам ....................................................
2.3. Совершенствование конструкции
скважинной штанговой насосной установки............
2.4. Совершенствование газлифтной
эксплуатации скважин ................................................
Вопросы для самостоятельной подготовки .............................
Список литературы.....................................................................
elib.pstu.ru
4
5
6
6
7
9
13
15
28
36
41
49
58
80
86
87
3
ВВЕДЕНИЕ
Сегодня проблема энергосбережения в нефтедобывающей
промышленности особо актуальна. Снижение энергетических
затрат при добыче нефти и попутного нефтяного газа – важное
условие рационального природопользования и улучшения экологического состояния природной среды при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.
Затраты энергии при добыче нефти определяются составом
и свойствами добываемой жидкости (газожидкостной смеси),
термодинамическими характеристиками скважинных потоков
и потоков в коммуникациях системы нефтегазосбора, проявлением различных осложнений (обводненность, образование асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах и нефтепроводах и др.).Возрастающее в последние годы энергопотребление
на собственные нужды в добыче нефти осложнили развитие
этой отрасли. Это, прежде всего, относится к добыче нефти из
малодебетных скважин, фонд которых во многих районах нефтедобычи непрерывно растет и является преобладающим.
Учитывая современное состояние, перспективы применения
техники и технологии эксплуатации нефтяных скважин, можно
говорить о необходимости выявления перспективных направлений, основных факторов низкой эффективности работы скважин
и выработке новых технических решений, обеспечивающих повышение энергетической эффективности эксплуатации таких
скважин.
Выбор наиболее рациональных технологий эксплуатации
скважин и нефтегазопромысловых систем, оптимизация применяемого оборудования, режимов откачки и транспортировки
добываемой продукции создают основу для снижения энергозатрат и повышения технико-экономических показателей при добыче нефти. Таким образом, учебное пособие ставит целью
обобщение знаний в сфере мониторинга и технологий повышения энергоэффективности добычи нефти.
4
elib.pstu.ru
СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
СУ – скважинная установка;
ГИС – геофизические исследования скважин;
ГНО – глубинно-насосное оборудование;
ГПН – гидроприводной насос;
ГС – горизонт скважины;
ГСН – гидроструйный насос;
ГТМ – геолого-техническое мероприятие;
КНС – кустовая насосная станция;
МРП – межремонтный период;
НКТ – насосно-компрессорная труба;
НЭО – наземное энергопотребляющее оборудование;
ОПР – опытно-промышленная работа;
ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация;
ППД – поддержание пластового давления;
ПРС – подземный ремонт скважины;
ПЦ – привод цепной;
ПЭД – погружной электродвигатель;
СИИС – стационарная информационно-измерительная система;
ТМС – телеметрия скважины;
УПК – управляемые устройства контроля;
УСШН – скважинная штанговая насосная установка;
ЦОН – центробежно-осевой насос;
ЭЦН – электроцентробежный насос.
elib.pstu.ru
5
1. СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ
ПРИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
Являясь наиболее энергоемкими процессами, механизированная добыча жидкости и закачка воды требуют постоянного
оперативного контроля технического состояния оборудования,
любое отклонение в работе которого повышает удельные показатели энергопотребления. Одной из приоритетных задач любой
нефтегазодобывающей компании является обеспечение постоянного качественного мониторинга и системного анализа технологических показателей эксплуатации оборудования.
Основным критерием оценки тех или иных мероприятий по
улучшению энергоэффективности служит фактическое потребление электроэнергии системой добычи. Поэтому для подсчета
количества расходуемой электроэнергии на СУ с частотным
преобразователем производства Baker Hughes возможна установка системы энергомониторинга Power Monitor, которая отслеживает напряжение по фазам, силу тока, потребляемую
мощность, реактивную мощность, дисбаланс напряжения и силы тока, а также индивидуальные гармоники.
1.1. Мониторинг энергопотребления оборудования
для механизированной добычи жидкости
В предлагаемом учебном пособии вопросы мониторинга
энергопотребления будут рассмотрены на примере ведущих
нефтедобывающих предприятий.
Так, до 2012 г. в ОАО «Сургутнефтегаз» существовала система расчета удельных норм энергопотребления для механизированной добычи нефти в зависимости от нормообразующих
показателей: динамического уровня, газового фактора, КПД насосного оборудования и др. (РД 39-3-934-83). Показатель энергопотребления насосного оборудования скважин контролировался косвенно по нормообразующим показателям, что не по6
elib.pstu.ru
зволяло достоверно оценить эффективность мероприятий по
оптимизации или внедрению нового насосного оборудования.
Оперативный текущий контроль энергопотребления скважин
отсутствовал. Далее рассмотрим основные способы и технологии контроля энергопотребления оборудования для механизированной добычи нефти.
1.1.1. Контроль энергопотребления установок
электроцентробежных насосов (УЭЦН)
С учетом возможностей станций управления УЭЦН нового
поколения, охват которыми составляет 99 % скважин, и блока
регистрации данных УЭЦН более чем по 50 показателям проведена небольшая доработка расчета суточного энергопотребления скважины. Выводимая со станции управления УЭЦН активная мощность пересчитывается в нарастающий за время работы
показатель расхода электроэнергии.
Насколько энергопотребление скважины оптимально для
текущих показателей эксплуатации, можно оценить только после сопоставления добычных возможностей скважин с напорнорасходными характеристиками работающего скважинного оборудования, расчета энергоэффективного дизайна УЭЦН и потерь электроэнергии в кабеле, НКТ и трансформаторе. При этом
каждый из оцениваемых показателей состоит из набора параметров, зависящих от сопротивления токоведущих жил погружного кабеля до противодавления, создаваемого системой сбора.
Повышение энергоэффективности фонда добывающих скважин
требует постоянного оперативного контроля и участия технологических служб.
В ОАО «Сургутнефтегаз» уже более 10 лет проводится работа по сохранению информации о всех показателях работы
скважины начиная с момента ее проектирования. Все данные
о конструкции, характеристиках скважинного оборудования,
ремонтах, показателях эксплуатации (дебите, обводненности,
характеристиках пласта, причинах простоя и показателях энергопотребления) сохраняются в НПК «Альфа».
elib.pstu.ru
7
На основании более 50 взаимозависимых показателей работы
скважины и характеристик спущенного оборудования в ПС
«ЕСРФ» разработан модуль «Энергопотребление механизированного фонда». Ежедневно в программном средстве проводится автоматизированный анализ текущего энергопотребления скважин
в сравнении с оптимальными (нормативными) значениями.
Скважины, эксплуатируемые УЭЦН со сверхнормативным
расходом электроэнергии, определяются в зависимости от превышения удельного расхода электроэнергии, рассчитываемого
по формуле
W
2,724  0,001
1  1  0,001Г  нг   Н дин  Н уст  ,
K агр
(1)
где K агр – КПД агрегата; Г – газовый фактор, м3/т; ρнг – плотность нефтяного газа, кг/м3; Ндин – динамический уровень, м;
Нуст – напор на устье скважины, м.
Дополнительно модулем «Энергопотребление механизированного фонда» оценивается отклонение текущей потребляемой
мощности от ожидаемой (номинальной) потребляемой мощности системы УЭЦН (насос – гидрозащита – газосепаратор – двигатель – кабель – НКТ – трансформатор). Полная схема энергетических, конструкционных и эксплуатационных зависимостей,
используемых в этом модуле, представлена ниже.
I. Энергетические зависимости
1. Отклонения фактической удельной нормы расхода электроэнергии от методической (РД 39-3-934-83).
2. Отклонения фактической удельной нормы расхода электроэнергии от пороговой (усредненной) по фонду скважин
с УЭЦН в зависимости от напора.
3. Отклонение фактической активной мощности от номинальной расчетной мощности системы (двигатель – кабель –
трансформатор – НКТ) более 10 %, или более 3 кВт.
II. Конструкционные зависимости
1. Повышение напора в процессе эксплуатации более 500 м.
2. Заглубление под динамический уровень (по вертикали)
более 800 м.
8
elib.pstu.ru
3. Запас напора УЭЦН при подборе установки менее 200 м.
III. Эксплуатационные зависимости
1. Эксплуатация УЭЦН в правой зоне напорно-расходных
характеристик
2. Эксплуатация УЭЦН в левой зоне напорно-расходных
характеристик.
3. Осложнения: отложения парафина, солей (фонд, осложненный солеотложениями), засорение УЭЦН (большое содержание твердых взвешенных частиц), отсутствие необходимого
интервала кривизны ствола скважин.
Итогом ежедневной работы модуля «Энергопотребление
механизированного фонда» является формирование отчетных
форм по энергопотреблению и отклонениям в работе фонда
скважин, а также выделение скважин со сверхнормативным расходом электроэнергии. Предусмотренное в программном средстве соотнесение причин и мероприятий с датой ликвидации
сверхнормативного расхода электроэнергии облегчает работу,
исключает излишние документооборот и отчетность.
1.1.2. Автоматизация контроля энергопотребления
установок скважинных штанговых насосов (УСШН)
В отличие от УЭЦН комплектация УСШН станциями нового поколения с проведением массовой автоматизации является
малоокупаемым мероприятием. Потребляемая мощность СШН
и станка-качалки зависит от количества поднимаемой жидкости
и частоты вращения двигателя. Для данных условий условнофактическая активная мощность УСШН рассчитывается по следующей формуле1:
2
N i  4, 2 Dпл
 Lсп  nкач / 107 ,
где Dпл – диаметр плунжера, мм; Lсп – глубина спуска УСШН;
nкач – число качаний балансира станка-качалки.
В результате проведенного энергообследования скважин,
эксплуатируемых УСШН, было установлено, что фактическая
1
Формула разработана в ОАО «АзИНМАШ».
elib.pstu.ru
9
потребляемая мощность в 2–4 раза выше рассчитанной по формуле ОАО «АзИНМАШ». Для приведения расчетного энергопотребления УСШН к фактическому выполнен анализ зависимости потребляемой мощности от теоретического дебита исходя из
полученного поправочного коэффициента (табл. 1, рис. 1).
Таблица 1
Поправочные коэффициенты энергопотребления УСШН
Типоразмер
СК УСШН
НСВ-27
НСВ-32
НСВ-38
НСВ-44
НСВ-57
Частота
вращения
3
4,4
6
3
4,4
6
3
4,4
6
3
4,4
6
3
4,4
6
Теоретический
дебит, м3/сут
7,4
10,9
14,8
10,4
15,3
20,8
147,7
21,5
29,4
19,7
28,9
29,4
33,1
48,5
66,1
Поправочный
коэффициент
4,7
3,7
3,1
3,8
3,1
2,5
3,1
2,5
2,1
2,6
2,1
1,7
1,9
1,5
1,3
Рис. 1. Зависимость поправочного коэффициента
энергопотребления УСШН от теоретического дебита
10
elib.pstu.ru
Одним из направлений автоматического контроля работы
скважин является внедрение «интеллектуальных» скважин [13,
28]. Проекты «интеллектуальной» скважины имеют следующие
преимущества:
1. Возможность получения в режиме реального времени
«избыточной» по составу и количеству диагностической информации о работе скважины и выработке пластов, включая записи
как наземных, так и глубинных модулей мобильных или стационарных информационно-измерительных систем (СИИС).
2. Реализация принципа «прямого» замера: промысловая
(или геофизическая) информация непрерывно регистрируется
в условиях технологического режима работы скважины и на заданной точке ее глубины (это обычно не удается реализовать
при проведении плановых геофизических и гидродинамических
исследований, так как требуются подъем насосного оборудования и вызов притока альтернативным способом).
3. Сокращение плановых потерь добычи нефти и газа при
выполнении промысловых и геофизических исследований
в действующем фонде скважин, предусмотренных требованиями отраслевых регламентов (вместо этого используется информация замеров с модулей глубинных СИИС при выводе скважин
на режим или связанная с технологический перерывами в работе
добывающих скважин).
4. Безопасность при работе на удаленных месторождениях
или в условиях агрессивных сред (например, при добыче газа
с большой долей сероводорода), так как присутствие на скважинах обслуживающего персонала минимизировано.
5. Возможность принятия оперативных решений с удаленного операторского (аналитического) центра по оптимизации
добычи и закачки, режимов эксплуатации (особенно для горизонтальных скважин (ГС), оборудованных дистанционно управляемыми устройствами контроля притока (УКП)) [29].
6. Возможность реализации на базе проектов «интеллектуальной» скважины более глобального проекта «интеллектуального» месторождения.
elib.pstu.ru
11
У многих сервисных компаний в настоящее время уже существует большой рынок готовых решений для «интеллектуальных» скважин (Schlumberger, Invensys, Halliburton, Weatherboard и др.). Стоимость этого оборудования и телеметрии высокая (десятки тысяч долларов на скважину), но вполне доступна
для отечественных нефтегазовых компаний.
Под «интеллектуальной» скважиной следует понимать ее
обустройство наземными и глубинными СИИС с непрерывной
в режиме реального времени телеметрией, софтом и обеспечением обратной связи по дистанционному управлению работой
скважины, включая многопластовые скважины с ОРЭ (одновременно-раздельной эксплуатации), горизонтальные и многоствольные скважины с УКП или ОРЭ в случаях сложнопостроенных эксплуатационных объектов.
Перечислим основные случаи, когда необходима глубинная
составляющая «интеллектуальных» скважин.
1. Добывающая или нагнетательная скважина, эксплуатирующая многопластовую нефтяную, газовую или газонефтяную
залежь. Этот тип скважин может включать:
а) скважины с оборудованием ОРЭ;
б) скважины без ОРЭ;
в) многоствольные горизонтальные скважины (ГС).
2. Добывающие и нагнетательные скважины (включая однопластовые) с дистанционным контролем по силовому кабелю
параметров на приеме ЭЦН (преимущественно давления и температуры) с так называемыми датчиками «телеметрии скважин
(ТМС)».
3. Добывающие, нагнетательные и наблюдательные скважины (включая однопластовые) с распределенными датчиками
вдоль всего или части ствола, например оптоволоконные DTSсистемы.
Глубинные СИИС применяются для обеспечения и повышения надежности информационно-операционных систем мониторинга добычи и контроля разработки пластов [13].
12
elib.pstu.ru
1.2. Мониторинг показателей эксплуатации
оборудования системы поддержания пластового давления
Процесс закачки рабочего агента в пласт требует постоянного контроля основных технологических параметров агрегатов кустовых насосных станций (КНС), таких как объем и давление закачки, потребляемая мощность, наработка, КПД насосных
агрегатов. В системе ППД ОАО «Сургутнефтегаз» дополнительно используется технология внутрикустовой закачки с водозаборных скважин. Для обеспечения необходимого давления закачки на низкопроницаемых участках также используется технология повышения давления с применением шурфов. В ОАО «Сургутнефтегаз» разработана программно-информационная система
«Оперативный контроль объектов» (ИС «ОКО»), отображающая
в режиме реального времени показатели эксплуатации нефтепромысловых объектов, в томчисле несколько сотен параметров (от
давления, приемистости скважин до температуры подшипников
двигатели насосного агрегата) по процессу закачки. Контроль
параметров эксплуатации оборудования заключается в анализе
обширного информационного поля, сопоставлении всех параметров, выявлении отклонений при эксплуатации оборудования
с целью обеспечения оптимального режима его работы. Для этого
разработан модуль «Контроль объектов поддержания пластового
давления» программного средства «Единая система работы
с фондом» (ПС «ЕСРФ»), где в автоматизированном режиме сопоставляются показатели эксплуатации с режимными объемными, технологическими показателями по процессам и паспортными характеристиками оборудования, сохраняемыми в нефтепромысловом комплексе «Альфа» (НПК «Альфа»).
К функциям интерактивного мониторинга насосного оборудования системы ППД относятся сбор информации, анализ причин отклонений, планируемые мероприятия, выдача рекомендаций по устранению отклонений, формирование отчетных форм
по выбранным критериям. Использование модуля позволяет за
непродолжительный промежуток времени анализировать отклонения в режиме работы насосного оборудования на всех уров-
elib.pstu.ru
13
14
elib.pstu.ru
Отклонение: фактического энергопотребления от
нормативного до 50 %
Фактического энергопотребления от нормативного более 50 и до 100 %
Фактического энергопотребления от нормативного более100 %
Итого
Отклонение фактического энергопотребления не превышает нормативного
Всего
Показатели
6,8
5,1
3.6
6,3
8,5
7
7124
1754
950
9828
5678
15506
7,9
6,9
8,4
10,
8,7
8,1
804477,5
532010.3
1457271,8 593345,4
6303532,2 8399315,6 2095783,3
272467,2
863926,4
5167138,6 6137566,3 970427,7
11,89 10684993,9 11955658,5 1270664,6
–18,83 4381461,7 3556342,9 –825118,8
33,25
195,26
68,68
18,78
580
429
151
45
22
84
258476,1
89399
169077,2
116762.6
10732,6
41581.9
Усредненный
Число
удельный расСуммарное суточное
Фактическое
скважин
ход. электроэлектропотребление, кВт·ч
суммарное
Число
Отклос недосэнерги, кВт·ч
суточное
скванение,
товерэнергопорасчетжин
%
ными
расчетнонофактифактиче- отклоне- показа- требление,
нормативкВт·ч
норма- ческий
ское
ние, %
ниями
ное
тивный
Условные показатели энергопотребления фонда скважин ОАО «Сургутнефтегаз»
Таблица 2
нях контроля, оптимизируя таким образом аналитическую работу специалистов, что способствует повышению оперативности
и качества принимаемых решений по режиму эксплуатации,
а также энергоэффективности технологии ППД.
По результатам работы систем мониторинга энергопотребления для механизированной добычи жидкости, показателей
эксплуатации оборудования системы ППД формируются отчеты
системы энергоаудита с итоговым энергопотреблением фонда
и показателями потенциала энергосбережения. В табл. 2 приведены условные показатели энергопотребления.
1.3. Результаты измерений энергопотребления установки
электроцентробежного насоса на месторождениях
с высокой газонасыщенностью нефти
Выбор насосного оборудования при добыче нефти в основном обусловлен проектным дебитом добывающей скважины при
соответствующей депрессии. Для поддержания высокого значения КПД электроцентробежного насоса производительность
скважины должна быть в пределах рабочей зоны ЭЦН. Известно,
что условия эксплуатации добывающих скважин значительно изменяются в течение срока службы насосного оборудования, при
этом фактическая производительность, с которой работает насос,
может не соответствовать его рабочей зоне и эффективность эксплуатации такого оборудования значительно снижается. Причинами могут быть выделение свободного газа из нефти у приема
насоса, образование высоковязкой эмульсии, отложение органических и неорганических солей на стенках глубинно-насосного
оборудования (ГНО) и др. В таких осложненных условиях для
обеспечения запланированного дебита нефти при очередном ремонте в компоновку ГНО включают дополнительные модули,
предотвращающие влияние негативных факторов. Для повышения эффективности работы насосной установки без проведения
ремонта скважины применяют устройства регулирования электрических характеристик станции управления и частоты вращения вала погружного электродвигателя, подбирая оптимальный
режим работы насоса. Основным критерием, позволяющим пред-
elib.pstu.ru
15
варительно оценить необходимость проведения того или иного
вида мероприятий по оптимизации, является величина коэффициента полезного действия насоса.
С целью выбора скважин с высоким энергопотреблением
описан алгоритм оценки энергетических затрат на подъем скважинной продукции и КПД насоса с помощью измерений токовых показателей на станции управления. Для исследования выбраны 42 добывающие скважины Уньвинского, Сибирского
и Шершневского месторождений (Пермский край), эксплуатируемые установками ЭЦН с номинальной производительностью
30 м3/сут без специальных устройств для сепарации газа на
приеме глубинных насосов (газосепаратор, газовый якорь и др.).
Скважины на дату измерения основных технологических показателей (дебит жидкости, давление на устье, динамический уровень и т.д.) работали в режиме постоянной откачки жидкости
с объемной долей воды в продукции (nв), не превышающей 29 %
(табл. 3). Основная задача исследования сводилась к определению коэффициента полезного действия насосов и сравнению их
с номинальными, соответствующими производительности, при
разном входном газосодержании.
Фактический КПД насоса определялся по данным инструментальных измерений электрических параметров работы насосной установки (рабочих токов и линейного напряжения) на
контроллере станции управления по следующей схеме:
1. Давление на приеме насоса Pпр по измеренным динамическому уровню и давлению на устье затрубного пространства
определялось согласно формуле [19]
Рпр  Рзатр  Рг  РГСЖзатр  Рзатр  Рг  с g  Н нас  Н дин  , (2)
где ρс – среднее значение плотности ГЖС в затрубном пространстве; Pзатр – устьевое затрубное давление, МПа; Рг – давление столба газа в затрубном пространстве, МПа; РГСЖзатр –
давление столба газожидкостной смеси в затрубном пространстве, МПа. Для его оценки использованы результаты обработки
промысловых исследований, описанных в работе [20].
16
elib.pstu.ru
1
Месторождение
Сибирское
Уньвинское
Объект
3
Бб
Бб
Бб
Бш-Срп
Бш-Срп
Бш-Срп
Тл2-а
Бб
Бб
Бб
Бб
Бб
Бб
Усл. номер скв.
2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
4
ЭЦН30-2150
ЭЦН30-2200
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-1800
ЭЦН30-1800
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-1850
ЭЦН30-1700
Типоразмер насоса
Глубина подвески
насоса, м
5
2134
2097
1700
1797
1769
1750
1707
1743
1758
1988
1680
1801
1863
6
2,6
1,4
1,6
2,8
1,2
2,0
2,7
1,7
1,7
1,9
1,8
1,6
0,9
буферное
Давление,
МПа
7
1,3
1,3
2,6
1,2
1,2
0,8
2,2
1,2
1,1
1,1
2,0
1,2
0,8
Динамический
уровень, м
8
661
783
892
831
993
989
858
724
1003
1001
678
757
988
9
44,3
48,5
33,5
25,1
18
36
38,2
36,6
28,9
32,8
49,3
38
35,2
10
1,3
1,2
1,3
8
1,1
7,3
2,1
29,0
1,1
0,6
28,3
2,7
1,3
Обводненность, %
Таблица 3
Дебит жидкости,
м3/сут
Таблица с данными технологических режимов работы рассматриваемых скважин
затрубное
elib.pstu.ru
17
elib.pstu.ru
1
Шершневское
18
2
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
3
Бб
Бб
Бб
Бб
Тл+Бб
Бб
Т–Фм
Бш–Срп
Бш–Срп
Бш–Срп
Бш–Срп
Бб
Бб
Тл+Бб
Тл
Бб
Бб
Бб
Бб+Мл
Т–Фм
Тл+Т–Фм
Т–Фм
4
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-1800
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-1850
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-1600
ЭЦН30-2500
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-1850
ЭЦН30-1800
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-2035
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-2160
ЭЦН30-2200
5
1831
1620
2059
1890
2051
1717
2012
1805
1916
1779
1688
1887
1752
1836
1853
1800
1942
1901
2001
1777
2090
2230
6
2,0
1,3
1,6
1,2
0,9
1,4
1,1
2,8
1,8
1,6
1,9
2,5
1,8
1,6
1,4
1,6
1,7
0,9
1,4
1,0
1,3
1,0
7
1,2
1,2
0,7
1,0
1,0
1,4
0,9
1,0
1,1
1,0
1,1
1,0
2,0
0,8
0,4
1,4
1,0
1,1
2,4
1,5
1,8
1,3
8
922
764
1123
932
1235
815
966
811
820
811
710
539
920
845
984
848
1007
984
1385
1290
1220
1503
9
32,8
39,2
21,7
41,6
22
37,2
39,7
32,7
31,9
40,2
41,4
56
48,9
44,5
25,3
48,5
38,3
45
30,5
27,8
42
31,7
10
1,2
13,6
2
0,4
2,7
1,4
0,7
14,5
5
14
2,8
0,5
3,9
0,3
0,2
0,5
1,6
4,7
0,5
0,9
1,3
1,8
Окончание табл. 3
2. Расчет давления на выкиде насоса осуществлялся по методикам Поэтманна – Карпентера (Рвык1) [25] и по методу Крылова с определением минимального давления фонтанирования
(Рвык2) при известном буферном давлении (Рбуф). В последнем
случае, принимая во внимание фонтанирование скважины под
действием насоса, расчет сводится к определению минимального давления фонтанирования Рвык2. При этом учитывается процесс сепарации газа у приема насоса, который приводит к изменению физических характеристик нефти: давления насыщения,
газонасыщенности, плотности и объемного коэффициента.
Рассматривая систему «колонна НКТ–насос» как фонтанирующий подъемник, его минимальное давление фонтанирования, равное Рвык, с учетом сепарации газа у приема насоса можно определить по формуле

 Lн






Р
 Ру 
Рвык 2  Рнас 


2ж g

(3)
 ж g ,
2
  Рнас  Ру  
Р  Ру  Рнас 
Г 0эф
0,5  нас

 

d
lg
 2ж g  1, 227  102
ж g
Ру 




нас

где ρж – средняя плотность жидкости в подъемнике (с учетом
обводненности); Г0эф – эффективно действующий газовый фактор; Pнас – давление насыщения нефти газом, МПа.
Г0эф 
Ру 
Г0 
1 
 1  nв  .
2  Рнас 
(4)
В итоге за давление на выкиде насоса Рвык принималось
среднее значение между Рвык1 и Рвык2.
1. Полезная мощность насоса определялась по производительности и давлению, создаваемому насосом:
elib.pstu.ru
N п  Рнас Qж   Рвык  Рпр  Qж .
(5)
19
2. Полная мощность насосной установки
N полн  IU cos ,
(6)
где I, U – рабочий ток и линейное напряжение на контроллере
станции управления; cos φ – коэффициент активной мощности.
3. Коэффициент полезного действия установки, зависящий
от КПД станции управления ηсу, кабельной линии ηк, электродвигателя ηэд, погружного насоса ηн, рассчитывался по формуле
полн 
Nп
 су к эд н .
N полн
(7)
КПД станции управления для различных производителей
изменяются в пределах 96–99 %. Потери мощности в кабельной
линии зависят от рабочего тока, материала жилы и размеров кабеля:
N к 
1,732L 1    t  20   I 2
F cos 
,
(8)
где ρ – удельное сопротивление материала жилы; α – температурный коэффициент расширения материала; L – длина кабеля
(L ≈ Lн); t – температура материала; I – рабочий ток, F – площадь
поперечного сечения жилы.
КПД кабельной линии:
к 
N к
.
N пол 1  су 
(9)
КПД электродвигателя (ПЭД) определяется его типоразмером и мощностью на входном валу. На рис. 2 представлена нагрузочная характеристика ПЭД-32. Величине КПД двигателя
в конкретных условиях эксплуатации соответствует отношение
полезной мощности к номинальной, определяемое по формуле
N эдп
 N пол 1  су  1  к  .
N эдном
20
elib.pstu.ru
(10)
При определении ΔNсу 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
elib.pstu.ru
21
н 
пол
.
су к эд
(11)
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
Таблица 4
Усл.
номер скв.
Результаты расчетов КПД насосов
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
Подача
(дебит)
м3/сут
44,3
48,5
33,5
25,1
18
36
38,2
36,6
28,9
32,8
49,3
38
35,2
32,8
39,2
21,7
41,6
22
37,2
39,7
32,7
31,9
40,2
41,4
56
48,9
44,5
25,3
48,5
38,3
45
30,5
27,8
42
31,7
Факт. КПД
Давле- Удельное
насоса
ние у газосоотноприема держание
относит.
относит. насоса, (входное),
сит.
м.в.ст.
%
величина
величина МПа
вели%
чина
1,5
2150
0,21
11,4
10,4
19,4 0,56
1,6
2200
0,17
10,5
13,6
13,8 0,45
1,1
1700
0,29
7,1
18,0
13,3 0,35
0,8
1700
0,50
7,2
15,7
16,5 0,49
0,5
2000
0,35
5,4
21,1
9,2 0,35
1,2
1700
0,61
4,8
12,5
28,4 0,75
1,3
1700
0,44
7,0
13,2
23,8 0,63
1,2
1800
0,42
7,7
8,3
26,8 0,70
1
1800
0,47
5,1
25,4
15,1 0,42
1,1
2000
0,41
7,3
11,8
21,8 0,58
1,6
1700
0,38
8,4
3,0
25,5 0,87
1,3
1850
0,34
8,0
10,4
21,0
1,2
1700
0,47
6,0
19,2
18,0 0,47
1,1
1700
0,36
8,0
10,3
27,9 0,74
1,3
1800
0,43
6,1
16,7
21,5 0,57
0,7
2000
0,45
6,4
15,4
17,2 0,56
1,4
2000
0,31
7,0
14,4
20,5 0,56
0,7
2000
0,42
5,5
21,0
14,4 0,47
1,2
1700
0,33
6,8
14,7
19,2 0,50
1,3
2000
0,30
7,7
11,3
21,8 0,58
1,1
1850
0,50
7,3
10,5
25,9 0,69
1,1
2000
0,37
8,4
9,2
22,1 0,59
1,3
1700
0,48
7,1
12,2
24,1 0,65
1,4
1600
0,42
7,2
12,5
17,2 0,47
1,9
2500
0,20
10,5
2,2
16,6 0,92
1,6
1700
0,47
6,7
0,9
32,7 1,02
1,5
2000
0,40
7,1
8,3
28,3 0,82
0,6
2000
0,45
5,5
11,7
18,2 0,54
1,6
1850
0,39
7,3
7,8
20,8 0,69
1,3
1800
0,51
6,7
9,3
28,1 0,74
1,7
2000
0,38
6,7
1,2
31,3 0,98
1
2035
0,53
5,3
14,4
25,6 0,70
0,9
1700
0,62
3,4
25,9
16,0 0,45
1,5
2160
0,44
6,9
1,6
37,8 1,04
1,1
2200
0,58
5,1
3,1
34,2 0,91
elib.pstu.ru
Напор
23
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, снижая его КПД. Полученные формы кривых ηфакт/ηпас = f(Qфакт/Qном)
отражают особенности работы насосов на газожидкостных смесях 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 зависимость 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.
elib.pstu.ru
25
Рис. 6. Влияние количества ступеней на КПД насоса
на эффективность работы насоса
Для скважин с относительной подачей (Qфакт/Qном) 1 среднее
значение βвх составило 10,6%, при (Qфакт/Qном) <1 средняя величина βвх равна 18,5 %. С увеличением давления Рпр входное газосодержание уменьшается, КПД насосов увеличивается. Принимая
во внимание предположение о снижении негативного влияния
газа на эффективность работы насосов с фактической производительностью, превышающей номинальные показатели, принято
результаты исследования обобщить и представить в координатах
относительного КПД насоса (ηн/ηн.ном) и входного газосодержания
(рис. 7, 8).
Рис. 7. Зависимость относительного КПД от давления
у приема насоса (Уньвинское месторождение, пласт Бб)
26
elib.pstu.ru
Рис. 8. Зависимости относительного КПД насоса
от входного газосодержания
На рис. 9 отмечено снижение энергетических характеристик
насоса с увеличением объема поступающего в него газа. При
равных значениях входного газосодержания работа насосов, откачивающих нефть рассматриваемых месторождений, характеризуется различной степенью неэффективного энергопотребления. Обусловлено это различием состава, свойств и пенообразующих свойств нефти. В целом по исследуемым скважинам
среднее отклонение фактического КПД насосов от номинальных
значений, соответствующих их производительности, составляет
примерно 64 %.
На рис. 9 приведены зависимости КПД насосов от развиваемого ими напора (Нфакт) и входного газосодержания. С увеличением Нфакт КПД насосов также увеличивается, при этом абсолютные значения КПД и темп их увеличения существенно
зависят от входного газосодержания.
Неэффективная работа насоса с низкими показателями КПД
приводит к нагреву погружного агрегата, увеличивая риск отказов и выходов из строя оборудования, существенно увеличивает
затраты электроэнергии на подъем скважинной продукции.
С помощью описанного алгоритма оценки фактического КПД
elib.pstu.ru
27
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. Полученные формы кривых ηфакт/ηпас = f(Qфакт/Qном) отражают особенности работы насосов на газожидкостных смесях в скважинных 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, вно28
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-
elib.pstu.ru
29
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 с особенностями 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, вос30
elib.pstu.ru
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-
elib.pstu.ru
31
гия пласта и совершается работа по закачке вытесняющего агента. Таким образом, «чистая» добыча энергоносителей определяется как
Q
н.э
  Qн  0,86  104  Qн  Э.
(12)
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.
Wгаз
32
elib.pstu.ru
т 1


т


Р
т
наг

вх  qн  Гскв  Г н  
 1
 Рвх 

т 1


 ,

nк.а
(13)
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-
elib.pstu.ru
33
вии с классификацией по ГОСТ Р 51858-2002 нефть пласта относится к особо легким (тип 0).
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 и гелия – 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 забое нагнетательной 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
Ю составил 34831 тыс. м3. Последующая закачка воды в период
с 16 июня по 1 октября 2007 г. составила 58290 м3 при среднем расходе 600 м3/сут и давлении нагнетания на устье 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 системы ППД.
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.
1
1
elib.pstu.ru
35
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»
с использованием импортного оборудования фирм Lufkin
и Schoeller-Bleckmann показывает, что применение УСШН
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 в аналогичных условиях КПД равен 20–50 % [1].
При эксплуатации скважин (УСШН) область эффективного
применения определяет колонна насосных штанг. До последнего времени на промыслах России рост объемов применения глубинно-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
в скважинах с коррозионно-активной средой. К началу 90-х г.
СПНШ использовали около 120 нефтедобывающих компаний
в США, 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-
elib.pstu.ru
37
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 сис38
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 электроэнергии 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
elib.pstu.ru
39
40
elib.pstu.ru
Тип оборудования
Насосы
СтаЦепУВН ЭЦН ГПН
СН
ЭДН
RoЗАО
нокСПНШ
ной
taflex
«ПКНМ
качалпривод
»
ка
3
Диапазон подачи, м /сут
0,2–60 4–105 40–640 12–120 5–42 4–160 10–640 20–480 10–6000 4–16
Максимальная глубина спуска, м 2500 3100 3600 5000
3500
2400 3000 3000
2400 1700
КПД, %
20–50 30–60 30–60
–
–
50–70 30–50 30–40 10–20 35–40
Допустимое содержание песка в
–
–
–
–
0,1
10–50 0,1
0,1
3,0
0,2
продукции, %
Работоспособность в наклонно
–
–
–
–
направленных скважинах
3
2
5
4
3
5
(по пятибалльной шкале)
Возможность откачки жидкости с
–
–
–
–
4
2
3
3
4
3
повышенным газосодержанием
(по пятибалльной шкале)
Эксплуатация обводненных сква–
–
–
–
4
4
4
3
4
3
жин (по пятибалльной шкале)
Показатели
УСШН
Показатели механизированных способов добычи нефти
Таблица 5
Сегодня существует несколько основных направлений и методов увеличения энергоэффективности механизированной добычи:
1) энергоэффективный дизайн глубинно-насосного оборудования;
2) модификация конструкции глубинно-насосного оборудования;
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-требляющего 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
elib.pstu.ru
41
устройства разного типа. Снижается энергоэффективность также
и при заглублении динамического уровня – при уменьшении забойного давления, в том числе при сложных профилях скважин
и в 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,
в которых 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
в габарите 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 %.
elib.pstu.ru
43
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.
В связи 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».
В настоящее 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-экономической 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 дру44
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
и осуществления 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
и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт для снижения обводненности продукции, комплексное сочетание работ
и воздействия 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:
N подв  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 осуществлять отбор из скважины, для которой кривая N подв  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.
elib.pstu.ru
45
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
Рис. 13. Сравнение напорно-расходных и энергетических
характеристик ступеней FLEX line (X10) и P10
Рис. 14. Сравнение КПД ступеней X6, 5, X10 и X18
В 2010 г. инженерами Centrilift (Baker Hughes) также были
внесены изменения в конструкцию газосепаратора и выпущена
новая серия Gas Master™. Увеличилась площадь входных отверстий, изменилась конструкция входного шнека и оптимизировалась конфигурация выкидных отверстий, результатом чего
стало увеличение эффективности процесса сепарирования газа
и значительное расширение диапазона применения газосепараторов. Для снижения количества «полетов» по данному узлу
elib.pstu.ru
47
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
в скважинах приводят к росту эффективной вязкости добываемой продукции [10]. В скважинах с УЭЦН эмульсии образуются
в рабочих 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
в пределах 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
к винтовым 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
elib.pstu.ru
49
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.
В ЗАО «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
и вода – ПАВ (дисолван 4411) – воздух [11].
В лабораториях 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, технологичности 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, газосепараторе-диспергаторе и непосредственно в диспергаторе. Вместе
с тем применяемые конструкции лабиринтно-винтовых насосов обладают недостатками.
50
elib.pstu.ru
Рис. 16. Характеристики лабиринтно-винтовых насосов
с усовершенствованной конструкцией:
1, 2 – ротор соответственно (7–6)/5 и (7–4)/5
Модернизация в первую очередь была связана с доработкой
конструкции лабиринтно-винтового насоса с целью осуществления перекачки сред при наличии абразивных механических
примесей и отдельных крупных твердых частиц в потоке. Второй вопрос касался поиска новых технических решений, позволяющих уменьшить массу ротора насоса. Ее снижение решает
важную проблему балансировки, позволяет увеличить диаметр
и частоту вращения ротора. Решение этих вопросов дает возможность значительно расширить область применения лабиринтно-винтовых насосов для добычи нефти.
С учетом отмеченного была разработана новая конструкция
лабиринтно-винтового насоса (получено положительное решение о выдаче патента), в которой отсутствует шнек. Вместо него
внутри обоймы с винтовой нарезкой установлен многосекционный ротор.
Каждая секция ротора представляет собой специальное лопастное колесо, зажатое между дисками. При сборке различных
компоновок ротора использовали диски и рабочие лопастные
elib.pstu.ru
51
колеса диаметром 74 мм. Внутренний диаметр винтовой расточки в обойме равен 74,5 мм, наружный диаметр расточки (по
впадинам канавок) – 88 мм.
Меняя конструкцию ротора, можно добиваться нужной характеристики. Лабиринтно-винтовой насос можно использовать
как насос с реверсивным потоком, у которого можно изменять
направление движения подаваемой жидкой среды на противоположное. Серия испытаний позволяет оценить, как влияют на
характеристику насоса изменение числа лопастей рабочего колеса и другие геометрические параметры ротора и статора ступени. Результаты испытаний лабиринтно-винтовых насосов
с усовершенствованной конструкцией, позволяющей повысить
напорность и КПД ступени, представлены на рис. 16.
Экспериментальные исследования показали, что в лабиринтно-винтовых насосах массу ротора можно уменьшить заменой шнека на набор установленных на вал лопастных колес, чередующихся со сплошными дисками. Использование составного
ротора существенно расширяет возможности регулирования лабиринтно-винтового насоса. На основе новой конструкции могут быть разработаны насосы или диспергаторы, работающие
с повышенной частотой вращения и обладающие повышенными
добычными возможностями.
Компанией Baker Hughes разработаны две разновидности установок винтовых насосов LIFTEQ™ – с погружным (УЭВН)
и поверхностным (штанговым) приводом (УШВН), диапазон применения которых по производительности находится в пределах от
2 до 600 м3/сут, по депрессии – от 45 до 245 атм и по рабочим
температурам – от 0 до 148 °С; наружный диаметр винтовой пары
– от 73 до 130 мм.
Область наиболее эффективного применения УШВН довольно широка:
– узкие колонны (наружный диаметр винтовой пары 73–
130 мм);
– низкодебитный фонд (устойчивая работа от 2 м3/сут);
– высоковязкие флюиды;
52
elib.pstu.ru
– высокие значения выноса мехпримесей (свыше1 г/л);
– высокий газовый фактор Гф, (в том числе спуск ниже интервала перфорации);
– солеотлагающий фонд.
При этом очевидное преимущество УШВН состоит в значительном сокращении энергопотребления, а также капитальных
затрат (табл. 6).
Таблица 6
Энергетические характеристики УЭЦН и УЭВН
Энергетические
характеристики
Производительность, м3/сут
Напор, м
Глубина спуска, м
КПД, %
Потребляемая мощность, кВт-ч
Ток, А
Способ эксплуатации
УЭЦН – насос
УЭВН – насос
251-P8SSD
270-D-3600
110
1610
2000
55,28
81,8
58,79
40,67
ПЭД 67/1579/27 d50
21,52
14,89
В настоящий момент в России и Казахстане работают более
500 установок производства Baker Hughes (Centrilift), поставленных компанией «Кана-росс» (рис. 17). Средний МРП составляет около 500 сут, тогда как основной причиной отказа становится износ штанг. Отказы же по самим винтовым парам не
превышают 8 % от общего числа отказов (рис. 18). И это наблюдается в тех скважинах, где наработка на отказ УЭЦН в основном не превышает 200 суток.
Существенное преимущество УЭВН по сравнению с УШВН
состоит в отсутствии необходимости использования штанг
и, как следствие, более широких возможностях использования
в искривленных, а также горизонтальных скважинах. За счет
отсутствия колонны штанг также снижаются потери на трение
при подъеме жидкости на поверхность.
elib.pstu.ru
53
УЭВН находят эффективное применение в довольно широком диапазоне условий:
– высокий Гф (до 50 % свободного газа на приеме без сепарирующих устройств);
– повышенная вязкость флюида;
– повышенное содержание мехпримесей (более1 г/л);
– необходимость снижения энергопотребления;
– искривленные и горизонтальные скважины;
– риск повышенного износа штанг;
– возможность использования НКТ большего диаметра;
– необходимость снижения потерь на трение.
Рис. 17. Внедрение УШВН Baker Hughes в России
В 2011 г. выполнен ряд внедрений УЭВН Baker Hughes на
территории РФ, а также проведено несколько опытнопромысловых исследований с целью определения критерия
применимости данных систем. Одна установка смонтирована на
Русском месторождении (Н.Уренгой), в скважине с вязкостью
продукции около 500 сПз; еще четыре УЭВН готовятся к эксплуатации на Ваньеганском месторождении (Радужный) в условиях КВЧ до 10 г/л и Гф до 300 м3/м3; один УЭВН работает на
малодебитном фонде (3–8 м3/сут) «РН-Юганскнефтегаза».
54
elib.pstu.ru
Рис. 18. Эксплуатация УШВН Baker Hughes в России:
а – осложнения; б – причина отказа
Способ отбора пластовой жидкости с помощью винтового
насоса получил наибольшее распространение при добыче вязкой
нефти. При применении данного способа в работе участвуют:
колонна НКТ с подвешенным на ней погружным винтовым насосом, погружной электродвигатель (ПЭД) и устьевое оборудо-
elib.pstu.ru
55
вание. ПЭД вращает винт насоса, при этом в раскрывающейся
нижней части рабочей камеры, между винтом и окружающей
его обоймой, создается разрежение, в результате чего в камеру
поступает пластовая жидкость, которая при продвижении вдоль
винта сжимается и поступает по НКТ на поверхность [56].
Недостатком работы винтового насоса является образование
низкого давления на входе в погружной насос. При заполнении
рабочих камер за счет создаваемой разницы давлений перед
входом в погружной насос и в камере пластовая жидкость не
успевает заполнять камеру, вследствие этого происходит срыв
подачи. Кроме того, имеющиеся осложняющие факторы требуют особого подхода к подбору материала для обоймы винта, при
наличии механических примесей происходит интенсивный ее
износ, что снижает межремонтный период работы установки.
В статье [11] предлагается способ добычи нефти (Патент РФ
№ 2296211 [42]) с использованием погружного пластинчатого
насоса, позволяющего отбирать пластовую жидкость без создания областей пониженного давления на входе в насос.
Это обеспечивается за счет расположения концов пластин
непосредственно в окружающей пластовой жидкости, что исключает ее расширение на входе в погружной пластинчатый насос, разгазирование, а также возникновение кавитации.
Поскольку работа погружного пластинчатого насоса сводится только к перемещению пластовой жидкости из окружающего насос пространства с последующим ее сжатием, нет необходимости в заполнении рабочих камер за счет создаваемой
разницы давлений перед входом в погружной насос и в камере,
что предотвратит срыв подачи насоса.
На рис. 19, а представлена общая схема оборудования для
добычи нефти с использованием установки пластинчатого насоса; на рис. 19, б – поперечный разрез пластинчатого погружного
насоса и разрез по сечению А–А. Предлагаемый способ добычи
нефти включает использование колонны НКТ 1, подвешенного
на них погружного пластинчатого насоса 2, ПЭД 3 и устьевого
оборудования 4.
56
elib.pstu.ru
Рис. 19. Установка погружного пластинчатого насоса (а)
и его поперечный разрез и разрез по сечению А–А (б)
Пластинчатый погружной насос содержит полый корпус 5,
с нагнетательными каналами 6, статор 7 с внутренней полостью А
и окнами 8, ротор 9 с выполненными в нем радиальными пазами
10, рабочие пластины 11, подшипники скольжения 12, верхнюю
крышку 13, головку 14. Рабочие пластины размещены в радиальных пазах ротора с возможностью обеспечения радиального возвратно-поступательного перемещения. В корпусе и статоре противоположно друг другу выполнены проемы 15 высотой, соответствующей высоте пластины. Для предотвращения проворота статор
закреплен шпонками 16. В верхней части ротора выполнен несквозной осевой канал 17, соединяющий пространство над насосом
с радиальными пазами ротора посредством радиальных отверстий
18. Опорами ротора служат подшипники скольжения, размещен-
elib.pstu.ru
57
ные в нижней части корпуса и верхней крышке, которая поджимается головкой. Выход пластин из радиальных пазов ротора при
прохождении проемов ограничен буртиками 19.
Погружной электродвигатель 3 вращает ротор 9 с пластинами 11. Последние перемещают окружающую погружной насос пластовую жидкость в полость А статора 7, сжимают ее
и нагнетают через окна 8 и нагнетательные каналы 6 в НКТ 1.
При этом расширения пластовой жидкости на входе в погружной пластинчатый насос 2 не происходит.
Пластины 11 постоянно поджаты к стенкам статора 7 и буртикам 19 за счет центробежной силы и силы гидростатического
давления пластовой жидкости через несквозной осевой канал 17
и радиальные отверстия 18. Из-за отсутствия всасывающих камер между пластинами 11 работа погружного пластинчатого
насоса сводится только к процессу нагнетания, что позволит
расширить область его применения по вязкости и газосодержанию пластовой жидкости.
Использование предлагаемого способа добычи нефти позволит обеспечить отбор высоковязкой пластовой жидкости, жидкости с высоким содержанием газа и механических примесей, облегчить вывод на режим скважин после бурения. Небольшие габариты
насоса дают возможность использовать его в скважинах с высоким
темпом набора кривизны и горизонтальных скважинах.
2.3. Совершенствование конструкции скважинной
штанговой насосной установки (УСШН)
Ресурс работы скважинного оборудования УСШН тем выше, чем меньше частота качаний привода. При сохранении производительности и без ухудшения условий работы скважинного
оборудования это достигается применением длинноходовых режимов откачки. При реализации таких режимов основными недостатками балансирных приводов СШН являются резкое увеличение габаритов, массы и крутящего момента редуктора. Указанных недостатков лишены безбалансирные приводы с
реверсирующим редуцирующим преобразующим механизмом
(РПМ), получившие название «цепные приводы» (ПЦ) [8]. Их
58
elib.pstu.ru
применение имеет следующие преимущества при эксплуатации
скважин по сравнению с балансирными:
– постоянная скорость движения штанг на преобладающей
части хода в 1,6–1,7 раза меньше, чем у балансирных аналогов;
– редуктор характеризуется меньшими в 5–8 раз передаточным отношением и крутящим моментом;
– меньшая зависимость полной массы и габаритов привода
от длины хода;
– обеспечение тихоходных режимов откачки в широком
диапазоне изменения скорости без усложнения конструкции
и снижения КПД механизма;
– снижение динамических и гидродинамических нагрузок
на штанги и привод, сокращение числа аварий со штангами,
уменьшение износа штанг и труб, увеличение коэффициента
наполнения насоса, улучшение показателей при откачке продукции с повышенным газосодержанием и высокой вязкостью;
– сокращение энергетических затрат на подъем продукции
из скважин;
– повышение коэффициента использования мощности за счет
обеспечения равномерной загрузки электродвигателя привода.
Действующий фонд ОАО «Татнефть» на конец 2011 г. составлял 20246 скважин, из которых 84 % эксплуатируются установками скважинных штанговых насосов (УСШН). При этом
малодебитные (с дебитом жидкости 5 м3/сут и менее) скважины
составляют примерно 30 % действующего фонда.
В ОАО «Татнефть» создан параметрический ряд ПЦ СШН
с максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг (далее грузоподъемность) от 40 до 120 кН, с длиной хода от 2,1 до 7,3 м,
максимальной теоретической подачей от 19 до 161 м3/сут [49].
В основу параметрического ряда приводов положена типизация
условий эксплуатации добывающих скважин. Усредненные по
горизонтам показатели эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть» приведены в табл. 7,8 [48], технические характеристики
разработанных цепных приводов – в табл. 9. Конструкции защищены патентами на изобретения Российской Федерации
и Республики Казахстан [36, 39, 41].
elib.pstu.ru
59
Таблица 7
Показатели эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть»
Показатели
Глубина залегания, м
Динамическая вязкость нефти,
мПа·с
Газовый фактор, м3/т
Давление насыщения,МПа
Плотность, кг/м3:
нефти
пластовой воды
Диаметр эксплуатационной
колонны, мм
Пластовое давление, МПа
Пластовая температура, ºС
Глубина подвески насоса, м
Диаметр плунжера насоса, мм
Верхний
и средний
девон
1700–1750
Нижний
карбон
Средний
карбон
1100–1200 600–1000
2,3–10(4,5)
40–90 (54)
9
12–60 (30) 40–200 (60)
5–30(10)
4–20 (8)
4,5
1–3 (2)
800–820
1020–1185
860–880
880–910
1010–1164 1000–1140
146,168
15–19(17)
38–42 (40)
1300–900
27–70
146, 168
146,168
8–12(11) 6–10(7,5)
23–27 (25) 20–24(22)
1100–800 800–600
27–57
27–44
Таблица 8
Характеристики конструкций колонны штанг
в ОАО «Татнефть»
Характеристики
Базовая конструкция колонны штанг
одноступентрехступенчатая
чатая
Допустимая скорость откач21
ки, м/мин
Продуктивность,
0,2–100 (40)
т/(сут·МПа)
Вес колонны штанг, кН
26–27
Нагрузка на плунжер насоса
8–34
от столба жидкости, кН
Сумма статических нагрузок
34–61
в точке подвеса штанг, кН
Максимальная нагрузка в
точке подвеса штанг (без
39–70
учета сил трения), кН
Достаточная грузоподъем80
ность привода, кН
60
elib.pstu.ru
18
0,2–50(5)
0,1–40 (2)
22–23
14–15
7–21
4–10
29–44
18–25
34–50
21–29
60
40
Из табл. 7, 8, 9 видно, что для скважин, эксплуатирующих
горизонты Д0–Д1, необходимы приводы грузоподъемностью
60–80 кН. Следовательно, базовыми для этой группы скважин
являются приводы ПЦ 60-3-0,5/2,5 и ПЦ 80-6-1/4. В скважинах с
дебитом жидкости 100 м3/сут и более может оказаться целесообразным применение приводов ПЦ 120-7,3-1/4 с длиной хода
7,3 м, несмотря на их несколько избыточную грузоподъемность.
Таблица 9
Технические характеристики
разработанных цепных приводов
Показатели
Грузоподьемность, кН
Длина хода, м
Крутящий момент редуктора, кН·м
Частота качаний, мин–1
Мощность электродвигателя, кВт
Габаритные размеры, м:
высота
длина
ширина
Полная масса, кг
Максимальная теоретическая производительность м3/сут
40
2,1
60
3
60
6
80
6
ПЦ
1207,3-1/4
120
7,3
5
5
5
16
28
1–4
1–4
до 55
ПЦ 40- ПЦ 60- ПЦ 60-6- ПЦ 802,1-0,5/2,5 3-0,5/2,5 0,25/1,25 6-1/4
0,5–2,5
0,5–2,5 0,25–1,25
3
3; 5,5
3; 5,5
до 22
5,17
1,8
1,4
7494
5,9
1,8
1,6
9528
9,1
1,8
1,6
8462
10,17 12,3
6,5
7
2,4
2,4
17300 26000
19
41
28
133
161
На начало 2012 г. в ОАО «Татнефть» цепными приводами
оборудовано 1383 скважины (рис. 20). Общее число скважин,
эксплуатируемых цепными приводами производства БМЗ,
в ОАО «Татнефть» и других компаниях превышает 1600.
Практика масштабного использования цепных приводов показала, что их применение наиболее эффективно в скважинах
с осложненными условиями эксплуатации, где при применении
elib.pstu.ru
61
традиционного оборудования межремонтный период (МРП) работы существенно ниже среднего по компании.
Рис. 20. Динамика действующего фонда скважин, оборудованных
цепными приводами ПЦ 60-3-0,5/2,5 (1) и ПЦ 80-6-1/4 (2)
в ОАО «Татнефть»
Приводы ПЦ 60-3-0,5/2,5 рекомендуется применять в скважинах, добывающих высоковязкие нефти (ВВН) и продукцию,
образующую стойкие высоковязкие водонефтяные эмульсии
(ВНЭ); малодебитного периодического фонда; при образовании
на глубинно-насосном оборудовании асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и солей.
Для ОАО «Татнефть» это прежде всего скважины, вскрывшие продуктивные отложения нижнего и среднего карбона. Их
эксплуатация осложнена высокой вязкостью продукции, обусловленной как повышенной вязкостью нефти, так и образованием в насосном подъемнике стойкой водонефтяной эмульсии,
вязкость которой в десятки раз превышает вязкость нефти
в пластовых условиях.
Эффективность эксплуатации осложненных скважин после
замены балансирных приводов грузоподъемностью не более
60 кН на цепной оценивалась по изменению числа текущих ремонтов (TPC), «реанимационных» мероприятий без проведения
ТРС, МРП и изменению электропотребления.
62
elib.pstu.ru
Важным фактором, определяющим эффективность применения ПЦ, является снижение удельного энергопотребления.
Для количественной оценки эффективности применения ПЦ
проанализированы замеры расхода электроэнергии по скважинам с дебитами жидкости от 8 до 12 м3/сут и обводненностью
продукции от 35 до 80 % (зона образования эмульсии), эксплуатирующих угленосные горизонты с применением УСШН с балансирными (СК6) и цепными приводами (ПЦ 60-3-0,5/2,5),
а также установками штанговых винтовых насосов (УШВН).
Выявлено, что среднее энергопотребление УСШН с цепными
приводами на 12,6 % меньше, чем УСШН с балансирными приводами, и на 35 % ниже по сравнению с УШВН. Кроме того,
внедрение цепных приводов позволило сократить недоборы
нефти по скважинам с ВНЭ и ВВН.
На основании данных, полученных при эксплуатации скважин осложненного фонда, установлена зависимость экономической эффективности внедрения цепных приводов от текущего
коэффициента эксплуатации Кэксп и дебита нефти. При Кэксп <
< 0,65 экономическая эффективность в большей степени зависит
от увеличения времени работы скважины, в меньшей – от дебита нефти. При текущем Кэксп = 0,65–0,771 (среднее значение по
осложненному фонду) основным показателем, определяющим
экономический эффект, является текущий дебит нефти.
Приоритетная область применения приводов ПЦ 80-6-1/4
в ОАО «Татнефть» – скважины с дебитом жидкости от 30 до
100 м3/сут. Осложненные: высокой вязкостью продукции (нефти
и/или эмульсии), отложением на глубинно-насосном оборудовании АСПО и солей, в которых необходимо регулирование режимов эксплуатации в зависимости от условий работы пласта
(например, с циклической закачкой) без проведения ТРС для
замены насоса на насос другого типоразмера, а также скважины
малого диаметра и с дополнительными эксплуатационными колоннами, где внедрение УЭЦН технически невозможно.
Энергетическая эффективность применения приводов ПЦ
80-6-1/4 вместо УЭЦН оценена по выборке из 31 скважины дебитом до 100 м3/сут. Установлено фактическое снижение энер-
elib.pstu.ru
63
гозатрат на подъем продукции по сравнению с УЭЦН в среднем
на 58 %. В качестве примера на рис. 21 приведены результаты
по шести скважинам.
В ОАО «Татнефть» разработан ряд энергосберегающих технологий эксплуатации обводненных скважин с использованием
внутрискважинной гравитационной сепарации нефти и попутно
извлекаемой воды [7]. Эти технологии разделяются на три группы, обеспечивающие:
1) поочередную подачу нефти и попутно добываемой воды
на прием скважинного насоса с последующим подъемом на поверхность [36; 37];
2) раздельный подъем из скважин нефти и попутно добываемой воды [49];
3) подъем на поверхность нефти и нагнетание попутной воды в принимающий пласт без подъема из скважины.
Рис. 21. Удельные энергозатраты на подъём продукции скважин
УЭЦН (1) и УСШН с цепным приводом ПЦ 80-6-1/4 (2)
Первая технология предназначена для снижения интенсивности образования высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ. Разработаны и запатентованы варианты надежных
и эффективных конструкций входных устройств сифонного типа без подвижных частей для поочередной подачи нефти и воды
на прием скважинного насоса [43], организовано их промышленное производство, разработана технология эксплуатации
64
elib.pstu.ru
скважин с их применением. Для подтверждения эффективности
использования входных устройств в скважинах НГДУ «Елховнефть» с эксплуатационными колоннами диаметром 146 мм
и приводами СКб-2,1-2500 проведены промысловые исследования с прямым замером параметров работы насосных установок
до и после внедрения входных устройств. Характеристики
скважин и параметры установок приведены в табл. 10, изменение динамограмм нагрузок на подвеске штанг – на рис. 22, энергетические показатели – в табл. 10.
Таблица 10
Характеристики скважин
Показатели
Интервал перфорации, м
Длина хода штока, м
Частота качаний, мин
Глубина спуска насоса, м
Диаметр плунжера, мм
Дебит жидкости, м3/сут
Обводненность продукции, %
Кинематическая вязкость
нефти, 10–6 м2/с
Динамический уровень, м
Диаметр, мм:
НКТ
штанг
Скв. 8457
Скв. 6267
1117,6–1150,0 1164,8–1172,5
1,5
2,1
5,6
3
1000
1101
38,1
38,1
7,4
5,6
67
56
46,7
270
71
281
73
19; 22
73
19; 22
Таблица 11
Энергетические показатели работы скважин
Показатели
Скв. 8457
Скв. 6267
Полная работа в ТПШ, кВт·сут
70/60,8
84/71
Полезная работа по подъему
17,5 (25)/17,5(29) 27(35)/27 (40)
жидкости, кВт·сут (%)
Работа по перемещению колонны
38,5 (55)/38,5 (63) 38 (451/38 (53)
кВт·сут (%)
Работа по преодолению сил трения,
14(20)/4,8 (8)
18(20)/6(7)
кВт·сут (%)
Удельное энергопотребление
8,8/7
14,1/12
кВт· ч/г
elib.pstu.ru
65
Рис. 22. Динамограммы до и после внедрения входного устройства
ВУ-11-89 на скв. 8457 (а) и 6267 (б) НГДУ «Елховнефть»:
1, 2, 3 – динамограмма соответственно до, после внедрения
входного устройства и теоретическая
Технология применяется в ОАО «Татнефть» с 2002 г., входные устройства внедрены более чем в 1400 скважинах, причем
более 820 – в скважинах, эксплуатирующих угленосные горизонты с вязкой нефтью. При этом значительно сократилось число
текущих ремонтов скважин, зафиксировано снижение амплитуды
66
elib.pstu.ru
нагрузок в точке подвеса штанг (ТПШ) в среднем на 18,5 %
и средневзвешенного удельного потребления электроэнергии на
1,5–2 кВт·ч/т, или на 20–25 %. Потенциальный фонд в
ОАО «Татнефть» составляет еще 1276 скважин.
Следующая группа технологий обеспечивает раздельный
подъем нефти и попутно извлекаемой из скважины воды на поверхность. Принципиальная схема реализации технологии с применением установок скважинного штангового насоса (УСШН)
двойного действия приведена на рис. 23.
Насос выполнен дифференциальным и снабжен хвостовиком
с приемом для воды. Дебиты воды и нефти определяются конструктивно – соотношением диаметров плунжеров. Подъем нефти
осуществляется по НКТ, воды – по полым штангам. Однако в процессе эксплуатации скважины обводненность продукции может
меняться, поэтому важно обеспечить возможность регулирования
соотношения производительности УСШН по нефти и воде. С этой
целью предложена конструкция УСШН с разделительным поршнем (УСШН РП), помещенным в цилиндре скважинного насоса
под плунжером с возможностью ограниченного перемещения. Установка обеспечивает регулирование соотношения производительностей путем изменения подвески полых штанг и тем самым изменения места хода плунжера в цилиндре насоса (при постоянном
ходе разделительного поршня между упорами). Технические характеристики УСШН РП для скважин разного диаметра приведены
в табл. 12, результаты промысловых испытаний в скважине Архангельского месторождения НГДУ «Ямашнефть» по сравнению
с обычной УСШН – в табл. 13.
Схема реализации технологии с применением электроцентробежного насоса (ЭЦН) представлена на рис. 24. Выше продуктивного пласта в скважине устанавливается пакер. В НКТ на
определенном расстоянии от устья выполнены отверстия. Для
внутри-скважинной гравитационной сепарации используется
полость эксплуатационной колонны между отверстиями в НКТ
и пакером. Для подъема сепарированной попутно извлекаемой
elib.pstu.ru
67
Рис. 23. Схема УСШН с раздельным подъемом нефти и воды: 1 – НКТ;
2 – колонна полых штанг; 3 – хвостовик; 4 – дифференциальный насос;
5 – нижняя секция дифференциального насоса; 6, 7 – соответственно
всасывающий и нагнетательный клапан нижней секции; 8 – верхняя
секция дифференциального насоса; 9, 10 – соответственно всасывающий и нагнетательный клапан верхней секции; 11 – гибкий рукав;
12 – сифон; 13 – входной канал; 14 – входное отверстие; 15 – обсадная
колонна скважины; 16 – узел герметизации полых штанг; 17 – устьевой
сальник; 18 – продуктивный пласт; 19 – динамический уровень;
20 – граница водонефтяного раздела
68
elib.pstu.ru
воды в скважину параллельно НКТ спускается труба, прием
которой располагается намного ниже отверстий в НКТ.
Нефть (с некоторым количеством воды) поступает в систему
нефтесбора из НКТ и межтрубного пространства. Для этого
поддерживается определенное избыточное давление в эксплуатационной колонне выше пакера, что обеспечивается применением устьевого штуцера на «нефтяной» выкидной линии. Результаты испытаний технологии в скв. 32896 НГДУ «Альметьевнефть» показали, что фактическое содержание механических
примесей минимум в 62 раза, а нефти – минимум в 221 раз
меньше допустимых величин для системы поддержания пластового давления (ППД).
Таблица 12
Технические характеристики УСШН РП
Показатели
УСШН РП УСШН РП0101-50-146
50-168
Диаметр, мм:
эксплуатационной колонны
подземной части
СШН
Теоретическая производительность (при
длине хода штока 3 м и частоте качаний
5 мин'1), м3/сут
Рабочая среда
Температура рабочей среды, °С
146
122
<44
168
146
<57
<34
<55
Нефть, пластовая вода
< 100 < 100
Таблица 13
Результаты промысловых испытаний в скважинах
Показатели
Интервал перфорации, м
Эксплуатационная колонна:
длина, м
диаметр, мм
Диаметр НКТ, мм
Глубина подвески насоса, м
elib.pstu.ru
УСШН
1060,3–1064,4
УСШН РП
1060,3–1064,6
168
8
73
700,0
168
8
89
703,5
69
Окончание табл. 13
Показатели
Штанговая колонна:
диаметр, мм
длина, м
Тип насоса
Диаметр плунжерной
пары насоса, мм
Производительность, м3/суг:
теоретическая
фактическая
теоретическая по нефтяному
каналу
теоретическая по водяному каналу
Обводненность продукции, %
УСШН
УСШН РП
22–276
19–409
25-150-RHAM
38,1
Полая, длиной
689,9 м
НРП-25-175-ТНМ
44,5
11,5
15,7
10,8
–
14,3
4,0
–
70
11,7
8–87
Третья группа технологий обеспечивает подъем нефти и нагнетание попутно добываемой воды в принимающий пласт без
извлечения ее из скважины (рис. 25). Это исключает затраты
энергии на подъем воды из скважины, ее транспорт в системе
нефтесбора, отделение, подготовку, перекачку в системе ППД,
особенно при эксплуатации высокообводненных скважин. Кроме того, путем внутрискважинного нагнетания попутно добываемой отсепарированной воды могу быть решены задачи поддержания давления в пластах, вводимых в разработку при помощи технологий одновременно-раздельной эксплуатации
нефтяных пластов в скважинах.
Продуктивный пласт и располагающийся ниже принимающий пласт в скважине разделены пакером, через который проходит хвостовик для подачи воды. Прием «водяной» секции находится в нижней части скважины (ниже продуктивного пласта)
над пакером, всасывающий клапан для нефти выполнен боковым и размещен выше продуктивного пласта. Снижение доли
попутно добываемой воды при применении скважинного насоса
с диаметрами плунжеров 38 и 44 мм при различной обводненности продукции, поступающей из продуктивного пласта, показано в табл. 14.
70
elib.pstu.ru
Рис. 24. Схема раздельного подъема нефти и попутно добываемой воды с помощью УЭЦН из скв. 32896 НГДУ «Альметьевнефть»: 1 – пакер; 2 – кожух; 3 – хвостовик; 4 – ЭЦН; 5 – датчик давления и температуры на приеме насоса; 6 – расходомер скважинный с датчиком давления на выходе насоса; 7 – колонна НКТ; 8 – переводник; 9 – гибкая
труба; 10 – кабель ПЭД; 11 – кабель скважинного расходомера;
12 – устьевая арматура с вводом для гибкой трубы; 13 – обвязка гибкой трубы на устье; 14, 15 – вентиль регулировки расхода соответственно воды и нефти; 16, 17 – пробоотборник соответственно воды и
нефти; 18 – манометр; 19, 20 – устьевой расходомер соответственно
для воды и нефти; 21 – станция управления; 22 – лубрикатор;
23 – счетчик электроэнергии; 24 – штуцер
elib.pstu.ru
71
Рис. 25. Схема УСШН с дифференциальным насосом двойного действия для нагнетания попутно добываемой воды в поглощающий пласт
без подъема на поверхность: 1 – привод; 2 – устьевая арматура;
3 – колонна НКТ; 4 – колонна штанг; 5 – хвостовик; 6 – пакер; 7 – насос двойного действия; 8 – блок клапанов; 9 – продуктивный пласт;
10 – всасывающий клапан для нефти; 11 – поглощающий пласт; 12,
13 – соответственно всасывающий и нагнетательный клапан для воды
Если до применения технологии дебит жидкости скв. 1207
составлял 6 м3/сут при обводненности 92–98 %, то после применения он уменьшился до 1,6 м3/сут, при этом около 9 м3/сут попутно добываемой воды нагнеталось в нижерасположенный
принимающий пласт. В результате применения технологии
в скв. 1207 НГДУ «Ямашнефть» обеспечены снижение объема
поднимаемой воды в 4 раза, сокращение затрат электроэнергии
72
elib.pstu.ru
на подъем и перекачку воды 92,4 тыс. кВт·ч в год. Нагнетание
воды в принимающий пласт по данной схеме реализации технологии осуществляется в основном за счет веса колонны штанг,
давления в скважине и НКТ.
Таблица 14
Показатели работы скважинных насосов
Показатели
Дебит, м3/сут:
жидкости
воды
нефти
Обводненность
поднимаемой продукции, %
УСШН УСШН УСШН УСШН УСШН УСШН
с НДД
с НДД
с НДД
80
85
90
28
22,4
5,6
6
0,4
5,6
28
23,8
4,2
6
1,8
4,2
28
25,2
2,8
6
3,2
2,8
80
6,7
85
30
90
54
С целью обеспечения возможности регулирования соотношения между дебитами поднимаемой продукции и нагнетаемой
в принимающий пласт сепарированной попутно добываемой
воды разработана установка (рис. 26). В ней применен тот же
принцип регулирования, что и при раздельном подъеме нефти
и попутно извлекаемой воды – за счет установки под плунжером
свободного поршня.
Таким образом, в ОАО «Татнефть» создан комплекс энергосберегающих технологий эксплуатации обводненных скважин
с использованием внутрискважинного гравитационного разделения нефти и попутно добываемой воды. Подтверждено высокое качество внутрискважинной гравитационной сепарации
нефти и попутно добываемой воды.
В работе [17] описано создание концептуальной модели надежности глубинно-насосного оборудования (ГНО). При создании модели авторы, с одной стороны, руководствуются формулой «тотальной технологической экономии»: сохранение объемов добычи нефти при снижении темпов обновления основного
elib.pstu.ru
73
нефтепромыслового оборудования, с другой – опираются на ранее построенную базу данных и знаний [30, 32, 51], основанную
на физической теории надежности штанговой колонны («физику
отказов»), используя ее как методологическую базу.
Рис. 26. Схема УСШН с НДДР: а – крайнее нижнее положение плунжеров; б – начало всасывания нефти; в – крайнее верхнее положение плунжеров; 1 – устьевая арматура; 2 – НКТ; 3 – колонна штанг; 4 – хвостовик;
5 – пакер; 6 – НДДР; 7 – блок клапанов; 8 – продуктивный пласт; 9 – цилиндр; 10, 16 – соответственно всасывающий и нагнетательный клапан
для нефти; 11 – поглощающий пласт; 12, 13 – соответственно всасывающий и нагнетательный клапан для воды; 14, 15 – соответственно верхний
и нижний плунжер; 17 – шток; 18 – полость нижнего плунжера
74
elib.pstu.ru
Показатели надежности являются универсальными индикаторами как качества эксплуатации, так и эксплуатационных затрат. Для эффективного управления надежностью эксплуатации
оборудования целесообразно директивно устанавливать гаммапроцентные показатели надежности и эффективности с учетом
рентабельности добычи нефти [55].Единственным методом повышения надежности штанговой колонны как сложной системы
является резервирование [44]. Когда резервирование невозможно, необходимо повышать эффективность эксплуатации путем
максимально полного использования технического ресурса колонны. Для оценки надежности подвески ГНО целесообразно
применять расчетно-экспериментальные методы, предусматривающие применение единичных эксплуатационных показателей
надежности оборудования, определенных статистически на
стратифицированных выборках по условиям в скважине.
Основным препятствием внедрения эксплуатации ГНО «по
техническому состоянию» является недостаточность существующей нормативной базы технического обслуживания и ремонта.
Одним из вариантов решения проблемы экономии затрат
при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки
является применение установок скважинных штанговых насосов
(УСШН) с подъемом продукции по эксплуатационной колонне
(без НКТ)[6]. УСШН без НКТ известны как в России, так и за
рубежом [31, 52]. В ОАО «Татнефть» первые экспериментальные работы по эксплуатации скважины штанговым насосом без
НКТ начались в 2000 г. в НГДУ «Альметьевнефть».
В настоящее время в ОАО «Татнефть» УСШН с подъемом
продукции по эксплуатационной колонне позиционируется как
специализированное оборудование, обеспечивающее повышение эффективности эксплуатации УСШН следующих категорий
скважин:
 с аномально высокой вязкостью продукции, в том числе
скважин, эксплуатация которых УСШН в стандартном исполнении осложнена или невозможна из-за образования в НКТ стойких высоковязких водонефтяных эмульсий;
elib.pstu.ru
75
 нерентабельных малодебитных – за счет экономии затрат
на НКТ и дополнительной добычи нефти при выводе скважины
из бездействия;
 малого диаметра (новых и с дополнительными колоннами
после капитального ремонта), где затруднен или невозможен
спуск на НКТ скважинных насосов необходимого типоразмера.
В общем случае потери напора при движении вязкой жидкости в круглых трубах можно определить, например, по формуле Дарси – Вейсбаха [46]

64 L 
,
 d 2 2g
(14)
где μ – динамическая вязкость жидкости; ρ – плотность жидкости; L – длина труб; d – диаметр труб; υ – скорость жидкости;
g – ускорение свободного падения.
Из формулы (14) видно, что при неизменных режимах работы скважины, производительности УСШН и свойствах продукции основными факторами, влияющими на силы гидродинамического сопротивления в подземной части УСШН, являются:
– площадь проходного сечения лифта;
– скорость движения штанг и жидкости;
– эффективная вязкость продукции.
При этом для снижения отрицательного влияния сил вязкого трения на работу установки эффективная вязкость продукции, скорость движения штанг и продукции в лифте должны
быть как можно меньше, а площадь проходного сечения лифта –
как можно больше. Когда надежная и эффективная работа
УСШН не обеспечивается применением стандартных средств,
кардинальным решением, способствующим повышению работоспособности при эксплуатации скважин с высокой вязкостью
продукции без уменьшения надежности работы установки, является подъем вязкой жидкости непосредственно по эксплуатационной колонне.
Разработано несколько вариантов исполнения УСШН без
НКТ [47], которые прошли приемочные испытания с участием
76
elib.pstu.ru
представителей Ростехнадзора и имеют разрешение ФСЭТАН
РФ на применение № РРС 00-34346. Это модификации:
– с креплением насоса к якорному седлу, установленному
в эксплуатационной колонне;
– с креплением насоса к пакеру-гильзе, расположенному
в эксплуатационной колонне [41];
– с упором скважинного оборудования установки на забой
с самоуплотняющимся пакером [40].
Последняя модификация существенно упрощает и соответственно снижает стоимость работ по разобщению фильтровой
и нагнетательной частей скважины. Собранное скважинное оборудование (рис. 27, а) спускается на штанговой колонне 6
в скважину. При этом жидкость перетекает через отверстия 1
в верхней части хвостовика 9, осевой канал 2 пакера 8 и далее
через отверстия 3 перепускного узла 7 в пространство скважины
над пакером. При разгрузке веса скважинного оборудования установки на забой происходят закрытие перепускного узла 7
и разобщение над- и подпакерного пространства скважины.
Применение перепускного узла 7 позволяет исключить «поршневание» пакера 5, затрудняющее спуск скважинного оборудования, однако не исключает необходимость замещения высоковязкой продукции, находящейся в скважине, на маловязкую
жидкость перед монтажом оборудования в скважине.
После упора скважинного оборудования на забой и подгонки
длины штанговой колонны 6 установка запускается в работу. Привод (на рис. 27 не показан) через штанговую колонну 6 с центраторами 14 передает плунжеру 15 возвратно-поступательное движение. Поступающая из пласта 17 продукция вместе со свободным
газом направляется в фильтровую (подпакерную) полость 18 скважины. Затем через отверстия в верхней части хвостовика и далее
через осевой канал 2 пакера 8 продукция с газом поступает в штанговый насос 5 и подается им в нагнетательную полость 13, в которой скважинная жидкость поднимается к устью скважины и далее
поступает в напорную линию. Центраторы 14 предотвращают взаимное соприкосновение и износ штанговой колонны 6 и внутренней поверхности стенок эксплуатационной колонны.
elib.pstu.ru
77
Использование модификации установки с упором на забой
обеспечивает также:
– снижение эксплуатационных затрат на хранение и утилизацию бывших в употреблении НКТ, особенно в девонских
скважинах, где расстояние от забоя до глубины подвески насоса
составляет несколько сотен метров.
На скв. 9011 УСШН без НКТ внедрена в октябре 2009 г. До
этого времени с марта 2005 г. скважина эксплуатировалась
обычной УСШН.После введения УСШН без НКТ прирост дебита нефти составил 1,89 т/сут. Средняя амплитуда нагрузки
в точке подвеса штанг снизилась на 30 %.
На скв. 329а УСШН без НКТ внедрена в декабре 2008 г. До
этого времени с декабря 2006 г. скважина эксплуатировалась
винтовым насосом. Дебит жидкости составлял около 2 м3/сут,
нефти – 1,5 т/сут, обводненность продукции 12–18 %, коэффициент подачи насоса – 0,5.
Кинематическая вязкость продукции скважины при температуре 20 °С равнялась 11,14·10–4 м2/с. Высокая вязкость продукции способствует увеличению нагрузки на электродвигатель
привода винтового насоса и числа отключений станции управления. В связи с нагрузками на электродвигатель привода, значительно превышающими номинальные, было принято решение
о внедрении УСШН без НКТ.
После внедрения УСШН без НКТ с насосом условным диаметром 44 мм (с управляемым нагнетательным клапаном и всасывающим клапаном от насоса большего типоразмера) обводненность продукции составила 27 %, дебит жидкости – 4,8 м3/сут, дебит нефти – 3,21 т/сут, т.е. увеличилась на 1,71 т/сут. Коэффициент
подачи насоса повысился до 0,63.
Огромная экономия энерго- и ресурсозатрат обеспечивается
за счет увеличения межремонтного периода (МРП) работы
скважин. С учетом результатов, достигнутых НГДУ в области
повышения эффективности эксплуатации добывающего фонда
скважин, поддержание МРП скважин на уровне 1100–1200 сут.
является перспективной задачей на ближайшее будущее.
78
elib.pstu.ru
Рис. 27. Схемы спуска и работы УСШН без НКТ с упором на забой:
а – спуск скважинного оборудования; б, в – работа установки при ходе
плунжера соответственно вверх и вниз; г – глушение скважины; 1,
3 – отверстия; 2 – осевой канал пакера; 4 – клапан глушения; 5 – насос;
6 – штанговая колонна; 7 – перепускной узел; 8 – самоуплотняющийся
пакер; 9 – хвостовик; 10 – упор; 11 – приемный клапан; 12 – цилиндр
насоса; 13, 18 – соответственно нагнетательная и фильтровая полость
скважины; 14 – центраторы; 15 – плунжер; 16 – управляемый нагнетательный клапан; 17 – продуктивный пласт
elib.pstu.ru
79
Она может быть решена за счет сокращения числа отказов
штанг, эксплуатационных отказов из-за влияния водонефтяной
эмульсии и засорения приемной части насосов. Для достижения
энергетического эффекта основное внимание уделяется осложненному фонду скважин и скважинам, эксплуатируемым в периодическом режиме. При внедрении прорабатываются вопросы
совместной эксплуатации УСШН без НКТ с цепными приводами и контроллерами.
Таким образом, промысловым опытом подтверждено, что
внедрение УСШН без НКТ на скважинах с высоковязкой продукцией может обеспечить:
1) снижение затрат за счет экономии НКТ (для условий (МО
«Татнефть» около 900 м по каждой скважине) на фоне повышения стоимости металла и связанных с НКТ ремонтов;
2) снижение интенсивности образования стойких высоковязких эмульсий из-за уменьшения скорости движения жидкости в подъемнике;
3) дополнительную добычу нефти вследствие:
– увеличения предельной производительности УСШН по
вязкости откачиваемой продукции (за счет меньших скоростей
движения жидкости и большего проходного сечения лифта гидродинамические сопротивления кратно снижаются);
– вывода из бездействия простаивающих скважин, а также
перевода скважин с периодическим режимом эксплуатации
и высоковязкой продукцией на постоянный режим работы;
4) снижение эксплуатационных затрат за счет уменьшения
числа обрывов штанг, исключения их зависания вследствие
кратного снижения гидродинамических сопротивлений.
2.4. Совершенствование газлифтной
эксплуатации скважин
Вопросы энергосбережения при газлифтной эксплуатации
скважин – одна из значимых составляющих общей проблемы
снижения энергоемкости добычи нефти. В работе [3] рассматриваются два подхода к решению задач снижения энергозатрат на
единицу добываемой продукции при газлифте:
80
elib.pstu.ru
 экспресс-метод определения оптимальных режимов работы подъемника с использованием энергии газа, растворенного
в добываемой нефти;
 технологии бескомпрессорного внутрискважинного газлифта с применением в качестве рабочего агента газа из газовой
шапки для совместной его добычи с остаточной нефтью.
Для определения энергосберегающих параметров работы
газлифта кривые градиентов давлений газожидкостных потоков
в подъемнике [25, 54] строятся по следующей методике.
1. В координатах давление P – глубина ввода рабочего агента Н из точки, соответствующей забойному давлению Pзаб, рассчитанному по уравнению Дюпюи, строится кривая распределения давления в газлифтном подъемнике при газовом факторе
скважины Г.
2. В этих же координатах из точки, соответствующей заданному буферному давлению Pбуф, строится серия кривых распределения давления в данном подъемнике при различных удельных расходах рабочего агента R01, R02, R03, ... R0i, приведенных
к стандартным условиям.
Точки пересечений кривых удельного расхода газа (рабочего агента) R0 с кривой Г характеризуют рабочие давления в газлифтном подъемнике Pраб1, Pраб2, Pраб3, ... Pрабi и глубины ввода
рабочего агента Н1, Н2, Н3, ... Нi – в зависимости от его удельного расхода.
3. В координатах удельный расход рабочего агента – рабочее
давление по параметрам R0i и ррабi строится кривая R0 = f(Pраб), характеризующая изменение удельного расхода рабочего агента в зависимости от рабочего давления.
4. По уравнению энергии изотермического расширения газа
определяется приведенная к стандартным условиям удельная
энергия W0i при изменении давления от Pрабi,. до Pбуф для соответствующих удельных расходов рабочего агента R0i.
elib.pstu.ru
W0  R0  P0  zср
Т ср
Т0
ln
Рзаб
,
Рбуф
(15)
81
где р0, Т0 – стандартные значения соответственно давления
и температуры; zcp – коэффициент, учитывающий отклонение
состояния реальных газов от состояния идеальных; Т – средняя
температура газожидкостного потока в подъемнике.
5. В координатах удельная энергия – рабочее давление по
данным уравнения (15) строится кривая W0 = f(Pраб), характеризующая изменение удельной энергии рабочего агента W0i в зависимости от рабочего давления ррабi.
6. Точка пересечения кривых R0 = f(Pраб) и W0 = f(Pраб) определяет режим работы газлифтного подъемника при оптимальных рабочем давлении Pраб.опт и удельном расходе рабочего
агента R0 опт.
Влево от этой точки удельный расход рабочего агента превышает удельный расход его энергии, необходимый для работы
газлифта. Это означает, что в области «+» газлифтный подъемник работает с переизбытком рабочего агента. Вправо от точки
пересечения кривых удельный расход рабочего агента меньше
удельного расхода его энергии, необходимого для работы газлифта, т.е в области «–» газлифтный подъемник работает с недостатком рабочего агента – в неустойчивом режиме.
Следовательно, точка пересечения кривых R0 = f(Pраб)
и W0 = f(Pраб) определяет параметры работы газлифтного подъемника, соответствующие режиму максимального энергосбережения.
7. По полученным значениям оптимального рабочего давления Pраб.опт оптимального удельного расхода рабочего агента
R0опт определяется оптимальная глубина ввода рабочего агента
в подъемные трубы Нопт.
Таким образом, экспресс-метод позволяет оптимизировать
удельный расход рабочего агента, давление и глубину ввода рабочего агента в подъемную колонну.
Технология бескомпрессорного газлифта рассмотрена на
примере Анастасиевско-Троицкого месторождения, доразработка которого характеризуется критической истощенностью нефтяного слоя.
82
elib.pstu.ru
Последний подстилается активной подошвенной водой
и покрыт почти по всей площади газовой шапкой с промышленными запасами газа.
Опыт применения газоконтактного газлифта на данном месторождении выявил следующие положительные факторы [32]:
 возможность добычи нефти из критического нефтяного
слоя совместно с газом из газовой шапки, что увеличивает текущую и конечную нефтеотдачу пласта;
 высокие буферные давления (8,3–11,8 МПа) во всех скважинах, «позволившие без компремирования транспортировать
отработанный газ в магистральный трубопровод, что решает
проблему его утилизации.
К недостаткам газоконтактного газлифта относятся:
 большие удельные расходы газа; изменение газонефтяного
контакта, сопровождающееся вторжением газа в нефтенасыщенную зону;
 близость нефтяного контакта, приводящая к образованию
конусов воды и выносам интервала вскрытия нефтенасыщенной
части пласта в добывающих скважинах.
В сложившейся ситуации наиболее приемлема технология
добычи углеводородного сырья (газа и нефти), при которой подъем жидкости осуществляется за счет энергии газа газовой шапки
в разрезе одной скважины с дискретно изменяющейся глубиной
подвески подъемных труб по мере развития конусообразования, –
перемещаемый газлифт. В связи с этим разработана методика
подбора скважин и расчета перемещаемого газлифта. Методика
предназначена для проектирования разновидности внутрискважинного газлифта применительно к минимальной, практически
близкой к бросовой, толщине нефтенасыщенного слоя.
Технология перемещаемого газлифта может быть использована при эксплуатации скважин, вскрывающих нефтегазовые залежи
или залежи нефти с газовой шапкой, когда нефть залегает в виде
тонкого слоя в однородном изотропном пласте, полностью подстилаемом подошвенной водой и имеющем гидродинамическую связь
с газовой шапкой по всей площади. На месторождении выбирают-
elib.pstu.ru
83
ся скважины, равномерно расположенные по площади с наибольшими толщинами в разрезе газовой шапки и нефтяного слоя для
обеспечения предотвращения конусообразования.
Необходимую добычу газа, обеспечивающую подъем расчетного объема жидкости и газа из скважины, можно определить графическим и расчетным методами.
Графический метод предполагает построение в координатах
давление P – глубина Н серии градиентных кривых с различными
значениями удельных расходов газа. Аналитическими методами
удельный расход газа определяется по уравнению А.Л. Крылова
Rобщ 
0,0077 LГСЖ   LГСЖ  10  Р1  Рбуф  
d 0,5  Р1  Рбуф  ln
Р1
Рбуф
,
(16)
где Rобщ – удельный расход газа, м3/м3; ρ – расчетная плотность
газожидкостной смеси, т/м3; P1 – давление в подъемной колонне
на уровне узла ввода газа, 10–1 МПа; d – внутренний диаметр
подъемных труб, м.
Давление P1 рассчитывается исходя из допустимой депрессии в нефтяном слое, забойных и пластовых давлений нефтяного слоя и газовой шапки, а также установившегося динамического уровня жидкости.
Таким образом, технология внутрискважинного перемещаемого газлифта позволяет обеспечить заданную добычу нефти и высоконапорного газа при совместном подъеме жидкости
из остаточного нефтяного слоя. Применение технологии имеет
следующие преимущества по сравнению с альтернативными
вариантами:
1) использование энергии высоконапорного газа газовой
шапки для подъема жидкости;
2) совместный отбор и промысловый транспорт жидкости
и газа (уменьшение промысловых затрат);
3) отсутствие необходимости подготовки, транспорта
и распределения рабочего агента (газа газовых скважин) по газлифтным скважинам (уменьшение себестоимости продукции);
84
elib.pstu.ru
4) отсутствие необходимости переносов интервалов перфорации (снижение затрат на капитальные ремонты);
5) подача отработанного на подъем жидкости газа высокого
давления в магистральный газопровод (реализация отработанного газа) в связи с тем, что пласт вскрывается на всю остаточную
толщину, заключенную между подстилающей водой и газовой
шапкой.
elib.pstu.ru
85
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ
1. Анализ и оптимизация работы УСШН. Варианты оптимизации.
2. Анализ и оптимизация работы УЭЦН. Варианты оптимизации.
3. Классификация осложнений при эксплуатации системы
сбора и ППД.
4. Классификация осложнений при эксплуатации добывающих скважин.
5. Контроль энергопотребления установок скважинных
штанговых насосов.
6. Контроль энергопотребления установок электроцентробежных насосов.
7. Мониторинг показателей эксплуатации оборудования
системы ППД.
8. Основные направления увеличения энергоэффективности механизированной добычи.
9. Особенности эксплуатации скважин винтовыми насосами.
10. Причины аварийного отключения УЭЦН.
11. Способы совершенствования газлифтной эксплуатации
скважин.
12. Способы совершенствования конструкции УСШН.
13. Способы совершенствования конструкций УЭЦН.
14. Схема измеренияэнергопотребления УЭЦН.
15. Схема, состав, назначение, оборудование и область
применения УСШН.
16. Схема, состав, назначение, оборудование и область
применения УШВН.
17. Схема, состав, назначение, оборудование и область
применения УЭЦН.
18. Схема, состав, назначение, оборудование и область
применения УЭВН.
86
elib.pstu.ru
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Агамалов Г.Б. Повышение эффективности насосной
эксплуатации глубоких скважин с высоким газосодержанием
нефти (на примере месторождения Жанажол): дис. … канд.
техн. наук. – Уфа, 2005. – 114 с.
2. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Матвиенко Г.П. Российские
установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение: энциклопедический справочник. – Пермь: Пресс-Мастер,
2007. – 645 с.
3. Энергосберегающие технологии газлифтной эксплуатации скважин / Д.Г. Антониади [и др.] // Нефтяное хозяйство. –
2011. – № 6. – C. 66–68.
4. Балака Н.Н., Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А. О возможности применения лабиринтно-винтовых насосов для добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 5. – С. 70–71.
5. Результаты внедрения установки скважинного штангового насоса с подъемом продукции по эксплуатационной колонне
(без НКТ) / Г.Ю. Басос [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. –
№ 9. – C. 96–99.
6. Бортников А.Е., Валеев М.Д. Эксплуатация установок
электроцентробежных насосов в обводненных скважинах //
Нефтяное хозяйство. – 2011. – №8. – C. 61–63.
7. Энергосберегающие технологии эксплуатации обводненных скважин / В.М. Валовский [и др.] // Нефтяное хозяйство. –
2011. – № 11. – C. 84–88.
8. Валовский В.М., Валовский К.В. Цепные приводы скважинных штанговых насосов; ВНИИОЭНГ. – М., 2004. – 492 с.
9. Волеев М.Д., Хосанов М.М. Глубинно-насосная добыча
вязкой нефти. – Уфа: Башкнигоиздат, 1981. – 128 с.
10. Голубев А.И. Лабиринтно-винтовые насосы и уплотнения для агрессивных сред. – М.: Машиностроение, 1981. – 112 с.
11. Двинин А.А., Ерка Б.А. Способ добычи высоковязкой
нефти // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – С. 56–57.
elib.pstu.ru
87
12. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Нуриев М.Ф. Опыт
компании «Газпромнефть» в области применения экономичных
«интеллектуальных» скважин// Нефтяное хозяйство. – 2011. –
№ 9. – С. 34–38.
13. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов; РХД. – Ижевск, 2005, 2006, 2010. – 780 с.
14. Исаченко И.Л., Гольдштейн Е.И., Налимов Г.Л. Методы
контроля сбалансированности станка-качалки на основе измерения электрических параметров//Нефтяное хозяйство. – 2002. –
№ 1. – C. 60–61.
15. Использование УСШН с цепными приводами в качестве альтернативы УЭЦН / В.М. Валовский, К.В. Валовский,
И.Х. Шамсутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2005. –
№7. – C. 52–55.
16. Калинин О.М. Износостойкие насосно-компрессорные
трубы (НКТ) технология «НТС» // Нефтяное хозяйство. – 2002. –
№5. – C. 111–112
17. О физике отказов, методах расчета надежности и эффективности эксплуатации штанговой колонны в скважине
(в порядке обсуждения) / В.А. Климов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – C. 66–69.
18. Клюев С.И., Огнев М.Е. Станки-качалки «Ижнефтемаш» // Нефтяное хозяйство. – 2002. – №4. – С. 120–122.
19. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А. К оценке забойных
давлений при эксплуатации скважин электроцентробежными
насосами // Научные исследования и инновации. – 2011. – Т. 5,
№ 4. – С. 29–32.
20. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Оценка
забойных давлений в добывающих скважинах Шершневского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 30–31.
21. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Характеристики электроцентробежных насосов ЭЦН5-80 при работе в
обводненной скважине // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. –
С. 114–116.
88
elib.pstu.ru
22. Ли Дж., Винклер И., Снайдер Р. Что нового в механизированной добыче нефти // Нефтегазовые технологии. – 2006. –
№ 9. – C. 33–39.
23. Мамонов Ф.А. Промысловый транспорт высоковязкой
нефти с предварительным сбросом воды. – Уфа: Изд-во Уфим.
гос. нефт. техн. ун-та, 2005. – 216 с.
24. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных
и обводненных скважин / К.Р. Уразаков, Е.И. Богомольный,
Ж.С. Сейтпа-Гамбетов [и др.]; под ред. М.Д. Валеева. – М.: Недра, 2003. – 302 с.
25. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов / РГУ нефти и газа им. И.М Губкина. – М.: Нефть
и газ, 2003 – 816 с.
26. Насосные штанги из стеклопластика / П.А. Алиевский,
И.А. Арутюнов, P.M. Бикчентаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. –
2003. – № 12. – C. 62–66.
27. Новый этап мониторинга и управления разработкой
нефтяных месторождений в ОАО «Газпромнефть» / А.И. Ипатов
[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – C. 22–26.
28. Нуриев М.Ф. Принципы контроля и управления разработкой сложнопостроенных месторождений нефти на основе
стационарного гидродинамического мониторинга пластов
и скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – C. 40–44.
29. О возможности снижения частоты обрывов насосных
штанг путем совершенствования методов качественной и количественной оценки остаточной наработки / В.А. Климов [и др.] //
Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – C. 60–64.
30. О некоторых путях увеличения производительности
скважинной штанговой насосной установки при откачке высоковязкой продукции / В.М. Валовский [и др.] //Нефть Татарстана. – 2000. – № 1. – C. 34–39.
31. Обоснование диагностических признаков усталостного
разрушения насосных штанг / В.А. Климов [и др.] // Нефтяное
хозяйство. – 2009. – № 11 – C. 126–129.
32. Ковалев Н.И., Огнева Е.В., Ефименко Б.В. Опыт эксплуатации скважин при совместной разработке нефтяной и га-
elib.pstu.ru
89
зовой частей нефтегазовой залежи // Сб. науч. тр. по результатам НИОКР за 2004 г./ОАО «НК «Роснефть»; ЦНИИТЭнефтехим. – М., 2005 – C. 187–190.
33. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири / К.Р. Уразаков, Н.Я. Багаутдинов,
З.М. Атнабаев [и др.]; ВНИИОЭНГ. – М., 1997. – 53 с.
34. Пат. 18931 Республика Казахстан, F 04 В 47/02. Привод
скважинного штангового насоса / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Н. Ахметвалиев, СИ. Исупов, А.Д. Слесарев. В.Б. Реутов, В.М. Валовский, И.Г. Шамсутдинов, К.В. Валовский, Н.В. Федосеенко; заявитель и патентообладатель ОАО
«Татнефть». – №2005114651; заявл. 10.05.06; опубл. 15.11.07.
35. Пат. 2200876 РФ, МПК7 F 04 В 47/02. Привод скважинного штангового насоса (варианты) / Ш.Ф. Тахаутдинов,
В.М. Валовский, Н.В. Федосеенко, ИХ. Шамсутдинов, Н.Г. Ибрагимов, А.Н. Авраменко; заявитель и патентообладатель ОАО
«Татнефть». – №2001124790/06; заявл. 07.09.01; опубл. 20.03.03.
36. Пат. 2213269 РФ, МПК7 F 04 D 13/10. Входное устройство скважинного насоса / В.М. Валовский, КМ Тарифов, Г.Ю.
Басос [и др.]; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»
им. В.Д. Шашина. – № 2001133152/06; заявл. 06.12.01; опубл.
27.09.03.
37. Пат. 2232294 РФ, МПК7 F 04 В 47/00. Входное устройство скважинного насоса / Н.Г Ибрагимов, В.М. Валовский,
В.Г. Фадеев [и др.]; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2003101557/06; заявл. 20.01.03;
опубл. 10.07.04.
38. Пат. 2283969 РФ, МПК7 F 04 В 47/02. Привод скважинного штангового насоса / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов,
В.Г. Фадеев, Р.Н. Ахметвалиев, СИ. Исупов, А.Д. Слесарев,
В.Б. Реутов, В.М. Валовский, И.Г. Шамсутдинов, В.М, Валовский, Н.В. Федосеенко; заявитель и патентообладатель ОАО
«Татнефть». – № 2005114651/03; заявл. 13.05.05; опубл. 20.09.06.
39. Пат. 2361115 РФ, МПК7 F04B47/02. Глубинно-насосная
установка для подъема продукции по эксплуатационной колон90
elib.pstu.ru
не скважины / В.М. Валовский, Г.Ю. Басос, К.В. Валовский,
Л.В. Осипова; заявл. 31.03.08; опубл. 10.07.09.
40. Пат. 33180 РФ, МПК7 F04B47/02. Глубинно-насосная установка для эксплуатации добывающих скважин / В.М. Валовский,
КМ Тарифов, Г.Ю. Басос [и др.]; заявл. 05.06.03; опубл. 10.10.03.
41. Пат. 2296211 РФ. Способ добычи нефти и устройство
для его осуществления/А.А. Двинин, Б.А. Ерка, М.Г. Староносов, Р.З. Ибрагимов; заявитель и патентообладатель А.А. Двинин, Б.А. Ерка, М.Г. Староносов. – № 2005119123/03; заявл.
20.06.05; опубл. 27.03.07.
42. Повышение эффективности эксплуатации скважин
с высоковязкой продукцией в ОАО «Татнефть» / Г.Ю. Басос,
В.М. Валовский, К.В. Валовский, Н.Г. Ибрагимов // Нефтяное
хозяйство. – 2006. – № 3. – C. 50–53.
43. Преимущества применения «составных» насосных
штанг / В.А. Климов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. –
№ 9. – C. 38–39.
44. Применение струйных насосов в малодебитных скважинах Центрального участка месторождения «Дракон» /
В.И. Урманчеев, Н.Т. Кханг, К.С. Керимов, М.М. Велиев // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 9. – C. 193–195.
45. Рабинович Е.З. Гидравлика. – М.: Недра, 1978. – 304 с.
46. Разработка и испытания специализированных УСШН с
подъемом продукции по эксплуатационной колонне (без HKD /
K.B. Валовский, Г.Ю. Басос, В.М. Валовский [и др.] // Тр. ин-та
ТатНИПИ-нефть. – 2008. – 472 с.
47. РД 153-39.1-252–02. Руководство по эксплуатации
скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО
«Татнефть». – Альметьевск, 2002. – 202 с.
48. Результаты и перспективы применения цепных приводов скважинных штанговых насосов в ОАО Татнефть» /
Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, Р.Н. Ахметвалиев [и др.] //
Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 68–71.
49. Результаты испытаний устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса / Г.Ю. Басос,
elib.pstu.ru
91
К.В. Валовский, Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. –
2003. – № 8. – С. 85–87.
50. Результаты комплексных испытаний средств технической диагностики насосных штанг в ОАО «Татнефть» /
В.А. Климов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. –
С. 94–98.
51. Ришмюмэр Г., Майер X. Добыча нефти глубинными
штанговыми насосами. – Терниц: Шелер-Блекманн ГМБХ, 1988. –
150 с.
52. Рожков А.П., Зацепин В.В. Энергоемкость системы
поддержания пластового давления при эксплуатации месторождений с применением водогазового воздействия// Нефтяное хозяйство. – 2011. – №3. – С. 102–105.
53. Сахаров ДА, Махов МА. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках; РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – М.: Нефть и газ,
2004. – 398 с.
54. Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта глубинно-насосного оборудования / В.А. Климов
[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 7. – С. 52–54.
55. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов [и др.]; ООО «Недра-Бизнесцентр». – М.,
2000. – 300 с.
56. Технологические и экономические критерии применения гидроприводных насосов / Н.Н. Андреева [и др.] // Нефтяное
хозяйство. – 2004. – № 5. – С. 113-115.
57. Янтудин А.Н., Фазуллин А.З., Мукминов И.Р. Повышение эффективности разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами путем оптимизации режимов работы скважин, оборудованных электроцентробежными насосами // Нефтяное хозяйство. – 2010. – №8. – С. 54–56
58. ABB Industrial manual. – Lund.: Wallin & Dalholm
Tryckeri AB, 1998. – 1191 р.
59. Bedry M., Shaw J. Using a new intelligent well technology
completions strategy to increase thermal EOR recoveries-SAGD
92
elib.pstu.ru
fieldtrial // Society of Petroleum Engineers – SPE EOR Conference
at Oil and Gas West Asia 2012, OGWA – EOR: Building Towards
Sustainable Growth. – 2012. – Vol. 2. – P. 559–569.
60. Calhoun John C. J. Fundamentals of Reservoir Engineering,
4th ed. – University of Oklahoma Press, Norman, OK, 1960.
61. Craft B.C., Hawkins M.F. Applied Petroleum Reservoir
Engineering. – Prentice-Hall, Englewood Cliff, NJ, 1959.
62. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Laboratory researches of the
heavy oil displacement from the Russkoye field's core models at the
SWAG injection and development of technological schemes of
pump-ejecting systems for thewater-gas mixtures delivering // Society of Petroleum Engineers – SPE Heavy Oil Conference Canada. –
2012. – Vol. 1. – P. 872–878.
63. Gui L.-T., Liu G.-M., Ma C.-B., Zhang S.-M. Calculation of
the wellbore temperature of the steam flooded heavy oil production
well // Xinan Shiyou Daxue Xuebao / Journal of Southwest Petroleum
University. – 2010. – Vol. 32, iss. 6, December. – P. 130–134.
64. Muskat M. Physical Principles of Oil Production. McGrawHill. – N.Y., 1969.
65. Pirson, Sylvain J. Oil Reservoir Engineering, 2nd ed.
McGraw-Hill. – N.Y., 1958.
66. Pks S., Yerubandi K.B. Slim-well completions: A 3D numerical approach for displacement to design effective cementing fluids //
Society of Petroleum Engineers – Trinidad and Tobago Energy Resources Conference 2010, SPE TT. – 2010. – Vol. 1. – P. 197–206.
67. Saidi A.M. Resrvoir Engineering of Fractured Reservoirs.
Total Edition Press. – Paris, 1987.
68. Shaw J., Bedry M. Using a new intelligent well technology
completions strategy to increase thermal EOR recoveries-SAGD field
trial // Society of Petroleum Engineers – Canadian Unconventional
Resources Conference 2011, CURC. – 2011. – Vol. 1. – 2011. –
P. 684–694.
elib.pstu.ru
93
Учебное издание
Поплыгин Владимир Валерьевич
Пономарева Инна Николаевна
Ерофеев Артем Александрович
Лекомцев Александр Викторович
ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
ДОБЫЧИ НЕФТИ
Учебное пособие
Редактор и корректор И.А. Мангасарова
_______________________________________________________
Подписано в печать 19.03.13. Формат 60×90/16.
Усл. печ. л. 6,0. Тираж 100 экз. Заказ № 46/2013.
_______________________________________________________
Издательство
Пермского национального исследовательского
политехнического университета.
Адрес: 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к. 113.
Тел. (342) 219-80-33.
elib.pstu.ru
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
1 120
Размер файла
2 083 Кб
Теги
энергоэффективность, нефти, повышения, добычи, 1162
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа