USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 27.95

+2.89

AИ-92 42.41

-0.03

AИ-95 46.27

-0.09

AИ-98 51.09

-0.02

ДТ 47.74

-0.02

5 мин
437
0

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН

За почти полвека развития нефтяной промышленности нашей страны произошел переход от разработки месторождений с достаточно легкими геологическими условиями к сложным, требующим высокотехнологичного оборудования.

Сегодня при средней вертикальной глубине 2,5 – 3 км энергозатраты на механизированный подъем жидкости составляют 60 % от общего энергопотребления. В перспективе ожидается только еще большее увеличение технологичности скважин и соответственно требований к погружному оборудованию по причине освоения трудноизвлекаемых запасов геологически сложных объектов. Ожидается переход на глубину эффективной работы в перспективе до 4,5 км, что соответственно приведет к увеличению затрат энергии на подъем жидкости.


                                         РИС. 1. Эволюция механизированного способа добычи нефти

Подход к энергоэффективности

Подход по выбору оборудования в дочерних обществах Компании основывается на требованиях, предъявляемых ГОСТ 56624-2015 «Энергетическая эффективность. Погружные лопастные насосы и электродвигатели для добычи нефти. Классы энергоэффективности». Данный ГОСТ стал неотъемлемой частью действующих стандартов Компании в области эксплуатации скважин механизированным способом. Естественно, в рамках повышения энергоэффективности к сервисным компаниям предъявляется требования по повышению доли оборудования с максимальным классом как по ЭЦН, так и по ПЭД.


РИС. 2. Эволюция механизированного способа добычи нефти

Ключевой задачей при эксплуатации скважины механизированным способом является не только наличие энергоэффективного оборудования на скважине, но и грамотная комбинация узлов насосной установки, подбора и
мониторинга режима работы, а также правильный выбор наземного электрооборудования.

При подборе оптимального оборудования по направлению энергоэффективности в программном продукте
комании «Optimum Pump» «ЭРА‑Мехфонд» имеется методика, позволяющая оценить расчетное энергопотребление планируемого оборудования и на ВНР осуществить автомониторинг фактического энергопотребления в сравнении
с расчетным. Также система, помимо подбора оборудования, производит оценку текущего состояния и выдает рекомендации на проведение ППР и смену оборудования с высокой наработкой для достижения максимально
эффективной эксплуатации. При работе системы как на подбор, так и анализ эксплуатации производится комплексный анализ, учитывающий:

  • Потери мощности в ФА (штуцере) при отклонении по напору;
  • Потери мощности в НКТ в зависимости от диаметра и глубины спуска насосной установки;
  • Потери мощности в кабеле в зависимости от сечения, глубины спуска насосной установки, температуры и рабочего тока;
  • Потери мощности при отклонении параметров подачи от рабочих характеристик;
  • Потери мощности в ПЭД при отклонении фактической мощности от номинальной (Кз) Cos f, КПД ПЭД.
В итоге Энергоэффективный дизайн – это выбор комплектации погружного оборудования и условий его эксплуатации, обеспечивающих наименьшее удельное энергопотребление.

При этом все-таки энергоэффективный дизайн не должен приводить к снижению установленного геологической службой уровня добычи жидкости и быть экономически обоснованным. 

Именно обеспечение максимально эффективной эксплуатации скважины механизированного фонда позволяет обеспечить значительное снижение уровня энергопотребления, которое в случае компании более чем на половину приходится на механизированный процесс добычи нефти. Эффективность мероприятий определяется параметрами для нормализации, такими как линейное давление, обусловленное инфраструктурой, динамическим уровнем, газовым фактором, обводненностью, то есть в целом исходных условий по геологии и структурой фонда скважин в зависимости от среднего дебета, определяющего возможный типоразмер насосной установки и КПД.


РИС. 3. Концепция энергоэффективности

Комплексный подход по повышению энергоэффективности мехспособа ведется по направлениям оптимизации режима наземного и подземного оборудования, а также применения оборудования с высоким КПД. В концепции компании помимо выбора эффективного оборудования важен также выбор и поддержание оптимального режима работы. Обеспечение достигнутых на запуске показателей оборудования и продление максимального периода эффективной работы обеспечивается комплексным контролем.

Результат

По большинству дочерних обществ компании за 2018 год фактическое значение удельного расхода электроэнергии оказалось ниже не только планового, но и по данным анализа лучше лучших практик, учитывающих условия
эксплуатации. При этом все еще сохраняется потенциал для оптимизации.

Такие значительные объемы сокращения энергозатрат, судя по статистике применения оборудования, определяются не только энергоэффективным оборудованием. Значительная доля объясняется оптимизацией
режима работы и мониторингом. Но постепенно и по оборудованию идет рост, с каждым годом увеличивая
долю энергоэффективного оборудования. Данное внедрение в основном идет в рамках сервисных услуг. Дочерние общества последнее время с поддержкой НТЦ усилили требования по предоставляемому оборудованию в прокат, внедрив программу по переходу ЭЦН на классы е2, е3 в качестве базовых в течение 5 лет.



РИС. 4. Достигнутые показатели удельного расхода электроэнергии

Технологическое развитие

По направлению повышения энергоэффективности нефтедобывающего оборудования, помимо формирования требований к существующему оборудованию, НТЦ ведет активно работу по поиску новых энергоэффективных технологий и формированию технических требований к данным перспективным технологиям.


РИС. 5. Перспективные проектные решения

Заключение

Принцип внедрения энергоэффективного оборудования должен быть экономически обоснован и комплексно проработан. В условиях автономности объектов нефтедобычи и генерации электроэнергии за счет попутно добываемого газа экономический эффект от внедрения энергоэффективного оборудования может быть отрицательным. Массовое внедрение без применения комплекса методики подбора оборудования и мониторинга режима работы с оценкой целесообразности проведения корректирующих мероприятий также может свести
весь потенциальный эффект к нулю. Только комплексный подход с подбором оборудования, режима с последующим контролем на основании экономического обоснования обеспечит максимальную энергоэффективность механизированного способа эксплуатации, ставшего основным в нефтедобывающей отрасли как нашей страны, так и всего мира.

Литература

1. СК-01.02.01.02.01 версия 1.0 Эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов. Департамент добычи нефти и газа ПАО «Газпром нефть», 2016.

2. ГОСТ Р 56830-2015 Нефтяная и газовая промышленность. Установки скважинных электроприводных лопастных насосов. Общие технические требования, 2015.

3. ГОСТ Р 54149-2010 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения, 2010.

4. ГОСТ Р 56830-2015 Нефтяная и газовая промышленность. Установки скважинных электроприводных лопастных насосов. Общие технические требования (с Изменением № 1).


Статья «ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7, 7 2019)

Авторы:

Полная версия доступна после покупки

Авторизироваться
Читайте также
Система Orphus