Модель и программа сравнительного анализа потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных насосных установок Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Зуев А.С., Коновалов В.В. (РГУ нефти и газа им.Губкина, ТНК-ВР Менеджмент) Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина

В себестоимости добычи нефти затраты электроэнергии уже сейчас превышают 25-35% (в зависимости от условий эксплуатации), и будут в дальнейшем увеличиваться. В балансе потребления электроэнергии нефтяной промышленностью более 2/3 всех затрат связаны с работой скважинных насосных установок. Поэтому очень важной задачей является снижение потребления энергии при подборе и эксплуатации насосных установок, в первую очередь – УЭЦН.

Энергоэффективность скважинных насосных установок Возможные причины неэффективной эксплуатации: - «Системная ошибка» в исходных данных при подборе оборудования для скважины; -Необоснованно завышенный технический запас оборудования УЭЦН по мощности при подборе; -Отсутствие информации о потенциальных потерях электроэнергии при эксплуатации УЭЦН с отклонением от рабочей зоны характеристики Q-H; -Неэффективное использование СУ с ЧРП, т.е. применение штуцера и эксплуатация на частоте близкой к 50Гц. -Отсутствие системы контроля за эффективностью эксплуатации УЭЦН

Модель сравнительного анализа потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных насосных установок. Варианты использования комплектов оборудования УЭЦН

Расчет энергопотребления, основанный на фактических данных существующего технологического режима механизированного фонда скважин.

Для оборудования определены энергетические показатели насосов, погружных электродвигателей, кабелей, насосно-компрессорных труб, проточной части фонтанной арматуры, станций управления, трасформаторов

Определены основные узлы потерь энергии фактически работающего нефтедобывающего оборудования и «нормативные» показатели энергопотребления для анализируемых скважин

Проверка адекватности модели и работоспособность альфа-версии программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти по результатам расчета по скважинам ОАО «Самотлорнефтегаз». Альфа-версия программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти передана во все ЦДО нефтяной компании ТНК-ВР для тестирования и выявления недостатков (сентябрь-октябрь 2010 г.).

Проведен семинар с обсуждением результатов работ по созданию программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти. В работе семинара участвовали разработчики программы и представители всех ЦДО нефтяной компании ТНК-ВР, в которые была передана альфа-версия программы модели бенчмаркинга. По результатам семинара в программу внесены дополнения и изменения (ноябрь 2010 г.). Модернизированная версия программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти скомпилирована, оттиражирована и передана в подразделения ТНК-ВР для эксплуатации (декабрь 2010 г).

Назначение и принцип работы программы Программа предназначена для проведения анализа энергетических затрат при работе скважинных насосных установок для добычи нефти. Анализ строится на поузловом учете и/или расчете потребляемой энергии, необходимой для подъема пластовой жидкости на поверхность земли.

При работе программы проводятся следующие этапы: 1.1.Определение полезной энергии (гидравлической энергии), затрачиваемой на подъем пластовой жидкости из данной конкретной скважины (произведение фактической секундной подачи на потребный напор). 1.2.Определение мощности скважинного насоса (определяется как отношение полезной энергии к КПД насоса при работе на реальной жидкости в фактической рабочей точке). КПД и рабочая точка насоса определяются с учетом условий эксплуатации. 1.3.Определение фактического режима работы приводного электродвигателя и его мощности по мощности насоса (определяется как отношение мощности насоса к КПД электродвигателя в конкретном режиме работы). 1.4.Определение рабочего тока ПЭД при работе на фактическом режиме (определяется из формулы N = 1,73 * U * I *cos, где N – фактическая мощность ПЭД). 1.5.Определение фактических потерь в электрокабеле (определяется из формулы N = 1,732 L[1 + (t – 20)] I 2 cos / (F) ).

1.6.Определение активной мощности, подводимой к скважине (определяется как сумма фактической мощности ПЭД и потерь мощности в кабельной линии). 1.7.Определение потерь в станции управлении и трансформаторе (определяется по характеристике трансформатора и станции управления и мощности, подводимой к скважине). 1.8.Определение суммарных затрат мощности для работы данной скважины (определяется как сумма мощности, подводимой к скважине и потерь в станции управления и в трансформаторе). 1.9.Определение коэффициента энергопотребления, который является отношением полезной мощности к суммарным затратам мощности для работы данной скважины Определение удельного расхода энергии на добычу единицы продукции (одного куб.метра жидкости и одной тонны нефти). Удельный расход энергии определяется отношением суммарных затрат мощности (в сутки) к дебиту скважины по жидкости и по нефти. При работе программы проводятся следующие этапы

Сравнение фактических показателей производится с расчетными «нормированными» показателями, которые определяются следующим образом: 2.1.Выбор «эталонного» насоса – для фактического значения подачи, требуемого напора, конструкции скважины и условий эксплуатации подбирается наиболее эффективный насос (по критерию максимального КПД и требуемой наработки до отказа).

Принцип подбора оборудования Рис.1. Пересчет характеристики насоса, работающего в скважине по факту (сплошные линии – при работе на воде, пунктирные – при работе на реальной жидкости)

Рис.2. Напорные характеристики насосов, обеспечивающих заданный дебит и напор (1 – 6 – номера насосов) Принцип подбора оборудования

Рис.3. Энергетические характеристики насосов, обеспечивающих заданный дебит и напор (максимальный КПД – «эталонный» насос – график 3)

Принципиальный порядок работы программы: 2.2.Определение мощности выбранного скважинного насоса (определяется как отношение полезной энергии к КПД насоса при работе на реальной жидкости в фактической рабочей точке). КПД и рабочая точка выбранного насоса определяются с учетом всех изменений подачи, напора, потребляемой мощности и рабочей части характеристики в зависимости от условий эксплуатации (температура, давление, наличие свободного газа, фактическая вязкость, обводненность и т.д.). 2.3.Выбор ПЭД - для подобранного насоса выбирается ПЭД соответствующего диаметрального габарита, имеющий наиболее высокий КПД и минимальные рабочие токи в выбранном режиме работы. 2.4.Выбор электрокабеля – для конкретной скважины и выбранного ПЭД выбирается кабель по критерию максимального размера токонесущей жилы.

Принципиальный порядок работы программы: 2.6. Определение расчетных потерь в электрокабеле Определение нормированной мощности, подводимой к скважине (определяется как сумма фактической мощности выбранного ПЭД и потерь мощности в выбранной кабельной линии) Определение потерь в станции управлении и трансформаторе (определяется по характеристике трансформатора и станции управления и нормированной мощности, подводимой к скважине). 2.9.Определение суммарных затрат нормированной мощности для работы данной скважины (определяется как сумма мощности, подводимой к скважине и потерь в станции управления и в трансформаторе) Определение коэффициента энергопотребления, который является отношением полезной мощности к суммарным нормированным затратам мощности для работы данной скважины Определение удельного расхода энергии на добычу единицы продукции (одного куб.метра жидкости и одной тонны нефти). Удельный расход энергии определяется отношением суммарных нормированных затрат мощности (в сутки) к дебиту скважины по жидкости и по нефти.

Обработка исходных данных Исходные данные могут быть представлены в виде файлов Microsoft Office Excel также есть возможность загрузки исходных данных для подбора оборудования из внешней базы данных (например OilInfoSystem, Alfa, Нефтедобыча).

Автоматический расчет энергопотребления и энергоэффективности по исходным данным При расчете определяется фактическое энергопотребление и энергопотребление при использовании «нормированного» оборудования

Предложение по использованию «нормативного» оборудования Предложение по «нормативному» оборудованию, обеспечивающему потенциал энергосбережения на скважинах, заносится в Итоговый Отчет

Итоговый отчет Полученные в ходе расчета показатели выводятся в итоговый отчет и размещаются в столбцах, имеющих подзаголовок «норма» в соответствующем названии (например: «Мощность электродвигателя, норма»).

Итоговый отчет Энергетическая эффективность работы оборудования в данной скважине определяется: разностью фактических и нормированных затрат энергии (в час и в сутки) на подъем пластовой жидкости; разностью и отношением фактического и нормированного коэффициентов энергопотребления; разностью удельных расходов энергии на добычу единицы продукции при фактическом и нормированном расходовании энергии. По желанию оператора кроме общего Итогового Отчета можно получить различные распечатки: расчет потерь к кабельных линиях, в колоннах НКТ, в ПЭД и т.д. для любой выборки по скважинам.

Пример распечатки энергопотерь в колонне НКТ Для высокодебитных скважин потери в НКТ могут быть значительны

Разработанные модель и программа сравнительного анализа потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных насосных установок позволяют определять потенциал снижения энергопотребления при эксплуатации скважинных насосных установок и намечать первоочередные объекты оптимизации работы системы «пласт – скважина – насосная установка» с точки зрения энергоэффективности.