Разработка энергоэффективных методов и технологических схем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений

Коннов, Владимир Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка энергоэффективных методов и технологических схем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка энергоэффективных методов и технологических схем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений"

На правах рукописи

КОННОВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

005018925

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

3 МАЙ 2012

Бугульма - 2012

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В. Д. Шашивд

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Фаттахов Рустем Бариевич.

Официальные оппоненты: Тарифов Камиль Мансурович

Ведущая организация: Государственное унитарное предприятие

Защита состоится 31 мая 2012 г. в 14— часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефть.

Автореферат разослан 17 апреля 2012 г.

Учёный секретарь

доктор технических наук, с.н.с.,

институт «ТатНИПИнефть», начальник отдела

эксплуатации и ремонта скважин.

Захарова Елена Федоровна

кандидат технических наук, доцент, Альметъевский государственный нефтяной институт (АГНИ), заместитель заведующего кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

«Институт проблем

энергоресурсов» (г. Уфа).

транспорта

Львова И.В

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В компаниях, ведущих разработку нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и использующих заводнение для поддержания пластового давления (ППД), около половины всей потребляемой электроэнергии приходится на подъем и перекачку продукции и более трети расходуется на ППД. В частности, в ОАО «Татнефть» удельный расход электроэнергии на добычу нефти находится на уровне 120 кВт ч/т. При этом 51 % составляет расход электроэнергии на механизированную добычу нефти, 34 % - на ППД, на общепромысловые расходы и подготовку нефти 9 и 6 % соответственно.

Повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД является актуальной и одной из приоритетных задач нефтяных компаний России.

Цель работы

Основной целью данной работы является повышение энергоэффективио-сти разработки нефтяных месторождений за счет применения новых методов и технологических схем закачки на примере месторождений ОАО «Татнефть».

Основные задачи:

1. Анализ состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД в ОАО «Татнефть».

2. Определение основных источников потерь электроэнергии при закачке жидкости, оценка возможности и потенциала энергосбережения в системе ППД ОАО «Татнефть».

3. Определение основных направлений и методов повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, разработка методики и алгоритма оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки.

4. Совершенствование и разработка технологических схем для повышения: адресности и управляемости закачки; энергоэффективности эксплуатации системы ППД за счет снижения себестоимости закачки и давления в высоконапорных водоводах, увеличения времени между очистками призабойной зоны.

5. Исследования работы насосных агрегатов системы ППД и анализ их напорно-расходных и энергетических характеристик.

6. Анализ существующих методик определения сроков работы насосов до проведения капитального ремонта, оценка их применимости в условиях меняющихся режимов закачки агрессивной жидкости, разработка новой методологии расчета и прогнозирования сроков работы насосов до проведения капитального ремонта.

7. Анализ достоверности баз данных технических характеристик насосных агрегатов, оценка возможности экономически целесообразного контроля показаний датчиков технических параметров, работающих в условиях агрессивной среды.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов

Решение поставленных задач основано на проведении промысловых исследований и испытаний, анализе и обобщении полученных данных. Результаты подтверждены опытно-промышленными испытаниями и легли в основу стандартов предприятия и руководящих документов.

Научная новизна:

1. Экспериментально установлено, что в процессе эксплуатации насосных агрегатов с развитием в них деградационных процессов происходит отклонение (от 2 до 5 %) фактических напорных характеристик от значений, получаемых в результате аппроксимации полиномом второй степени, и для уточнения фактического технического состояния насоса при расчетах необходимо применение полинома третьей степени.

2. Экспериментально выявлены различия в характере изменения напорных и энергетических характеристик насосных агрегатов в рабочей области в процессе эксплуатации относительно паспортных значений.

3. Выявлена зависимость удельной порывности водоводов от давления перекачки в области рабочих давлений от 10,0 до 17,0 МПа и определена ее линейная функция.

4. Сформулирована методология расчета межремонтного периода насосного агрегата и прогноза срока его работы до капитального ремонта, позволяющая повысить точность расчетов и энергоэффективность закачки жидкости в пласт.

5. Сформулирована методология контроля достоверности показаний датчиков технических характеристик насосных агрегатов, позволяющая повысить точность измерений и обеспечить дополнительный контроль над закачкой.

Основные защищаемые положения:

1. Комплексный подход к решению проблемы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД.

2. Результаты исследований технических характеристик насосных агрегатов, закономерности их изменения относительно паспортных характеристик, отклонения при аппроксимации напорных характеристик полиномами второй степени.

3. Технологические схемы, позволяющие повысить: адресность, управляемость закачки; энергоэффективность эксплуатации в условиях сложившейся системы ППД, характерной особенностью которой является централизация закачки.

4. Методика выбора комплекса методов и технологических схем по повышению энергоэффективности эксплуатации системы ППД, обладающая инвариантностью по отношению к выбираемым объектам.

5. Методология расчета межремонтного периода и прогнозирования срока работы насоса до проведения капитального ремонта, учитывающая режимы его работы, динамику цен на электроэнергию и капитальный ремонт.

6. Методология контроля достоверности показаний датчиков технических параметров насосных агрегатов.

Практическая ценпость и реализация результатов исследований:

1. Определены основные направления снижения энергозатрат сложившейся системы ППД, особенностью которой является централизация закачки.

2. Установлены основные источники непроизводительных затрат электроэнергии при эксплуатации системы ППД, проведена оценка возможности их снижения, определены основные методы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД.

3. Определены основные технологические схемы индивидуализации закачки по скважинам, позволяющие повысить энергоэффективность эксплуатации системы ППД в условиях централизованной закачки.

4. Определены, исходя из экономической целесообразности и обеспечения регулирования закачки, предельно допустимые перепады давления при дросселировании на блоке гребенки для различных насосов.

5. Выявлено, что при расчете МРП и определении срока работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта необходимо учитывать попра-

вочный коэффициент для капитального ремонта, который зависит от ряда объективных факторов и статистически определен в 1,03 для ОАО «Татнефть».

6. Разработаны алгоритм и методика оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки в системе ППД.

7. Определены типовые конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС для системы ППД ОАО «Татнефть».

8. Разработан алгоритм выбора методов и технологических схем для повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД.

9. Разработаны технологические схемы закачки, позволяющие снизить энергопотребление, себестоимость закачки, давление в высоконапорных водоводах, увеличить время между очистками призабойной зоны.

10. Разработанная методология расчета МРП насосных агрегатов и прогнозирования их срока работы до капитального ремонта учитывает режимы работы насоса, динамику цен на электроэнергию и капитальный ремонт, позволяет повысить точность расчетов и обеспечить выполнение необходимой закачки.

11. Разработана и внедрена в институте «ТатНИПИнефть» компьютерная «Программа расчета межремонтного периода насосного агрегата с учетом фактического состояния и режимов работы».

12. Разработанная методология контроля достоверности показаний датчиков технических параметров насосного агрегата обеспечивает дополнительный контроль режимов закачки.

13. Разработаны стандарты предприятия: СТО ТН 028-2008 «Закачка технологической жидкости для поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть», СТО ТН 032 «Эксплуатация насосных агрегатов системы поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть»; руководящие документы: РД 153-39.0-448-06 «Инструкция по оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки воды в системе ППД ОАО «Татнефть», РД 153-39.1-582-08 «Инструкция по выбору типовой конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС», РД 153-39.1-633-09 «Инструкция по применению технологии одновременно-раздельной закачки воды и подбору скважин для ОРЗ в системе ППД ОАО «Татнефть», РД 153-39.0-651-09 «Инструкция по обследованию системы ППД с целью повышения эффективности её эксплуатации»; РД 153-39.1-656-10 «Ме-

тодика расчета межремонтного периода насосных агрегатов с учетом фактического состояния», РД 153-39.0-751-12 «Инструкция по выбору и расчету экономически обоснованного комплекса мероприятий по оптимизации потребления электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть».

14. Результаты исследований использовались при разработке «Программы проведения работ по повышению энергоэффективности системы ПОД ОАО «Татнефть» и «Концепции реконструкции и развития системы поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» на период с 2011 по 2015 гг.».

15. Применение разработанных технологических схем закачки в 2011 году дало экономический эффект в объеме 12,4 млн. рублей.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на 7-ой Всероссийская научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, 2007 г.; VII Конгрессе нефтегазопромышленников России, г. Уфа, 2007 г.; научно-практических конференциях в рамках XVIII и XIX международных нефтегазовых форумов «Газ. Нефть. Технологии», г. Уфа, 2010 и 2011 гт.; международной научно-практической конференции «EcoPump.ru 2011 Inno Valve. Эффективность и экологичность насосного оборудования и инновационное оборудование и технологии в арматуростроении», г. Москва, 2011 г.; семинаре «Современное состояние проблем подготовки продукции скважин», г. Бугульма, 2010; семинаре специалистов ППД ОАО «Татнефть», г. Бавлы, 2011 г.; представлялись на международных выставках и конкурсах: «Энергетика. Ресурсосбережение», г. Казань, 2005,2006 гг.; XIII международном Салоне изобретений и инновационных технологий "Архимед-2010", г. Москва, 2010 г.; «Пятьдесят лучших инновационных идей для республики Татарстан», г. Казань, 2009, 2010, 2011 it.; отмечены дипломом П степени на Научно-технической ярмарке идей и предложений группы компаний ОАО «Татнефть», г. Альметьевск, 2010 г. Материалы диссертации используются в учебном процессе Альметьевского государственного нефтяного института.

Публикация результатов и личный вклад автора

Основные результаты диссертации опубликованы в 23 печатных работах, в том числе 1 в журнале, рекомендованном ВАК, 5 патентах на изобретения, 1 сви-

детельстве о государственной регистрации программы для ЭВМ, 4 патентах на полезные модели, 1 учебном пособии и 2 тезисах докладов.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задачи, испытания, сбор данных, обобщение и анализ полученных результатов.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы из 109 наименований и приложения. Объем работы составляет 164 машинописные страницы, в том числе 78 рисунков, 15 таблиц.

Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы и важность проблемы снижения энергетических затрат в системе ППД, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее реализация в промышленности, цель, задачи и основные направления исследований.

Проблема повышения энергоэффективности эксплуатации систем ППД является комплексной и сложной задачей, которую исследовали: Муслимов Р.Х., Тронов В.П., Сулейманов Р.Н., Еронин В .А., Лапшин ВЛ., Хисамов P.C., Горбатиков ВА., Матвеев Ю.Г., Галеев A.C., Батманов А. А., Фадеев В.Г., Фатгахов Р.Б., Колосов Б.В., Алексеева Ю А., Соколов С.М.

В первой главе приведен анализ состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть», определены основные цели, задачи и направления энергосбережения при ее развитии. Превалирующая структура современной системы ППД, основной чертой которой является централизация, когда один насос закачивает в 10 и более скважин с различными параметрами, а регулировка закачки осуществляется при помощи штудирования на скважинах,

Требования к заводнению и системе ППД в общем виде можно сформулировать как необходимость повышения управляемости и информативности, расширения диапазона и видов воздействий на пласт, энергоэффективности и экономичности в целом (рисунок 2). Вопросы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД не являются тривиальными. Это сложный набор

взаимосвязанных задач, решение которых должно осуществляться комплексно.

Рисунок 2 - Основные цели, задачи и направления развития системы

ППД ОАО «Татнефть» Направления снижения энергозатрат укрупненно можно разделить на три основные составляющие. Каждая из этих составляющих, в свою очередь, определяется набором взаимосвязанных задач, представленных на рисунке 3.

Рисунок 3 - Направления снижения энергозатрат в системе ППД

Сокращая циркуляцию воды в системе, можно добиться хороших результатов в энергосбережении, т.к. энергетические затраты экспоненциально зависят от обводненности, и существенный рост наблюдается при ее значении в 96 %.

Повышение надежности водоводов, защита их от коррозии и снижение давления перекачки относится к направлению минимизации аварийных потерь жидкости. В ходе исследований выявлена линейная зависимость удельной по-рывности от давления для высоконапорных водоводов с давлением перекачки от 10,0 до 17,0 МПа (рисунок 4).

Рисунок 4 - Зависимость удельной порывности от давления перекачки

Т.о., защита водоводов только от коррозии кратковременна, т.е. необходим комплексный подход, поскольку снижение давления перекачки зависит от технологических схем закачки и эксплуатации насосного агрегата, которые, в свою очередь, зависят от правильного выбора насоса, оптимизации режимов его работы. Так как мероприятия по повышению энергоэффективности очень затратны, общее изменение схемы ППД расточительно, нужен «точечный» подход, а для этого необходимо определить основные источники непроизводительных затрат, методы и алгоритмы их снижения.

Во второй главе определены основные источники непроизводительных затрат электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть», выявлен потенциал снижения. Приведены методика и алгоритм оптимизации насосных агрегатов для групповой и индивидуальной закачки в системе ППД. Определены основные методы и технологические схемы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, разработан алгоритм их выбора. Результаты практического применения алгоритма представлены на примере НГДУ «Азнакаевск-нефть».

Общие потери электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть» по укрупненной оценке автора составляют порядка 530 млн. кВт-ч/год. Максимально устранимые и достижимые (окупаемость до 5 и от 5 до 10 лет) потери электроэнергии: 300, 50,120 млн. кВт-ч/год соответственно.

Источники непроизводительных затрат определяются сложившейся схемой ППД (рисунок 1). К ним относятся:

- несовершенство конструкции насосов (в т.ч. насосы очистных сооружений), муфт, редукторов, мультипликаторов, электродвигателей; несвоевременное техническое обслуживание и вывод в капитальный ремонт (330 млн. кВт-ч/год, в т.ч. числе из-за износа узлов - порядка 95 млн. кВт-ч/год);

- дросселирование потока на блоке гребенок (БГ), потери при дросселировании (23 млн. кВт-ч/год) оцениваются по формуле

ДЕ~ДР<3/тъ (1)

где ДЕ - дополнительные затраты электроэнергии, кВт-ч; ДР - разница давлений на выходе насоса и выходе БГ, МПа; С? - объем закачки; г| - КПД насосного агрегата, %;

- ограничение закачки штуцерами высокоприемистых скважин для обеспечения закачки в низкоприемистые скважины (110 млн. кВт-ч/год);

- гидравлические потери на разводящих водоводах (60 млн. кВт-ч/год);

- потери при значительных пусковых токах, на кабелях от трансформаторной подстанции (ТП) до агрегата, собственные нужды подстанции, несовершенство станций управления электродвигателями (7 млн. кВт-ч/год).

Структура потерь по оценке автора представлена на рисунке 5. Основные потери связаны с насосными агрегатами, сюда же можно отнести потери на дросселирование и штуцирование, т.к. они прямо зависят от режимов работы насосов, что подразумевает комплексность в принятии решения по сокращению потерь электроэнергии.

11% 1% 5%

■ Потери э/э на очистных сооружениях 57% ■ Потери э/э на насосах КНС

■ Потери э/э на участке КНС-БГ(дросселирование)

■ Потери э/э на скважинах (штуцирование)

■ Потери э/э на водоводах (гидравлические потери) Потери э/э на ТП (потери на силовых кабелях)__

Рисунок 5 - Структура потерь электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть» Исходя из источников потерь электроэнергии (они могут немного отличаться по вкладу в общие потери в зависимости от объекта) были определены основные методы и технологические схемы для снижения потерь электроэнер-

гии в системе ППД, разработан алгоритм их выбора по экономическому обоснованию. Сюда относятся следующие методы и технологические схемы:

- замена насосных агрегатов динамического действия на агрегаты с более высоким КПД, проведение своевременного технического обслуживания и капитального ремонта;

- снижение дросселирования на БГ перераспределением закачки и цикли-рованием по скважинам со сходным устьевым давлением (разница не более 2,0 МПа), оптимизация насосов снятием ступеней, оптимизация схемы водоводов;

- применение частотно-регулируемых приводов (ЧРП);

- снижение штудирования на скважинах (полностью штудирование на современном этапе развития системы ППД исключить невозможно) за счет применения индивидуальных насосных агрегатов (шурф, межскважинная перекачка (МСП), внутрискважинная перекачка (ВСП), мини-КНС, передвижные насосные установки (ПНУ)). Основные способы индивидуализации закачки приведены на рисунке 6;

- снижение гидравлических потерь за счет постепенной замены водоводов с «черной» трубой на водоводы с МПТ при реконструкции системы ППД, за счет оптимизации схемы водоводов, снижения их общей длины, устранения местных сопротивлений;

- применение модернизированных станций управления электродвигателями в сочетании с микропроцессорными контроллерами, ограничение пусковых токов и т.п.;

- повышение приемистости скважин различными методами ОПЗ.

Применять методы и технологические схемы необходимо в комплексе, в

различных сочетаниях (ЧРП с группировкой скважин по давлениям, применением шурфов, МСП, ВСП, замена основного насосного агрегата и т.д.).

Для оптимизации насосных агрегатов для групповой и индивидуальной закачки был разработан РД 153-39.0-448-06. Методический подход заключается в выборе насоса по техническим характеристикам с учетом характеристик сети водоводов (рисунок 7).

1 - характеристика трубопроводной сета без регулирования 2,3 - напорные характеристики насоса ЦНС 80-1400, ПЭ 90-1400 соответственно; 4 - характеристика трубопроводной сети при дросселировании Я^; 5 - характеристика трубопроводной сети при снижении приёмистости скважин НтрЗ •

V— ;

• 1« I» >« 1В м» "Я »4 —> Ни 1.41 ЦП !<» 1М

Рисунок 7 - Характеристики насоса и трубопроводной сети

Аналогично выбирается насос для индивидуальной закачки. Общий алгоритм оптимизации насоса состоит из двух взаимозависимых алгоритмов выбора: по техническим характеристикам и технико-экономическим показателям. Сначала производится гидравлический расчёт и построение характеристики трубопроводной сети. Выбираются насосы, работающие на все характеристики трубопроводной сети Нтр1, Нщ,2, Н„р3 или на две характеристики трубопроводной сети Нщ,!, Нтр2 - при своевременном проведении ОПЗ или применении ЧРП (рисунок 7). Выбор насоса производится после оценки по экономическим показателям выбранных насосов. Основными критериями являются: стоимость закачки технологической жидкости в расчете на 1м3 (С/лД руб.), удельные затраты электроэнергии (рэ/лЛ кВт-ч/м3). Лучшим будет насос с наименьшими затратами на закачку.

На рисунке 8 представлен алгоритм выбора основных методов и технологических схем по снижению потерь электроэнергии. В первую очередь подлежат оптимизации КНС, где перепад давления на участке КНС - БГ превышает 2,0 МПа для насосов типа ЦНС и 5,0 МПа для насосов типа ГНУ.

Рисунок 8 - Алгоритм выбора методов и технологических схем для оптимизации затрат электроэнергии в системе ППД По разработанным алгоритмам были рассчитаны варианты оптимизации схем закачки КНС-40 и 40М НГДУ «Азнакаевскнефть», лучший из которых

даст экономию электроэнергии порядка 1,5 млн. кВт-ч/год, срок окупаемости этого мероприятия - 2,5 года.

Третья глава посвящена анализу основных технологических схем закачки и разработке новых технических решений для повышения энергоэффективности, адресности, управляемости закачки жидкости в пласт.

Как показал анализ мирового и российского опыта, существует большое количество инженерно-технических и технологических схем и решений, обеспечивающих бесперебойное функционирование системы ППД и выполнение основной задачи - создание условий работы нефтеносных пластов, обеспечивающих заданные темпы отбора и максимально возможный КИН. В связи с этим, в целях унификации основных инженерно-технологических решений, соотнесенных к условиям ОАО «Татнефть», был разработан ряд стандартов и РД.

В технологических схемах закачки системы ППД ОАО «Татнефть» для закачки сточных, пластовых и пресных вод в продуктивные пласты нагнетательных скважин используются: кустовые насосные станции («наземные» и «подземные»); технология МСП и ВСП (как вариант индивидуализации); индивидуальные насосные установки (с погружным электродвигателем - УЭНЦВ, с электродвигателем на устье скважины - УНЦСВ); передвижные насосные установки (ПНУ).

Закачка жидкости с использованием КНС в системе ППД ОАО «Татнефть» осуществляется по одной из схем, представленных на рисунке 10.

I ' ЬМ1

I ВРП I

Рисунок 10 - Технологические схемы закачки с использованием КНС Закачка по технологии МСП в ОАО «Татнефть» в основном осуществляется по схеме «прямая закачка», по которой пластовая вода из водозаборной скважины, минуя КНС, насосной установкой подается по водоводу высокого давления в одну или несколько нагнетательных скважин. Также используется

схема МСП с шурфовым насосом и дожимным насосом на КНС. Схемы с применением МСП и ВСП можно рассматривать как частные случаи применения индивидуальных насосных установок. Шурфный вариант - один из наиболее распространенных. Основные схемы и требования к применению шурфного варианта закачки обобщены в разработанном РД 153-39.1-582-08 «Инструкция по выбору типовой конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС». Предпочтение отдается схемам с низконапорными водоводами.

В результате широкого спектра исследований технологических схем закачки и транспортировки жидкости, применяемых в системе ППД ОАО «Татнефть», были разработаны новые технологические схемы закачки жидкости, позволяющие повысить адресность и управляемость закачки, снизить загрязнение пласта, снизить давление в высоконапорных водоводах, тем самым обеспечивая повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД в целом. На рисунке 11 представлена одна из разработанных схем, которая работает в двух режимах - основном и подкачки.

Рисунок 11 - Технологическая схема кустовой закачки воды в нагнетательные

В этой схеме основной режим и режим подкачки на различных скважинах распределены во времени и осуществляются одновременно одним насосом. За счёт этого производительность насоса КНС остается неизменной и находится в оптимальной зоне, снижается дросселирование, обеспечивается непрерывная закачка. Применение предложенных технологических схем закачки позволяет экономить до 0,902 рубля на 1 м3 закачанной по этим схемам жидкости.

В четвертой главе представлены результаты работы по повышению эффективности эксплуатации насосов системы ППД на основе определения и про-

.д.

скважины (пат. РФ № 2387816)

гнозирования сроков работы насосных агрегатов до проведения капитальных ремонтов с учетом их технического состояния и режимов закачки. Анализ существующих методик определения срока работы насоса до проведения капитального ремонта выявил их общие недостатки, а именно - отсутствие прогнозной составляющей, использование при расчетах номинальных режимов, применение подобия параметров назначения паспортным характеристикам. Исследованиями характеристик новых насосных агрегатов были получены коэффициенты аппроксимации напорных и энергетических характеристик насосных агрегатов полиномами второй степени, часть из которых представлена в таблице 1.

Таблица 1 - Коэффициенты аппроксимирующих формул

Тш насоса (тип ГНУ) Напор Н=ао+а,0+а202 КПД п=ь,0+ь20г Удельные энергозатраты 4=C<,+C,0+CJQJ

ао ai аг Ь, Ьг «0 Cl Cl

ЦНС 63-1400 1531 1,5417 -0,0451 1,4104 -0,0083 16,943 -0,2367 0,0013

ЦНС 80-1400 1577,1 1,5824 -0,0445 13515 -0,0075 17,298 -0,1963 0,0009

ГНУ 1500-1500 (Д) 1952,5 4,6905 -0,231 2,7541 -0,0283 8,7586 -0,0796 0,0005

Во время исследований парка из 150 насосных агрегатов было выявлено, что приблизительно в 5 % случаев, аппроксимация напорных характеристик полиномами второй степени дает ошибку порядка 2 %, что вызвано появлением дополнительных сопротивлений, связанных с износом насосного агрегата (рисунок 12).

Налор 1700.0

1600,0

1500,0

1400,0

1300,0

1200,0

1100,0

1000,0

900,0

55 65 75 65 95 105, „ „ 115

Подача Q, м3/час

—-flonyac*-5% —^--Допуск-3% • «Полином3-ейстепени -Полином 2-ой степени ---паспортный напор

Рисунок 12 - Напорно-расходная характеристика ЦНС 80-1400

Наработка насоса, представленного на рисунке 12, составляла 10789 часов. Из этого рисунка также видно, что характеристики насоса меняются неконгруэнтно паспортным значениям. Т.о., использование номинальных значений при расчете срока работы насоса до проведения капитального ремонта приведет к существенным ошибкам в определении этого срока, а также к ошибкам в управлении закачкой, что будет влиять на процесс вытеснения нефти. Поэтому

были разработаны методология и компьютерная программа, учитывающие режимы работы насосного агрегата, поскольку было выявлено, что темп падения КПД (рост удельных энергозатрат) зависит от режима закачки (таблица 2). Таблица 2 - Данные наблюдения работы ЦНС 80-1400 для расчета МРП

Период/ Датазапи-си Наработка за период ^период., ч Общая наработка, Т,ч Ср. уд Уз за период 5ср, кВт-ч/мЗ Ср. расход НА Оср. «Л« Ср. темп увел.э/з 55ср кВгчЛг/ч Срлзвепь темп увел. уя.э/1 бЗсрлзвеш. кВгч/мЗ/ч Коэф, ЭКСПЛч за период. Кэ. Срлаеш. расход НА с нач. экспл. Оср.взв.м'/ч

1-й период 15.01.09 3000 3100 7,5 70 0,000175 0,000175 0,74 70

2-й период 01.02.09 400 3500 иг 60 0,000190 0,0001722 0,98 «М

3-й период 01.03.09 500 4000 9 >5 0,000145 0,0001688 0,74 70.9

4-й период 01.04.09 500 4500 7.6 83 0,000143 0,000166 0,67 пл

Суть методологии заключается в следующем. Капитальный ремонт насосного агрегата целесообразно проводить, когда затраты на дополнительную электроэнергию (3Д011.Э) сопоставимы с затратами на капитальный ремонт (Зкр)

Здоаэ * Зкр, (2)

Здесь следует отметить, что при расчете экономически обоснованного срока до проведения капитального ремонта необходимо учитывать, что при капитальном ремонте полностью восстановить КПД насоса не удается. Снижение КПД насоса зависит от качества проведенного капитального ремонта и его следует учитывать при прогнозировании сроков до проведения капитального ремонта с помощью поправочного коэффициента. Для ОАО «Татнефть» этот коэффициент статистически был определен в 1,03. Для расчета предполагаемой наработки насосного агрегата до капитального ремонта необходимы и достаточны данные о затратах на капитальный ремонт (3^,), тариф на электроэнергию (Тэ), средняя подача насоса за период наблюдения ((Зсрлер), наработка насосного агрегата за период (^ер.) и средневзвешенный темп увеличения удельных энергозатрат (б^ср.мв). Также необходим средний коэффициент эксплуатации за период наблюдения (Кзлгср). При этом период может быть любой - час, день, неделя, месяц (чем меньше, тем точнее расчет).

Затраты на капитальный ремонт (3^,) определяются по формуле

Зкр = Сдм+Сф+Оф+Сщ,, (3)

где С®, — стоимость демонтажа и монтажа насосного агрегата при капитальном ремонте, руб.; Сф - транспортные расходы при капитальном ремонте, руб.; С,ф -

стоимость капитального ремонта насоса, руб.; Спн - стоимость пусконаладочных работ, руб.

Далее определяется средний темп изменения удельных энергозатрат за период эксплуатации по формуле

.пер — ^о((?ср.пер)У1общ> (4)

где ^ср.пер - средние удельные затраты за период наблюдения; <Зср пер - средняя подача насоса в течение периода; ^(С2српер) - начальные (паспортные) удельные энергозатраты для подачи насоса <Зср.Пер; ^«щ - общее время наработки.

Затем определяется средневзвешенный темп изменения удельных энергозатрат б^ср.взв по формуле

№ д)

о^ззв - ( ,

¿/=1 V

где 84ср.Взв. - средневзвешенный темп изменения удельных энергозатрат, (кВт-ч/м3)/ч; 1 - индекс периода для темпа изменения удельных энергозатрат; - наработка насосного агрегата за период, ч.

Затем определяется средневзвешенный за период эксплуатации расход насоса по формуле

„ _ ер.пер)

Чср.ВЗВ ^ - .

^¡=1 Ч

Затраты на дополнительную электроэнергию, потребляемую насосным агрегатом, из-за превышения удельных затрат от снижения КПД Здоп.э., руб., рассчитываются по формуле

Здоп.э

= ((54ср

где 54р вт - средневзвешенный темп увеличения удельных затрат по формуле (5); ^ - время наработки насоса за период наблюдения; С>ср в,в - средневзвешенный расход за период наблюдения по формуле (6), м3/ч; Тэ - тариф на электроэнергию, р/кВт-ч; Ткр - время работы насосного агрегата до капитального ремонта, которое необходимо определить, ч.

Подставляя формулу (2) в формулу (7), определяем общий срок наработки насосного агрегата до капитального ремонта от начала эксплуатации, ч.

Ткр —ккр у23кр/(^српзв(3СрМОТэ

), (8) где ккр — поправочный коэффициент несовершенства капитального ремонта.

Если в процессе эксплуатации меняется тариф на электроэнергию, он учитывается по формуле

эвзв--,

где Тэ взв - средневзвешенный тариф на электроэнергию за время эксплуатации насосного афегата на момент расчета времени проведения капитального ремонта;! - индекс тарифа, т.е. тариф 1, тариф 2 и т.д; и - время наработки по ¡-му тарифу.

В таблице 3 представлен результат работы разработанной компьютерной программы по данным таблицы 2.

Таблица 3 - Результаты работы программы расчета МРП и прогноза срока до проведения капитального ремонта

НГДУ-Джалильнефть КНС-110 Насос - ЦНС 80-1400 (1422) Номер агрегата - 1 Расчет МРП по данным НГДУ

Результаты расчета

Расход средневзвешенный, м3/ч 72,2

Средний коэффициент эксплуатации:..... 0,8

Средневзвешенныйтемп увеличения энергозатраты кВт-ч/м3/ч: : 0,00017

Общая наработка на текущий момент, ч: 4500

: Время работы до капитального ремонта, ч: 2179 (1917)

Срок до предполагаемого капитального ремонта, сут.: 116(102)

Срок окупаемости, сут.: 178(171)

Исходные данные

Старый тариф на электроэнергию, руб./кВт-ч: V 1,6

Новый тариф на электроэнергию, рубУкВт-ч: (1.7) -через 4000 часов наработки

Затраты на капитальный ремонт, 3|ф. рув.: 450000

Общая наработка насоса до капитального ремонта, ч: 6679 (6417)

Общая наработка насоса до капитального ремонта в сутках с учетом коэффициента эксплуатации: 356 (342)

В ходе анализа достоверности баз данных технических характеристик насосных агрегатов были выявлены ошибки, связанные с неточностями показаний датчиков технических параметров. Эти ошибки приводят к изменению режимов закачки и ухудшают условия разработки, поэтому была разработана методология контроля достоверности показаний датчиков без их дублирования.

Суть методологии контроля достоверности показаний датчиков, подверженных воздействию агрессивных факторов, заключается в том, что качестве контрольного параметра принимается потребляемая из сети мощность. При этом измеряемая мощность имеет взаимосвязь с расходом, плотностью и вычисляемым напором, с которыми ее соотносят за интервал наблюдения. Интервал наблюдения выбирается таким образом, чтобы снижение текущего напора (Н;) и текущего КПД (г);) за этот промежуток времени не превышало 0,1 % (рассчитывается по темпу изменения указанных параметров за предыдущий период экс-

плуатации). Если соотнесенные текущие величины расхода и напора соответствуют текущей потребляемой мощности при текущей плотности жидкости в пределах допустимого диапазона возможного изменения параметров (1-2 %) (пульсация давления, плотности, неравномерность расхода, скачки напряжения и т.д.), то, следовательно, датчики измерения давления, расхода и т.п. находятся в исправном состоянии, иначе необходима их проверка (рисунок 13).

Напор Н, м 1600,0

1550,0

-Х- Напор-194

Напор +194

Расход а м3/ч

1500,0

1450,0

1400,0

1350,0

1300,0

450,0 460,0

470,0 480,0 490,0 500,0 510,0 520,0 _Мощность, потребляемая из сети й, кВтч_

530,0 540,0

Рисунок 13 - Контроль взаимного соответствия показаний датчиков

Технико-экономическая эффективность разработанных методологий достигается за счет контроля достовфности показаний датчиков, определения и прогнозирования КПД, удельных энергозатрат, в т.ч. при меняющихся режимах работы насосного агрегата, планирования материальных и трудовых ресурсов. Методологии применимы для любых гидравлических машин с электрическим приводом, применяемых при разработке нефтяных месторождений. Применение методологий позволит экономить от 1 до 4 % электроэнергии за МРП насоса.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Проведен комплексный анализ текущего состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД в ОАО «Татнефть», определены основные требования к системе ППД: повышение экономичности, управляемости и информативности; расширение диапазона и видов воздействий на пласт.

2. Исследованиями установлены основные источники непроизводительных затрат электроэнергии в системе ППД к которым относятся: несовершенство конструкции насосов, несвоевременное техническое обслуживание и капи-

тальный ремонт; дросселирование потока на блоке гребенок; ппуцирование закачки в скважины; гидравлические потери; потери на подстанциях. Выполнена оценка максимально устранимых потерь электроэнергии (300 млн.кВт-ч/год) и достижимых - со сроком окупаемости до 5 лет (50 млн.кВт-ч/год) и от 5 до 10 лет (120 млн.кВт-ч/год).

3. Определены основные направления снижения энергозатрат в системе ППД: сокращение объемов воды, циркулирующей в системе; рациональное использование воды-рабочего агента; повышение эффективности процесса закачки и эксплуатации оборудования. Разработаны методика и алгоритм оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки.

4. Определены основные методы и технологические схемы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, установлено, что необходимо их комплексное применение в целях достижения максимального технологического и энергосберегающего эффекта, разработан алгоритм их применения.

5. Разработаны и усовершенствованы технологические схемы закачки, обеспечивающие повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД за счет снижения себестоимости закачки и давления в высоконапорных водоводах, увеличения времени между ОГО, повышения управляемости закачкой.

6. Экспериментально доказано, что характер изменения рабочих характеристик насосных характеристик в процессе эксплуатации отличается от паспортных характеристик, темп увеличения удельных энергозатрат зависит от режима работы насоса, при расчете межремонтного периода следует учитывать поправочный коэффициент для капитального ремонта.

7. Разработаны методологии расчета и прогнозирования срока работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта и экономически целесообразного контроля достоверности датчиков технических характеристик насосных агрегатов. Разработана и внедрена в институте «ТатНИПИнефть» компьютерная программа расчета МРП и прогнозирования сроков работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта.

8. В рамках комплексного подхода к решению вопросов повышения эффективности эксплуатации системы ППД были разработаны 7 РД и 2 стандарта, экономический эффект, полученный в 2011 г., составил 12,4 млн. руб. Удельный эффект: 0,9 руб. на 1 м3 закачиваемой по разработанным технологиям жидкости.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Коннов, В.А. Повышение эффективности эксплуатации насосных агрегатов системы ППД на основе прогнозирования сроков проведения капитального ремонта с учетом режимов закачки и технического состояния насосов [Текст] / В.А. Коннов, Р.Б. Фаттахов // Нефтепромысловой дело. - 2011. - № 4. - С.33-38.

2. Способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины [Текст] : пат. 2387816 Рос. Федерация : МПКЕ21 В43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Степанов В.Ф., Арсентьев A.A., Коннов В.А.,; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2009115496/03 ; заявл. 23.04.09 ; опубл. 27.04.10, Бюл. № 12.— 8 с.

3. Система закачки воды [Текст] : пат. 2386021 Рос. Федерация : МПКЕ21 В 43/20, F 17 D 3/00 / Фаттахов Р.Б., Арсентьев A.A., Сахабутдинов Р.З., Кудряшова JI.B. Коннов В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». -200151198/03 ; заявл. 23.12.08 ; опубл. 10.04.10, Бюл. № 10. - 10 с.

4. Система закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины [Текст] : пат. 2397318 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Абрамов М.А., Степанов В.Ф., Арсентьев А.А, Коннов В.А., Соболев С.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2009124535/03 ; заявл. 26.06.09 ; опубл. 20.08.10, Бюл. № 23. - 8 с.

5. Способ эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт [Текст]: пат. 2352822 Рос. Федерация: МПК F 04 D 15/00 / Фаттахов Р.Б., Коннов В.А. и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2007129856/06 ; заявл. 03.08.07; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11. - 10 с.

6. Способ эксплуатации насосного агрегата в процессе закачки жидкости в пласт [Текст]: пат. 2395723 Рос. Федерация : МПК F 04 D 15/00, Е 21 В 21/08 / Коннов В.А., Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Степанов В.Ф., Арсентьев A.A. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». — 2007129856/06 ; заявл. 03.08.07 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11. - 10 с.

7. Программа расчета межремонтного периода насосного агрегата с учетом фактического состояния и режимов работы [Текст] : свид. о гос. per. программы для ЭВМ 2011611454 Рос. Федерация / Коннов В.А., Соболев С.А., Фаттахов Р.Б., Степанов В.Ф. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». -2010618152 ; заявл. 23.12.10 ; зарег. 12.02.11, Реестр программ для ЭВМ.

8. Кустовая насосная станция [Текст] : пат. 48207 Рос. Федерация :

МПК F 04 D 15/00/ Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Кудряшова JI.B, Концов В .А. и др.; заявитель ОАО «Татнефть». - 2005115433/22; заявл. 20.05.05 ; патентообладатель ООО «Нефтегазовые технологии»; опубл. 27.09.05, Бюл. № 27.-5 с.

9. Система транспортирования и закачки воды в пласт [Текст] : пат. 96609 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Абрамов М.А., Степанов В.Ф., Коннов В.А. и др. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 20091343001/03 ; заявл. 11.09.09; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11. - 8 с.

10. Система закачки воды [Текст] : пат. 34628 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20, Е 21 В 43/00 / Андреев И.И., Степанов В.Ф., Коннов В.А., Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». -2003125412/20 ; заявл. 18.08.03 ; опубл. 10.12.03, Бюл. № 10. - 5 с.

11. Система поддержания пластового давления [Текст] : пат. 92090 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Степанов В.Ф., Сахабутдинов Р.З., Арсентьев A.A., Коннов В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2009103549/03 ; заявл. 03.02.09 ; опубл. 10.03.10, Бюл. №7.-8 с.

12. Коннов, В.А. Применение эксплуатационных пакеров в нагнетательных скважинах системы 1111 Д. Применение пакера М1-Х в ОАО «Татнефть». Учебное пособие. [Текст] / A.A. Арсентьев, Р.Б. Фаттахов, И.А. Фаррахов, В.А. Коннов // Альметьевск. - АГНИ.: - 2007. - 30 с.

13. Коннов, В.А. Комплекс мер по обеспечению контроля рабочего состояния насосов системы ППД с учетом изменения КПД. Определение и прогнозирование межремонтных периодов насосных агрегатов с учетом фактических состояний, режимов работы насосов. Повышение эффективности и сокращение затрат на эксплуатацию насосов системы ППД [Текст] / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов, В.Ф. Степанов и др. // Сборник матер. Науч.-техн. ярмарки идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвящ. 60-летию ОАО «Татнефть». - Бу-гульма: -2010. С. 4-30.

14. Коннов, В.А. Методика расчета экономически обоснованных сроков межремонтного периода насосных агрегатов системы ППД [Текст] / В.А. Коннов, Р.Б. Фаттахов // Ученые записки АГНИ. - Альметьевск: - 2010.

15. Коннов, В.А. О направлениях развития системы поддержания пластового давления [Текст] / A.A. Арсентьев, Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов // Ученые записки АГНИ. - Альметьевск.: - 2011. - С. 98-102.

16. Коннов, В.А. Пути сокращения затрат на эксплуатацию насосных аг-

регатов системы ППД за счет оптимизации проведения диагностик и ремонтов [Текст] / Р.Б. Фатгахов, В.А. Коннов, В.Ф. Степанов // Сб. науч. тр. ТатНИПИ-нефть. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2008. - С. 405-413.

17. Коннов, В.А. Выбор энергоэффективных технологий кустовой закачки воды в системе поддержания пластового давления на основе распределения потоков закачиваемой жидкости [Текст] / Н.Г. Ибрагимов, Р.Б.Фаттахов, В.А. Коннов и др. // Сборник науч. тр. «ТатНИПИнефть». - Выпуск №LXXVI1I. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2010. - С.261 - 267.

18. Коннов, В.А. Контроль достоверности показаний измерительных приборов в процессе эксплуатации насосных агрегатов системы поддержания пластового давления [Текст] / В.А. Коннов // Матер, форума Проблемы и методы обеспечения безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. — Уфа.:-2010.-С. 233-234.

19. Коннов, В.А. Вопросы энергоэффективной эксплуатации и развития системы поддержания пластового давления [Текст] / В.А. Коннов, Р.Б. Фаттахов // Матер, форума Проблемы и методы обеспечения безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа, —Уфа.:-2011. - С. 112— 113.

20. Коннов В.А. Контроль достоверности показаний измерительных приборов в процессе эксплуатации насосных агрегатов системы ППД [Текст] / В.А. Коннов / Сб. докл. междунар. науч.-практич. конф. EcoPump.ru 2011 InnoValve.-М.:-2011. - С. 63-64.

21. Коннов, В.А. Оптимизация сроков проведения предупредительных капитальных ремонтов (ПКР) насосов КНС (Текст] / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов и др. // Матер, форума Проблемы и методы обеспечения безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. — Уфа.: - 2007. - С. 181-183.

22. Коннов, В.А. Надежность пакеров и исследование негерметичности системы «НКТ-пакер-ЭК» [Текст] / В.А. Коннов // Тез. докл. 7-ая Всерос. научн.-техн. конф. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. - М.: РГУ нефти и газа им. Губкина. - 2007. - С. 118-119.

23. Коннов, В.А. Концепция развития системы ППД в ОАО «Татнефть» на современном этапе [Текст] / Р.Б. Фаттахов, A.A. Арсентьев, В.А. Коннов / Сб. тез. докл. семинара Современное состояние проблем подготовки продукции скважин. - Бугульма.: ТатНИПИнефть. С. 78 - 80.

Соискатель:

В. А. Коннов

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на Ricoh Aficio 3045, HP 6040

тел.: (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 11.04.12 г. Заказ №11041201 Тираж 100 экз.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Коннов, Владимир Александрович, Бугульма

61 12-5/2718

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ» им. В.Д. Шашина

ТАТАРСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ

ИНСТИТУТ НЕФТИ

УДК 622.276.43

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

На правах рукописи

КОННОВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -кандидат технических наук, доцент Фаттахов Рустем Бариевич

Бугульма 2012

СОДЕРЖАНИЕ

Введение...............................................................................................................6

1 Анализ состояния эксплуатации и основных направлений энергосбережения в системе ППД ОАО «Татнефть»....................................16

1.1 Этапы развития системы ППД в ОАО «Татнефть»...............................16

1.2 Система ППД в ОАО «Татнефть» на современном этапе....................18

1.3 Сложившаяся система ППД ОАО «Татнефть»......................................19

1.4 Цели, задачи и основные требования к системе ППД

ОАО «Татнефть» в современных условиях и на перспективу.............22

1.5 Определение и анализ основных направлений снижения энергозатрат в системе ППД ОАО «Татнефть».....................................25

1.5.1 Сокращение объемов воды, циркулирующей в системе............25

1.5.2 Рациональное использование воды-рабочего агента..................26

1.5.3 Повышение эффективности процесса закачки и эксплуатации оборудования.......................................................... 28

Выводы по главе 1.................................................................................................30

2 Анализ и разработка методов повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть»..............................................31

2.1 Определение основных источников непроизводительных энергозатрат в системе ППД ОАО «Татнефть».....................................31

2.2 Анализ и оценка потенциала повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть».....................................32

2.3 Определение основных мероприятий для повышения энергоэффективности эксплуатации системы

ППД ОАО «Татнефть».............................................................................43

2.4 Разработка методики оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки жидкости в системе ППД.......46

2.4.1 Выбор насоса КНС..........................................................................46

2.4.2 Выбор насоса «подземной» КНС..................................................49

2.5 Разработка алгоритма оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки жидкости в системе ППД.......50

2.6 Разработка алгоритма выбора комплекса методов и технологических схем для повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть».....................................54

2.7 Практическое применение алгоритмов, методов и технологических схем повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД при инженерно-технологическом аудите НГДУ «Азнакаевскнефть»...........................................................60

Выводы по главе 2.................................................................................................69

3 Анализ и разработка технологических схем закачки для повышения

энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть».......70

3.1 Основные технологические схемы подачи сточной воды в

систему ППД ОАО «Татнефть»...............................................................70

3.2 Основные технологические схемы закачки в ОАО «Татнефть»..........71

3.2.1 Основные технологические схемы закачки

с использованием КНС...................................................................72

3.2.2 Основные технологические схемы закачки

с использованием МСП..................................................................73

3.2.3 Основные технологические схемы закачки

с использованием ВСП...................................................................75

3.2.4 Основные технологические схемы закачки

с использованием индивидуальных насосных установок..........76

3.3 Разработка технологических схем закачки для повышения

энергоэффективности эксплуатации системы ППД..............................80

3.3.1 Система транспортирования и закачки воды в пласт.................80

3.3.2 Способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины .... 81

3.3.3 Схема совместной закачки воды насосами

систем КНС и МСП.........................................................................82

3.3.4 Система закачки вытесняющего агента

в нагнетательные скважины.......................................................... 83

3.3.5 Технологическая схема дополнительной очистки......................84

3.3.6 Система закачки воды с аналитическим контролем

качества закачиваемой жидкости..................................................85

3.3.7 Установка для закачки жидкости в пласт....................................87

Выводы по главе 3.................................................................................................89

4 Повышение эффективности эксплуатации насосных агрегатов системы ППД на основе определения и прогнозирования сроков проведения капитального ремонта с учетом режимов закачки и технического состояния насосов.....................................................................91

4.1 Анализ существующих методик и расчётов межремонтного

периода насосных агрегатов....................................................................92

4.1.1 Опыт эксплуатации насосных агрегатов в системе

ППД «Уфанефть»............................................................................93

4.1.2 Методика определения КПД центробежных насосов

системы ППД в «Юганскнефтегаз»..............................................93

4.1.3 Методика определения КПД термодинамическим

методом (УГНТУ)...........................................................................94

4.1.4 Упрощенный способ наблюдения за эффективностью насосов, опыт зарубежных исследователей.................................94

4.1.5 Общие недостатки применяемых методик определения

сроков работы насоса до капитального ремонта......................... 95

4.2 Исследования насосов системы ППД на основе

технической диагностики.........................................................................96

4.3 Разработка методологии расчета межремонтного периода и прогнозирования срока проведения капитального ремонта с учетом фактического состояния и режимов работы

насосного агрегата..................................................................................102

4.4 Оценка эффективности методологии расчета межремонтного периода с учетом фактического состояния и режимов работы насосного агрегата..................................................................................114

4.5 Разработка методологии определения достоверности показаний датчиков контроля технических параметров насосного агрегата.....117

4.6 Перспективы применения разработанных методологий и результатов исследований......................................................................125

Заключение.......................................................................................................127

Список литературы.............................................................................................129

Приложение А (справочное) Титульные листы документов..........................143

ВВЕДЕНИЕ

Энергия является основным элементом любого процесса в современном материальном производстве и непременным условием обеспечения жизнедеятельности людей. Надежное обеспечение энергоресурсами - важнейшая задача любого государства.

Нефтяная промышленность является энергоемкой отраслью промышленности. Кроме того многие нефтяные месторождения вступили в позднюю стадию разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции при незначительном дебите добывающих скважин. Проблема энергосбережения приобретает особую остроту на данной стадии развития нефтедобычи, когда обводненность продукции скважин на большинстве нефтяных месторождений достигла значительной величины и продолжает расти.

В сложившейся к настоящему времени структуре мирового потребления первичных энергоресурсов доля нефти, которая относится к невозобнов-ляемым ресурсам, составляет 40 % (рисунок 1) [1-3].

По имеющимся оценкам [1-4], до 2025 г. наиболее важным первичным энергоносителем в мире будет оставаться нефть Мировое потребление нефти, как предполагается, будет увеличиваться на 1,8 % в год и возрастет с 77 млн. барр. в сутки до 119 млн. барр. в 2025г. Ее доля в структуре мирового энергетического баланса за это время может уменьшиться только на 1% (с 39 % в 2001 г. до 38 % в 2025г.), несмотря на то, что во многих странах будет продолжаться процесс перехода на природный газ и другие виды энергоносителей для выработки электроэнергии [2, 4].

Структура потребления топливно-энергетических ресурсов России существенно отличается от мировой и характеризуется возрастающей ролью газа - его доля в общем производстве энергоресурсов увеличилась с 48,7 % в 1997г. до 51,3 % в 1999г. Доля нефти в структуре энергетики России составляет 22 %, угля - 19,5 %.

гидро, атомная

термо и др. энергия

23%

Рисунок 1. Структура потребления первичных энергоресурсов

При этом энергоемкость экономики России в 2-3 раза выше энергоемкости развитых стран [5].

Топливно-энергетический комплекс России включает в себя нефтедобывающую, нефтеперерабатывающую, газовую, угольную, торфяную промышленность, электроэнергетику, централизованное теплоснабжение, систему магистральных трубопроводов, транспорта энергоносителей, соответствующие структурные формирования в упомянутых отраслях. Очевидно, что важнейшей составляющей ТЭК России является непосредственно разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

Разработка нефтяных месторождений - это комплекс технологических и технических решений, обеспечивающих доступ и последующее эффективное извлечение запасов нефти из нефтяных залежей [6, 7].

Следует отметить, что добыча нефти - топливно-энергетического ресурса - сама требует значительных затрат энергии - электрической, тепловой, котелыю-ггечного и моторного топлива. В пересчете на условное тоиливо (у.т.) в целом расход ТЭР на добычу 1 т нефти в конце XX в. составлял 154,5 кг у.т. (энергетический эквивалент 1 кг у.т. - 7000 ккал) [8]. Современные

среднеотраслевые удельные энергозатраты оцениваются на уровне 135-40 кг у.т. на тонну нефти и попутного нефтяного газа, или, имея в виду, что тонна нефти по теплотворной способности эквивалентна 1,4 т у.т., 189196 кг у.т./т нефти. [9].

На рост энергоемкости добычи нефти в большой степени влияет качественное ухудшение сырьевой базы [10]: рост степени выработанности запасов; увеличение доли трудноизвлекаемых запасов; снижение среднего дебита скважин (не более 14 т/сут), освоение более глубоких (3-5 км) горизонтов; рост обводненности продукции скважин в среднем по отрасли более 79 %; старение промысловых коммуникаций и оборудования.

Удельный расход электрической энергии на добычу нефти в РФ по годам представлен в таблице 1 [2, 3].

Таблица 1 - Удельные затраты электрической энергии на добычу нефти

Годы 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2001

кВт-ч/т 85,4 90,9 92,8 102,1 104,8 103,0 105,2 103,5 102,7 104,6 105,7

ОАО «Татнефть», будучи одной из старейших нефтяных компаний России, одновременно является и одной из самых высокотехнологичных компаний, поскольку только новые технологии способны обеспечить компании конкурентоспособность в рыночных условиях.

В условиях естественного истощения разрабатываемых месторождений все большее значение приобретает энергетическая оптимальность процессов добычи нефти с применением методов ППД, в т.ч. вытеснение нефти из пласта водой, закачиваемой в нагнетательные скважины.

При этом современное ППД заводнением - это сложная система (от греч. зузгета — целое, составленное из частей) взаимосвязанных методов, технологических схем и инженерно-технических сооружений.

В компаниях, ведущих разработку нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и использующих заводнение для поддержания пластового давления, около половины всей потребляемой электро-

энергии приходится на подъем и перекачку продукции и более трети расходуется на ППД. В частности, в ОАО «Татнефть» удельный расход электроэнергии на добычу нефти находится на уровне 120 кВт-ч/т. При этом 51 % составляет расход электроэнергии на механизированную добычу нефти, 34% - на поддержание пластового давления (ППД), на общепромысловые расходы и подготовку нефти 9 и 6 % соответственно.

В условиях естественного истощения разрабатываемых месторождений и повышения тарифов на электроэнергию все большее значение приобретает энергетическая оптимальность добычи нефти с применением методов ППД. Снижение энергетических затрат в системе ППД при помощи энергоэффективных методов и технологических схем позволяет повысить рентабельность и сроки разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД является актуальной и одной из приоритетных задач нефтяных компаний России.

В диссертации используются внесистемные единицы «кВт-ч» и «атм.»

Примечание - 1 кВт-ч = 3,6-106 Дж; 1 атм. = 1 кгс/см2 = 98066,5 Па.

Целью диссертационной работы является повышение энергоэффективности разработки нефтяных месторождений за счет применения новых методов и технологических схем закачки на примере месторождений ОАО «Татнефть».

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:

1. Анализ состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД в ОАО «Татнефть».

3. Определение основных направлений и методов повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, разработка методики и алгорит-

ма оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки.

На основании исследований получены следующие новые научные результаты:

Практическая ценность работы заключается в следующем:

5. Выявлено, что при расчете МРП и определении срока работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта необходимо учитывать поправочный коэффициент для капитального ремонта, который зависит

от ряда объективных факторов и статистически определен в 1,03 для ОАО «Татнефть».

7. Определены типовые конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС для системы ППД ОАО «Татнефть�

Информация о работе

Коннов, Владимир Александрович
кандидата технических наук
Бугульма, 2012
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка энергоэффективных методов и технологических схем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы