Модель и программа сравнительного анализа потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных насосных установок Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Зуев. - презентация

1 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

2 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.

3 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

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

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

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

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

8 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.).

9 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).

10 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.

11 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) ).

12 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

13 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).

14 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)

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

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

17 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.

18 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.

19 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).

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

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

22 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»).

23 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.

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

25 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.