КЭС - новый подход к повышению рентабельности добычи нефти
КЭС – новый подход к повышению рентабельности добычи нефти.
Ухудшение структуры запасов нефти за последние полтора десятилетия привело к снижению дебитов скважин, усложнению условий их эксплуатации, что, в свою очередь, вызвало снижение объемов добычи нефти, сокращение межремонтного периода (МРП) и срока службы добывающего оборудования, увеличение стоимости оборудования специального исполнения. Переход к использованию малопроизводительного оборудования сопровождается ростом удельных энергозатрат на добычу нефти. Следствием данных процессов является неуклонное снижение рентабельности добычи нефти, которая, как известно, определяется следующими основными факторами:
─ объемами добычи нефти;
─ стоимостью оборудования и его сроком службы;
─ МРП оборудования;
─ величиной переменных эксплуатационных затрат, особенно энергетических.
Применяемые в настоящее время способы повышения рентабельности нефтедобычи направлены, как правило, на улучшение одного из упомянутых факторов, часто - в ущерб другому. Предлагаемый Вашему вниманию способ кратковременной эксплуатациидобывающих нефтяных скважин погружными центробежными насосными установками с электроприводом (УЭЦН) позволяет одновременно улучшить все основные составляющие рентабельности добычи нефти.
Особенности КЭС.
С технической точки зрения, способ кратковременной эксплуатации скважин (КЭС) УЭЦН является объединением известных способов механизированной эксплуатации скважин. Как и при периодической эксплуатации скважин, при КЭС периоды откачки жидкости из скважины чередуют с периодами накопления жидкости в скважине. Общимдля непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН с регулируемым электроприводом и КЭСявляетсяналичие в составе оборудованияпреобразователя частоты (ПЧ). Для КЭС используются погружные центробежные насосы (ЭЦН) производительностью не менее 100 м3/сут. и более мощные, чем для непрерывной эксплуатации скважин ПЭД.
Рекомендуемые материалы
Следует подчеркнуть, что от известных способовКЭСпринципиально отличается наличием возможности раздельного глубокого регулирования давления УЭЦН путем изменения скорости вращения насоса и производительности УЭЦН путем изменения соотношения времени откачки жидкости из скважины и времени накопления жидкости в скважине.
Данная возможность позволяет устранить недостатки, сохранив достоинства известных способов эксплуатации скважин, а также приобрести отсутствующие у них новые положительные качества, что позволяет увеличить рентабельность КЭС в широком диапазоне условий эксплуатации до уровня, недостижимого для большинства известных способов механизированной добычи нефти.
Устранение недостатков исходных способов.
Главным недостатком периодической эксплуатациискважин является снижение объемов добываемой продукциипо сравнению с непрерывной эксплуатацией. Это связано с увеличением среднеинтегрального динамического уровня пластовой жидкости над приемом насоса, уменьшением депрессии на пласт и сокращением притока пластовой жидкости в скважину. Известен и способ его преодоления: сокращение длительности периода эксплуатации, состоящего из суммы времени откачки жидкости из скважины и времени накопления жидкости в скважине[1]. Чем меньше длительность, тем меньше потери.
Но уменьшение длительности периода при периодической эксплуатации скважин УЭЦН приводит к увеличению частоты пусков и усилению отрицательного воздействия связанных с ними электрических, механических и гидравлических ударных пусковых перегрузок, что влечетза собой значительноеснижение МРП.
Данный недостаток устраняется при КЭС осуществлением «мягкого» безударного пуска при помощи ПЧ[2], что дает возможность уменьшить период эксплуатации до единиц-десятков минут. Благодаря малому периоду эксплуатации, динамический уровень при КЭС изменяется незначительно, что позволяет сократить уменьшение объемов добычи нефти за счет периодичности откачки до уровня менее 1 %, либо сохранить объемы добычи неизменными, если есть возможность поддерживать среднеинтегральный динамический уровень при КЭС равным динамическому уровню при непрерывной эксплуатации.
Основной недостаток непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН с регулируемым электроприводом – высокая стоимость оборудования. Наиболее дорогостоящее оборудование: станции управления (СУ) с ПЧ до настоящего времени используется преимущественно на высокодебитных скважинах. Их применение на среднедебитных скважинах (20-80 м3/сут.) в приемлемые сроки, как правило, не окупается.
КЭС не имеет данного недостатка по двум причинам. Во-первых, с уменьшением подачи ЭЦН резко уменьшается напор одной ступени [3]. Уменьшение напорности секций насосов приводит к тому, что габариты,материалоемкость, а, следовательно, и стоимость насосов, используемых на среднедебитных скважинах, остаютсянеизменными при уменьшении подачи.
В качестве примера, в табл. 1 сведены технические характеристики и ценовые параметры ЭЦН среднедебитного диапазона с напором около 1200 м. Из таблицы видно, что габариты и цена ЭЦН для скважин с дебитами от 18 м3/сут. до 125 м3/сут. в 5-й габаритной группе остаются практически неизменными. Неизменной остается и стоимость другого оборудования: гидрозащит, газосепараторов, кабельных линий и т.д. Незначительно изменяются лишь цены ПЭД.
Поэтому, с точки зрения оптимизации затрат на приобретение оборудования, нет практически никакой разницы в эксплуатации скважин с дебитами 20-30 м3/сут. непрерывным способом установками производительностью 26 м3/сут. (УЭЦНА5-18-1350) или кратковременным способом установками производительностью 130 м3/сут. (УЭЦНА5-125-1300), т.к. цены этих комплектов погружного оборудования отличаются менее чем на 10 %, хотя их производительность отличается в 5 раз.
Таблица 1.
№ п/п | Тип ЭЦН | Ценабез НДС (руб.) | Длина (м) | Qопт (м3/сут.) | Нопт (м) | ηопт (%) | Nопт (кВт) |
1 | ЭЦНА5-18-1350 | 127500 | 4+4 | 26 | 1160 | 28,5 | 12,0 |
2 | ЭЦНА5-30-1250 | 136200 | 4+4 | 37 | 1060 | 36,5 | 12,2 |
3 | ЭЦНА5-30-1400 | 149500 | 4+5 | 37 | 1200 | 36,5 | 13,8 |
4 | ЭЦНА5-45-1300 | 136000 | 4+4 | 57 | 1120 | 40 | 18,1 |
5 | ЭЦНА5-60-1200 | 120900 | 3+4 | 64 | 1170 | 45 | 18,9 |
6 | ЭЦНА5-60-1350 | 131000 | 4+4 | 64 | 1340 | 45 | 21,7 |
7 | ЭЦНА5-80-1200 | 125100 | 3+4 | 94 | 1100 | 55,5 | 21,2 |
8 | ЭЦНА5-80-1350 | 135500 | 4+4 | 94 | 1270 | 55,5 | 24,4 |
9 | ЭЦНА5-125-1300 | 130300 | 4+5 | 130 | 1210 | 59 | 30,4 |
Во-вторых, как ни парадоксально, именно наличие ПЧ в составе оборудования позволяет оптимизировать стоимость оборудования для КЭС.Высокую стоимость СУ с ПЧ при кратковременной эксплуатации скважин можно компенсировать за счет снижения стоимости ПЭД и ЭЦН путем уменьшения их габаритов при увеличении скорости вращения.
Использование указанного приема при непрерывной эксплуатации скважин малоэффективно ввиду проявления еще одного недостатка данного способа: значительного увеличения скорости износа ЭЦН при увеличении скорости вращения.Скорость износа насоса является степенной функцией от скорости его вращения, с показателем степени от 2,5 до 5 единиц [2]. Например: увеличение скорости вращения насоса на треть: с 3000 об./мин до 4000 об./мин, приведет к ускорению его износа в 2,1-4,2 раза. Двукратное увеличение скорости вращения насоса: до 6000 об./мин, приведет к ускорению его износа в 5,7-32 раза.
Сохранение преимуществ исходных способов.
Сокращение МРП, наблюдаемое при непрерывной эксплуатации скважин за счет ускорения износа насоса, связанного с увеличением скорости вращения, при КЭС можно не только исключить а, наоборот: можно увеличить МРПпо износу ЭЦН за счет малой величины коэффициента загрузки оборудования.
Уменьшение скорости износа ЭЦН объясняется тем, что при КЭС, так же как и при периодической эксплуатации скважин, насос работает только часть календарного времени эксплуатации, а в остальное время бездействует и, следовательно, не изнашивается. Кратность увеличения МРП по износу насоса при КЭС по сравнению с непрерывной эксплуатацией равна кратности превышения производительности установки над дебитом скважины или отношению периода эксплуатации ко времени работы УЭЦН [4], т.е. равна величине, обратной коэффициенту загрузки оборудования.Например: эксплуатация скважины дебитом 20 м3/сут. в кратковременном режиме установкой производительностью 130 м3/сут. (увеличение МРП в 6,5 раз), насос которой вращается со скоростью 4200 об./мин (уменьшение МРПв 2,3-5,4 раза) позволит увеличить МРП по износу насоса в 1,2-2,8 раза.
Добиться подобного увеличения МРП в нормальных условиях эксплуатации скважин проблематично. Но в условиях эксплуатации скважин, осложненных повышенным выносом механических примесей, когда решающее влияние на длительность наработки насоса оказывает именно скорость его износа, повышение МРП при КЭС в 1,5-2 раза вполне реально. Причем подобный результат предполагает использование недорогого ЭЦН обычного (неизносостойкого) исполнения, что при других способах эксплуатации скважин невозможно.
Сохраняется при КЭС и другое достоинство периодической эксплуатации: сокращение расхода электроэнергии.Экономия электроэнергии достигается за счет того, что ЭЦН производительностью более 100 м3/сут., используемые для КЭС, имеют более высокий КПД, чем ЭЦН для среднедебитных скважин. Например: ЭЦНА5-18 имеет максимальный КПД 28,5 %, а ЭЦНА5-125 – 59 %, т.е. в 2 раза больший (Табл. 1). Кроме того, наличие возможности регулирования ЭЦН при помощи ПЧ позволяет избежать потерь электроэнергии, неизбежных при регулированииподачи погружных центробежных насосов дросселированием [4].
Расчет по общепринятым методикам [5] показал, что КПД установок дляКЭС с учетом всех видов потерь равен 45-50 %, а удельный расход электроэнергии составляет 5,5-6 кВт·ч/м3·км, что в 2-3 раза меньше удельного расхода электроэнергии при непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН в диапазоне дебитов 20-50 м3/сут.
Сокращение потребления электроэнергии при переходе с непрерывной эксплуатации среднедебитных скважин УЭЦН на кратковременную эксплуатацию позволяет ежегодно экономить по 100-150 тыс. рублей на каждой скважине. Широкомасштабное внедрение КЭС в крупных нефтяных компаниях позволит получить экономию от сокращения потребления электроэнергии вмиллионы, и даже десятки миллионов долларов в год.
Гораздо больший экономический эффект можно получить за счет увеличения объемов добычи нефти.Добиться увеличения объемов добычи в среднем на 10-15 % путем согласования параметров системы «нефтяной пласт - скважина - насосная установка» позволяетприменение при КЭС, так же как и при непрерывной эксплуатации скважин, регулируемого привода на основе ПЧ [6]. Но в отличие от непрерывной эксплуатации [2] при КЭС удается оптимизировать всю систему и работу ее отдельных элементов полностью в широком диапазоне изменения условий эксплуатации скважин.
Уникальные возможности КЭС.
Оптимизировать при КЭС удается не только энергетические параметры всех видов оборудования, но и режимы работы [7]. Причем, не только непосредственно при эксплуатации, но и при освоении скважин. В результате этого при КЭС достигаются лучшие для всех способов механизированной добычи нефти энергетические параметры и показатели надежности.
КЭС является мощным инструментом в борьбе практически со всеми основными осложнениями эксплуатации скважин: повышенным выносом мехпримесей, высокой обводненностью продукции, асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями (АСПО) и солеотложениями, высоким газовым фактором, интенсивной коррозией, высокой температурой [8]. Некоторые из возможностей, которыми обладает КЭС, уникальны. Например: при КЭС возможно использование ПЭД обычного (нетермостойкого) исполнения, рассчитанных на эксплуатацию при температуре окружающей среды до 90°С, в скважинах с температурой в зоне подвески погружного оборудования 100°С и более без снижения МРП.
Перспективы КЭС.
Для широкомасштабного внедрения КЭСможно использовать надежное и недорогое серийное оборудование отечественного производства.Производство УЭЦН в России, как и во все мире, имеет давнюю историю и хорошо отлажено. «Детских болезней» при внедрении КЭС не будет.
Российские нефтяные компании имеют большой опыт эксплуатации УЭЦН. Практически все они располагают собственными ремонтными базами с необходимым технологическим, испытательным и монтажным оборудованием, имеют квалифицированный персонал. На складах имеются значительные запасы УЭЦН и запасных частей к ним.
Внедрение новой техники и технологий обычно сдерживается необходимостью больших капитальных затрат на закупку нового оборудования и запасных частей к нему, нового ремонтного, испытательного и монтажного оборудования, затрат на обучение персонала и т.д. При внедрении КЭСподобного наблюдаться не будет. Все необходимое у нефтяных компаний есть.
Кратковременным способом можно эффективно эксплуатировать УЭЦН не только среднедебитные (20-80 м3/сут.), но и малодебитные скважины (5-20 м3/сут.). Причем на скважинахв диапазоне дебитов20-50 м3/сут., где УСШН работают уже достаточно плохо, а УЭЦН работают еще не достаточно хорошо, преимущества КЭС не подлежат сомнению. Если за пределами данного диапазона принятию решения о внедрении КЭС должен предшествовать тщательный технико-экономический анализ, то на скважинах с дебитами 20-50 м3/сут. он нужен лишь для того, чтобы ответить на вопросы: как быстро окупится внедрение кратковременной эксплуатации скважин, и какую она в дальнейшем будет приносить прибыль.
Выводы.
Подводя итог, можно констатировать, что широкомасштабное внедрение в промысловую практику кратковременной эксплуатации скважин позволит нефтяным компаниямувеличить объемы добычи нефти на 10-15 %, увеличить МРП в 1,5-2 раза, сократить затраты электроэнергии в 2-3 раза, при незначительном увеличении стоимости нефтедобывающего оборудования.
По предварительным оценкам в России в настоящее время предлагаемым способом можно эксплуатировать до трети всех скважин, т.е. более 50 тыс. скважин. Через несколько лет, с учетом существующих тенденций ухудшения структуры запасов нефти, можно ожидать, что количество скважин, эксплуатируемых кратковременным способом, вырастет до половины, от общего числа российских скважин, и из них будет добываться более половины всей нефти России.
Литература:
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983, стр. 412-417.
2. Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 2004.
Вам также может быть полезна лекция "Творчество Александра Сергеевича Грибоедова".
3. Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю. Направления повышения технического уровня ступеней ОАО «АЛНАС». Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск,2004.
4. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. Москва, Гостоптехиздат, 1957, стр. 129, 77-79.
5. РД 153.39.1-241-02. Руководство по эксплуатации скважин установками электропогружных центробежных насосов в ОАО «Татнефть». Альметьевск, ОАО «Татнефть», 2001, стр. 65-69.
6. Бондаренко М.М., Мартынов В.П., Шершень А.Н., Старинов А.Г. Прирост добычи обеспечен только за счет ее интенсификации. Индустрия Казахстана, 2004, № 3.
7. Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования.Территория Нефтегаз. № 6, 2005.
8. Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях.Технологии ТЭК. № 4, 2005.