Способ регулирования энергопотребления нефтедобывающего скважинного оборудования
METHOD FOR REGULATING THE ENERGY CONSUMPTION OF OIL-PRODUCING DOWNHOLE EQUIPMENT

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при механизированной добыче углеводородов на скважинах.
В настоящий момент одной из наиболее актуальных проблем является снижение энергопотребления оборудованием, используемым при эксплуатации нефтяных скважин. Уровень техники
Так, например, из уровня техники известен способ снижения энергопотребления добычного скважинного оборудования, заключающийся в том, что используют погружной насос с оптимизированной конструкцией погружного электродвигателя (ПЭД) в виде погружного вентильного электродвигателя, у которого реактивные потери в двигателе и кабеле ниже, чем у асинхронного двигателя (см. Ивановский В.Н. и др. Нефтегазопромысловое оборудование: учеб. для ВУЗов, М., «ЦентрЛитНефтегаз», 2006, всего 720 с., с. 250). То есть в ряде случаев могут быть выбраны более современные погружные электронасосы, в которых за счет их более оптимальной конструкции и технологии изготовления могут быть уменьшены негативные факторы, например, потери на трение, может быть создан более высокий напор скважинной жидкости при меньших значениях потребляемой мощности.
В ряде случаев снижение потребления энергии может быть достигнуто за счет более оптимальной компоновки добывающего оборудования.
Например, в нефтяных скважинах, в которых содержание скважинной жидкости растворенного газа сравнительно невелико (<10%), можно отказаться от использования газосепаратора и исключить тем самым один из потребителей электрической нагрузки. Если же использование газосепаратора все-таки необходимо, можно использовать более энергоэффективный тип газосепаратора: шнековый или вихревой с учетом дизайна, изготовленного газосеаратора и его энергопотребления. Так же для использования энергии расширения газа в процессе разгазирования в колоне НКТ и сокращения тем самым потерь напора используют диспергаторы и мультифазные секции насосов.
Еще один путь снижения потерь электроэнергии - это использование оптимального сечения кабеля, подводящего электропитание к погружному насосу. В правильно выбранном по диаметру токопроводящих жил кабеле уменьшатся реактивные потери энергии, в частности потери на нагрев кабеля.
Однако все вышеперечисленные способы снижения потребления электроэнергии подразумевают внесения изменений в конструкцию и компоновку используемого нефтедобывающего оборудования и соответственно остановку эксплуатации данного оборудования. Это занимает достаточно много времени на подготовку и замену отдельных компонентов оборудования.
При этом существуют способы снижения потребления электроэнергии, которые осуществляют без внесения изменений в конфигурацию скважинного оборудования и без необходимости остановки скважины.
Например, известен способ регулирования режима работы скважины, в котором определяют давление на устье скважины и изменяют режим работы насоса по величине измеренного давления. В частности, проводят сравнение рабочего давления на устье скважины с его заранее заданным значением и при отклонении давления от рабочего давления в большую сторону увеличивают частоту питающего напряжения на величину, до 5 Гц, а при отклонении в меньшую сторону уменьшают частоту питающего напряжения на величину до 5 Гц (см. RU 2758326 С1, МПК Е21В 43/12, опубл. 28.10.2021).
Известное решение позволяет в определенной степени снизить потребление электроэнергии, однако при регулировании не учитывается изменение величины энергопотребления скважинного оборудования, которая в том числе связана и с состоянием скважинного оборудования, например, насоса или его электродвигателя, которые изнашиваются в процессе эксплуатации. При этом определение величины такого износа без проведения ремонтных работ на скважине в большинстве случаев затруднительно или невозможно.
В связи с этим, решаемой в настоящем изобретении технической проблемой, является снижение потребления электроэнергии скважинным оборудованием с учетом характеристик последнего.
Раскрытие сущности изобретения
Достигаемым техническим результатом, является снижение энергопотребления нефтедобывающего скважинного оборудования без существенного снижения его надежности, за счет учета при регулировании как износа оборудования в скважине в процессе добычи скважинной жидкости и изменений параметров самой скважины, так и возможного несоответствия оборудования исходным параметрам скважины.
Для достижения указанного технического результата разработан способ регулирования потребления электрической энергии нефтедобывающего скважинного оборудования учитывающий изменяющийся режиме работы самой скважины (например, таким изменением может стать снижение пластового давления, снижение коэффициента продуктивности, изменение обводненности, прорыв газа и т.п.), все компоненты которого установлены и скомпонованы, и в процессе эксплуатации которого никакие изменения в его конструкцию не вносятся. При этом регулирование энергопотребления осуществляется с учетом, как текущего состояния скважинного оборудования, так и возможного его несоответствие изначальным параметрам скважины, что может наблюдаться ввиду отсутствия необходимого по технологическим параметрам оборудования на момент его установки в скважину.
Совокупностью существенных признаков, необходимых для достижения заявляемого технического результата является:
погружной насос с погружным электродвигателем, выбранный на основе исходных параметров скважины, спускают в скважину до заданной глубины, которую определяют по рассчитанному значению содержания свободного газа, поступающего в данный насос, с обеспечением заданного режима работы и технологической нормы добычи жидкости,
подают питание на погружной электродвигатель насоса с заданными значениями напряжения и силы тока,
после выхода скважины на установившийся режим работы измеряют параметры работы скважинного оборудования, включая потребление электроэнергии скважинным оборудованием и текущую величину подачи скважинной жидкости на устье скважины,
и определяют оптимальное пороговое значение удельного потребления электроэнергии как отношение потребления электроэнергии скважинным оборудованием за период времени к величине подачи скважинной жидкости на устье скважины за тот же период времени,
при последующей работе скважины определяют текущее значение удельного энергопотребления как отношение текущего потребления электроэнергии скважинным оборудованием за период времени к величине текущей подачи скважинной жидкости на устье скважины за тот же период времени,
если величина текущего значения удельного энергопотребления меньше или равна величине оптимального порогового значения, а также если величина текущего значения удельного энергопотребления больше величины оптимального порогового удельного значения потребления электроэнергии с отклонением не более 5%, то продолжают работу погружного электродвигателя насоса с установленными значениями напряжения и силы тока электрического питания,
если величина текущего удельного энергопотребления больше величины оптимального порогового значения с отклонением от 5 до 10% и величина силы тока соответствует номинальному значению, то производят оптимизацию работы скважинного оборудования, заключающуюся в увеличении напряжения и соответственном снижении силы тока электрического питания погружного электродвигателя насоса,
если отклонение величины текущего удельного энергопотребления от величины оптимального порогового значения от 10% и более, или если отклонение величины текущего удельного энергопотребления от величины оптимального порогового значения более 5% и величина силы тока не соответствует номинальному значению, в случае снижения притока из скважины, характеризующегося текущей подачей скважинной жидкости на устье скважины, то производят дополнительную оптимизацию работы скважинного оборудования, заключающуюся в изменении режима функционирования погружного насоса с погружным электродвигателем на циклический кратковременный режим работы, обеспечивающий технологическую норму добычи жидкости, при этом время пауз циклического кратковременного режима работы насоса выбирают на основании измеренного значения текущей величины подачи скважинной жидкости на устье скважины.
Разработанный способ регулирования основан на контроле параметра, характеризующего удельное потребление электроэнергии. При этом определение оптимального порогового значения удельного потребления электроэнергии осуществляют после вывода скважины на установившийся режим работы на основе измеренных параметров работы оборудования, тем самым пороговое значение учитывает возможное отклонение параметров используемого скважинного оборудования от параметров оборудования, которое было получено расчетным путем на основе исходных данных о скважине.
При дальнейшей эксплуатации скважинного оборудования определяют текущее значение удельного энергопотребления и сравнивают его с полученным оптимальным пороговым значением. Как правило, определяют суточное значение удельного энергопотребления, которое в автоматическом режиме поступает со скважины на пульт оператора, однако может быть использован и иной период времени.
В процессе добычи скважинной жидкости происходит изменение параметров скважины и износ используемого оборудования. В связи с этим предлагаемый способ включает несколько условий и определенный порядок действий в случае отклонения удельного энергопотребления от оптимального порогового значения. Так при отклонении удельного энергопотребления от оптимального на величину от 5 до 10% предлагается произвести оптимизацию работы оборудования путем изменения напряжения питания погружного электродвигателя насоса. Однако изменение напряжения без учета текущих параметров оборудования, в частности, износа подшипников насоса, может привести к непредвиденным последствиям вплоть до выхода оборудования из строя. В связи с этим учитывают величину силы тока, по которой можно косвенно судить о состоянии находящегося в работе оборудования без его извлечения из скважины и сравнивают ее текущее значение с номинальным. В случае если значение силы тока соответствует номинальному, то производят увеличение напряжения и соответственное снижение силы тока электрического питания погружного электродвигателя насоса. Снижение энергопотребления в данном случае происходит за счет снижения тепловых потерь как в кабеле, подводящем питание к погружному электродвигателю насоса, так и в некоторых случаях в самом электродвигателе, за счет снижения силы рабочего тока, для чего и повышается напряжение питания двигателя.
При этом в случае, если величина силы тока не соответствует номинальному значению или если отклонение величины текущего удельного энергопотребления от величины оптимального порогового значения от 10% и более, то производят изменение режима функционирования погружного насоса с погружным электродвигателем на циклический кратковременный режим работы, обеспечивающий технологическую норму добычи жидкости. Такой режим работы позволяет повысить КПД насоса и тем самым снизить его энергопотребление, в частности по причине исключения недогрузки электродвигателя насоса, возникающей, в том числе и из-за снижения дебита скважины.
В одном из частных вариантов погружной насос выбирают из погружного центробежного насоса или погружного насоса объемного действия.
В другом частном варианте дальнейшую оптимизацию работы скважинного оборудования осуществляют после его остановки для проведения ремонтных работ. В частности, такая оптимизация может быть осуществлена, если производимый плановый ремонт скважинного оборудования запланирован заранее и попадает на время после осуществления действий по регулированию энергопотребления скважины.
Один из возможных вариантов такой оптимизации заключается в том, что при измерении параметров работы скважинного оборудования рассчитывают содержание свободного газа на приеме погружного насоса в добываемой скважинной жидкости, и если количество свободного газа превышает заданное пороговое значение, то либо увеличивают глубину подвески погружного насоса в скважине до уровня, при котором содержание свободного газа станет ниже указанного порогового значения или равно ему, либо устанавливают на входе в погружной насос защитные устройства, снижающие содержание свободного газа на приеме погружного насоса, или обеспечивают эффективную работу насоса за счет диспергации или сжатия дополнительного объема газа, поступающего в насос в составе смеси, с целью сокращения энергии на подъем жидкости в результате разгазирования дополнительного объема газа в колонне НКТ.
В качестве защитного устройства используют устройство, включая газосепаратор, диспергатор, мультифазный насосный модуль.
Следует также отметить, что диаметр используемых в скважинном оборудовании насосно-компрессорных труб выбирают исходя из потерь напора на гидравлическое трение при движении скважинной жидкости, а также газлифтного эффекта в результате разгазирования потока жидкости внутри насосно-компрессорных труб. При этом изменение диаметра насосно-компрессорных труб может осуществляться при проведении ремонта скважинного оборудования. Краткое описание чертежей
Предложенный способ проиллюстрирован следующими графическими материалами:
на фиг. 1 показана рабочая расходно-напорная характеристика электроцентробежного насоса ЭЦН-320, который работает в «оптимальной зоне» (соответствует высокому значению его КПД).
на фиг. 2 показана рабочая расходно-напорная характеристика электроцентробежного насоса ЭЦН-250, который работает в «неоптимальной зоне» (которая соответствует низкому значению его КПД).
3
на фиг. 3 показаны характеристики ступени насоса ВНН5-79 на воде плотностью 1000 кг/м при 2910 об/мин.
на фиг. 4 показан график зависимости давления от времени при циклическом кратковременном (т.е. периодическом) режиме функционирования погружного насоса с погружным электродвигателем, основанный на чередовании периодов извлечения и накопления жидкости на забое.
на фиг. 5 показана расчетная зависимость тепловых потерь в кабеле для погружного электродвигателя (ПЭД) мощностью 32 кВт с напряжением питания 1000 В и ПЭД такой же мощности с напряжением питания 2000 В. Осуществление изобретения
Предложенный способ регулирования энергопотребления нефтедобывающего скважинного оборудования реализуется следующим образом.
Вначале выбирают на основе исходных параметров скважины погружной насос с погружным электродвигателем, размещают погружной насос с погружным электродвигателем в скважине на заданной глубине.
Исходными данными параметров скважины могут являться, например, не ограничиваясь ими: плотности воды, сепарированной нефти, газа; вязкости воды, нефти; планируемый дебит скважины; обводненность продукции пласта; газовый фактор; объемный коэффициент нефти; глубина расположения пласта; текущее пластовое давление и давление насыщения; пластовая температура и температурный градиент; геометрические размеры обсадной колонны, колонны НКТ.
Погружной насос выбирают из погружного центробежного насоса или погружного насоса объемного действия (диафрагменные, винтовые), с геометрическими размерами (наружным диаметром, длиной), позволяющими установить насос в конкретной рассматриваемой скважине. Наиболее распространенным видом погружного электродвигателя служит асинхронный маслозаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.
Вместе с тем, предлагаемый способ может применяться с любым известным типом двигателей, например, асинхронными, синхронными (в т.ч. вентильными), параметрическими, постоянного тока и т.п.обеспечивая при этом достижение вышеуказанного технического результата при регулировании энергопотребления скважинного оборудования.
Заданную исходную глубину, на которую будет помещен погружной насос с погружным электродвигателем, определяют по рассчитанному значению содержания свободного газа, поступающего в данный насос, с обеспечением заданного режима работы и технологической нормы жидкости.
Под технологической нормой добычи жидкости понимается выбор таких параметров эксплуатационного оборудования, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении. С позиций притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Однако по мере дальнейшего изучения залежи и изменения условий разработки возникает необходимость их уточнения. Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), газа (газовый фактор), механических примесей в зависимости от депрессии (или забойного давления), и регулировочных кривых, которые представляют собой зависимость дебита и других показателей от параметров эксплуатационного оборудования.
С одной стороны, указанный насос целесообразно установить как можно выше, поскольку в этом случае можно создавать в нем меньший напор, а кроме того будут уменьшены потери на нагрев кабеля, по которому подается электропитание насоса. Однако, с другой стороны, в приповерхностном уровне жидкости может содержаться большое количество растворенного газа. Поэтому при выборе величины минимально возможного погружения насоса под уровень критической величиной является возможное содержание свободного газа, при котором оборудование работает без потери производительности. Содержание свободного газа в насосе рассчитывали по методике, изложенной в работе (см. Ивановский В.Н. и др. Оборудование для добычи нефти и газа: в 2 ч., 4.1, М., Изд-во «Нефть и газ», 2002, всего 768 с., с. 660-663).
Определяли дебит жидкости на входе в насос:
где Q - дебит жидкости на поверхности (заданный дебит скважины),
В - объемный коэффициент жидкости.
Определяли объемное количество свободного газа на входе в насос:
где G - газовый фактор,
Рпр - давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое,
Рнас - давление насыщения.
Определяли газосодержание на входе в насос:
Вычисляли расход газа на входе в насос:
Вычисляли приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
где fскв - площадь сечения скважины на приеме насоса (площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса). Определяли истинное газосодержание на входе в насос:
где Сп - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп=0,02 см/с при b<0,5 или Сп=0,16 см/с при b>0,5, где b - объемная обводненность продукции).
Газо содержание на приеме насоса с учетом газосепарации:
где коэффициент естественной сепарации газа на входе в насос:
Применение данной методики позволяет рассчитать минимальное погружение насоса под динамический уровень по заданному содержанию свободного газа в насосе с учетом как естественной сепарации, так и примененного газосепаратора (по умолчанию максимально возможным считается содержание свободного газа на входе в насос, равное 25%).
По каждой скважине вычисляли критическую глубину спуска, при которой доля газа на входе в насос составляет 25%. Из данного рассчитанного предельного динамического уровня отнимали 500 метров.
После того, как погружной насос с погружным электродвигателем подвешен на заданной глубине в скважину, на погружной электродвигатель данного насоса подают электрическое питание с заданными значениями напряжения, силы тока, частоты (при использовании двигателя переменного тока). Выбор исходного напряжения обусловлен маркой используемого электроцентробежного насоса (ЭЦН) и используемого в нем электродвигателя. Так например, для насоса ЭЦН5-30 с погружным электродвигателем ПЭД-32 исходное напряжение питания может быть выбрано 1000 В, сила тока 27,5 А, а частота 50 Гц; для насоса ЭЦН5А-80 с погружным электродвигателем ЭД28-117М может быть выбрано напряжение питания 900 В, частота 50 Гц, сила тока 26 А; для насоса ЭЦНКИ5А-50 с погружным электродвигателем ЭД(К)(Т)(Т1)28-103М1 может быть выбрано напряжение питания 900 В, сила тока 27 А, частота 50 Гц.
В процессе добычи скважинной жидкости, в том числе после выхода скважины на установившийся режим работы, из скважины непрерывно измеряют параметры работы скважинного оборудования, включая потребление электроэнергии скважинным оборудованием и текущую величину подачи скважинной жидкости на устье скважины.
Показания потребления электроэнергии оборудованием каждой скважины (скважинным оборудованием) поступают напрямую с показаний поскважинных счетчиков (при их наличии). Если таковых нет, то осуществляется расчет потребления электроэнергии по показаниям напряжения U, силы тока I, cos ϕ для каждой скважины. Cos ϕ - так называемый «коэффициент мощности», косинус угла между фазой напряжения и фазой тока.
По показаниям U, I, cos ϕ производится расчет фактически потребленного количества киловатт в ежедневном режиме, информация копится в виде базы данных.
Уровень потребления электроэнергии по скважине за период времени определяют, например, в кВт*ч.
Текущую величину подачи (расхода) скважинной жидкости на устье скважины (дебит) измеряют расходомерами.
Подача (расход) жидкости может быть определена при помощи любого используемого расходомера для контроля расхода нефтепродуктов, например расходомера механического марки IOG 1/4'' LF A-R-ILR750-1-V.
В процессе добычи скважинной жидкости, в том числе после выхода скважины на установившийся режим работы, из скважины могут непрерывно измерять также дополнительные параметры, такие как динамический уровень жидкости в установившемся режиме, давление скважинной жидкости на приеме и выходе насоса, давление жидкости на устье скважины, температуру погружного электродвигателя, температуру жил кабеля. Некоторые параметры работы скважинного оборудования (такие как давление на приеме и выходе насоса, забойное давление, температура погружного электродвигателя) измеряют с помощью телеметрической системы (ТМС), с возможностью дальнейшего мониторинга, контроля изменения забойного давления, проведения гидродинамических исследований.
Давление скважинной жидкости на выходе электроцентробежного насоса может быть определено при помощи датчика давления, установленного в насосно-компрессорной трубе, подсоединенной непосредственно к выходу данного насоса, например общепромышленный датчик давления ΑΡΖ-3420. Измеренное значение давления легко может быть пересчитано в значение напора. Так 1 атмосфера (1 бар) примерно соответствует 10 метрам жидкостного столба. Соответственно, если давление на выходе электроцентробежного насоса равно 200 барам - это означает, что напор данного насоса составит 2000 метров.
Как было показано выше, давление скважинной жидкости на выходе насоса может быть пересчитано в величину напора. Любая установка центробежного насоса имеет свою собственную уникальную расходно-напорную характеристику. На ней отражаются зависимость изменений напора от подачи (расхода) скважинной жидкости, характеризующей производительность насоса, а также обозначается рабочая зона, в пределах которой эксплуатация ЭЦН считается наиболее эффективной. На фиг. 1 показан режим работы насоса в вышеупомянутой рабочей зоне.
При подборе насоса к скважине предполагается, что его работа будет происходить в диапазоне подач, соответствующих наибольшим значениям КПД. Очевидно, что ограничение рабочей зоны по уровню КПД достаточно условно и работа насоса за пределами этой зоны возможна. Соответствующий пример приведен на фиг. 2.
Критерием, по которому необходимо регулировать энергопотребление нефтедобывающего скважинного оборудования, согласно заявленному способу является оптимальное пороговое значение удельного потребления электроэнергии.
Выбор указанного критерия обусловлен, в том числе тем, что в процессе работы скважины имеют место изменения как в параметрах самой скважины ввиду постоянного извлечения скважинного продукта, так и износа используемого оборудования. При этом такой параметр позволяет с определенной долей допуска учитывать состояние оборудования, поскольку возможные механические перегрузки, возникающие, например, в насосе и его электродвигателе, во многих случаях приводят к увеличению потребления электроэнергии.
Оптимальное пороговое значение удельного потребления электроэнергии определяют как отношение потребления электроэнергии скважинным оборудованием за период времени к величине подачи скважинной жидкости на устье скважины за тот же период времени.
3
3
3
Оптимальное пороговое значение удельного потребления электроэнергии определяется от крайней левой точки рабочей зоны насоса при котором исходя из напорно-расходной характеристики насоса обеспечивается оптимальное значение КПД. Например, для насоса ВНН5-79 (см. фиг. 3) на воде плотностью 1000 кг/м при 2910 об/мин рабочая зона насоса при оптимальном КПД находится в диапазоне от 60 до 105 м/сут. При этом КПД в этом же диапазоне измеряется от 47 до 58%. При этом в случае деградации напорной характеристики в следствии износа или снижения притока к скважине до 50 м/сут, значение КПД данного насоса составит 40% что на 7% ниже значения крайней точки рабочей зоны насоса, по последующие деградации по снижению притока или износу приведут к срыву подачи электроцентробежного насоса.
Учитывая факт того что изначальные испытания проводятся на заводе изготовителе на воде, без учета вязкости смеси, ее плотности и объемного расходного газосодержания на приме в насос оптимальное пороговое значение удельного энергопотребления для каждой скважины определяется индивидуально после запуска скважины и выхода скважины и оборудования на запланированный режим работы.
Определение оптимального порогового значения удельного потребления электроэнергии на основании параметров работы скважинного оборудования после выхода скважины на установившийся режим также позволяет учитывать при регулировании возможное несоответствие используемого оборудования изначальным параметрам скважины. Например, отсутствие при установке в скважину подходящего по технологическим параметрам оборудования, в частности, погружного насоса с электродвигателем может решаться в реальных условиях эксплуатации скважины установкой оборудования, которое не отвечает оптимальным характеристикам по энергопотреблению, но позволяет обеспечить технологическую норму добычи жидкости.
Тем самым используя пороговый параметр, определенный исходя из характеристик используемого оборудования, можно исключить случаи проведения мероприятий по регулированию энергопотребления, где они фактически не дадут должного эффекта, однако приведут к изменению рабочих параметров оборудования, что не может позитивно сказаться на надежности последнего.
При последующей работе скважины для того, чтобы оценить, энергоэффективно ли работает нефтедобывающее скважинное оборудование, определяют текущее значение удельного энергопотребления для возможности его сравнения с оптимальным пороговым значением удельного потребления электроэнергии, для этого ежедневно отслеживается величина его изменения с целью определения характеристик деградации и времени для внесения изменений в режим работы скважины или оборудования.
Текущее значение удельного энергопотребления определяют как отношение текущего потребления электроэнергии скважинным оборудованием за период времени к величине текущей подачи скважинной жидкости на устье скважины за тот же период времени.
Если величина текущего значения удельного энергопотребления меньше или равна величине оптимального порогового значения, а также если величина текущего значения удельного энергопотребления больше величины оптимального порогового удельного значения потребления электроэнергии с отклонением не более 5%, то продолжают работу погружного электродвигателя насоса с установленными значениями напряжения и силы тока электрического питания.
В этом случае как техническое состояние оборудования, так и параметры скважины, с определенной долей допуска можно считать оптимальными, работа погружного электродвигателя насоса с установленными значениями напряжения и силы тока электрического питания может быть продолжена, и проведение работ по регулированию энергопотребления оборудования нецелесообразно, в том числе и с экономической точки зрения.
Если величина текущего удельного энергопотребления больше величины оптимального порогового значения с отклонением от 5 до 10% и величина силы тока соответствует номинальному значению, то производят оптимизацию работы скважинного оборудования, заключающуюся в увеличении напряжения и соответственном снижении силы тока электрического питания погружного электродвигателя насоса.
Для этого изменяют напряжение электрического питания погружного электродвигателя насоса, например повысив его с 1000 В до 1200 В. Как следствие, изменится крутящий момент рабочих колес погружного электроцентробежного насоса. В свою очередь, это приведет к изменению давления и напора скважинной жидкости на выходе насоса. Такая трансформация питания погружного электродвигателя может быть реализована при помощи повышающего трансформатора, например известный силовой повышающий трансформатор типа ТМТПН мощностью до 400 кВА.
Увеличив напряжение и соответственно снизив силу тока электрического питания погружного электродвигателя насоса, при неизменной мощности, удастся также снизить потери на нагрев в электрических жилах кабеля, по которому подается питающее напряжение. Как следствие, снизится потребление электроэнергии добывающим оборудованием. Чтобы погружной электроцентробежный насос работал в заданном режиме и обеспечивал тот же напор скважинной жидкости, он должен потреблять ту же мощность. Поэтому уменьшая силу тока в кабеле, необходимо на ту же величину увеличить напряжение питания.
Потери активной мощности в кабеле можно рассчитать по следующим формулам:
ΔWкаб = 3 * Iраб 2 * R1/1000,
R1 = Ro* (1 + K1* (Тр - 20)),
Тр = Iн * k2 + Тпл,
Ro = ρCu*L/S,
где ΔWкаб - потери активной мощности в кабеле, кВт;
Iраб - рабочий ток при эксплуатации УЭЦН, А;
R1 - сопротивление жилы кабеля при температуре окружающей среды в скважине, Ом;
Ro - сопротивление жилы кабеля при температуре 20°С, Ом;
K1 - температурный коэффициент сопротивления для меди = 0,0043, 1/°С;
Тр - рабочая температура жилы кабеля, зависит от температуры окружающей среды и силы тока, °С;
Iн - номинальный (паспортный) ток ПЭД, А;
k2 - коэффициент нагрева проводника от тока = 0,79, °С/А;
Тпл - пластовая температура, °С
2
ρCu - удельное сопротивление меди = 0,01875 при 20°С, Ом*мм/м;
L - длина кабельной линии, м;
2
S - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм.
Как видно из указанных формул, величина силы тока прямо пропорциональна потерям мощности в кабеле. Поэтому при снижении силы тока, проходящего по кабелю, будут пропорционально снижаться потери мощности в кабеле.
Номинальное значение силы тока соответствует паспортному значению электродвигателя, определенному заводом изготовителем для каждого типоразмера и соответствует номинальному напряжению и номинальной мощности при паспортной частоте вращения.
Следует также отметить, что использование величины силы тока и ее сравнение с номинальным значением позволяет учитывать состояние находящегося в работе оборудования без его извлечения из скважины. В частности, износ рабочих органов погружного насоса может привести к повышению нагрузки на погружной электродвигатель, что в ряде случаев приводит к несоответствию силы тока его номинальному значению. Тем самым учитывая состояние оборудования можно использовать вышеуказанный прием, заключающийся в повышении напряжении электрического питания погружного электродвигателя насоса, сохраняя при этом работоспособность скважинного оборудования.
Если отклонение величины текущего удельного энергопотребления от величины оптимального порогового значения от 10% и более, или если отклонение величины текущего удельного энергопотребления от величины оптимального порогового значения более 5% и величина силы тока не соответствует номинальному значению в случае снижения притока из скважины, характеризующегося текущей подачей скважинной жидкости на устье скважины, то производят дополнительную оптимизацию работы скважинного оборудования, заключающуюся в изменении режима функционирования погружного насоса с погружным электродвигателем на циклический кратковременный режим работы, обеспечивающий технологическую норму добычи жидкости, при этом время пауз циклического кратковременного режима работы насоса выбирают на основании измеренного значения текущей величины подачи скважинной жидкости на устье скважины.
Под циклическим кратковременным режимом (т.е. периодической эксплуатацией скважины) работы (функционирования) погружного насоса с погружным электродвигателем понимается способ эксплуатации малодебитных скважин, основанный на чередовании периодов извлечения и накопления жидкости на забое (см. фиг.4).
Период накопления 1 (t1, фиг. 4) - период, при котором установка отключена и в межтрубном пространстве происходит накопление пластовой жидкости. Зависит от заданного диапазона рабочей депрессии (ΔРзаб=Рзаб2 -Рзаб1, фиг. 4).
Период извлечения 2 (t2-t1, фиг. 4) - период, при котором установка механизированной добычи находится в рабочем состоянии и производит подачу пластовой жидкости на устье скважины. Зависит от скорости откачки жидкости из межтрубного пространства, то есть от разницы подачи установки и притока жидкости из скважины для проектного давления на забое.
Периоды накопления 1 и извлечения 2 составляют рабочий цикл (t2, фиг. 4) периодической эксплуатации скважины, а их соотношение в цикле зависит от кратности превышения подачи установки над притоком жидкости из скважины.
Современные средства плавного пуска электропривода позволяют сократить рабочий цикл периодической эксплуатации по времени до такой степени, что рабочий диапазон депрессии составит 1-3 атмосферы. На скважинах с низким коэффициентом продуктивности такое изменение депрессии не влечет за собой заметного снижения дебита. Так же во время работы установки происходит отбор жидкости как поступающей с забоя, так и накопленной в межтрубном пространстве (сепарированной во время накопления). Таким образом, повышается коэффициент естественной сепарации системы, что позволяет снизить допустимое давление на приеме насоса и как следствие не только сохранить, но и (хоть и незначительно) увеличить отбор пластовой жидкости.
Время пауз (время накопления) циклического кратковременного режима работы насоса выбирают на основании измеренного значения текущей величины подачи скважинной жидкости на устье скважины.
Например, задаются временем работы Тр=5 мин, тогда объем откачки жидкости в затрубном пространстве за рабочий цикл определяют, как:
3
V=(Qэцн-Qпр)/1440*Tp=(114-32)/1440*5=0,285 м,
3
3
где Qпр - приток жидкости, то есть текущая величина подачи скважинной жидкости на устье скважины (32 м/сут); Qэцн - расчетная подача спускаемого насоса в рабочий период цикла как был(114 м/сут).
Время пауз (накопления) рассчитывают, как:
H
T=V*1440/Qпр=0,285* 1440/32=12,8 мин (12 мин 48 сек)
Если ограничены временем накопления по метеоусловиям (низкая температура воздуха), то необходимо либо произвести расчет УЭ1ГН меньшей подачи, либо снизить время работы во столько раз, во сколько снизится время накопления. Например, ограничены Тн’<=10 мин, тогда время откачки:
Тр’=Тр*(Тн/Тн’)=5*(12,8/10)=3,9 мин (3 мин 54 сек)
В этом случае необходимо пересчитать объем откачки жидкости в затрубном пространстве для дальнейшего расчета цикла по давлению на приеме насоса. Фактическое время рабочего периода составит рассчитанное время плюс время разгона двигателя. Рекомендуемое время разгона 7-20 секунд.
При расчете цикла периодической эксплуатации скважины рекомендуется придерживаться следующих ограничений:
- рабочий диапазон депрессии (Рпр.откл - Рпр.вкл) не менее 1,0 атм;
- период работы не менее 3 мин.
Период накопления (максимальное время остановки) в зимнее время при температуре окружающей среды -40°С до замерзания не должен превышать следующих значений:
10 мин при обводнении продукции скважины свыше 90%;
20 мин при обводнении продукции скважины 75-90%;
40 мин при обводнении продукции скважины 50-75%;
50 мин при обводнении продукции скважины менее 50%.
При циклическом кратковременном режиме эксплуатации скважин длительность периода эксплуатации скважин исчисляется минутами-десятками минут. При этом динамический уровень жидкости изменяется на десятки метров. Депрессия же на пласт остается практически неизменной. Приток пластовой жидкости в скважину не прекращается, незначительно изменяется лишь его интенсивность.
В отличие от непрерывной эксплуатации при циклической кратковременной эксплуатации удается оптимизировать всю систему и работу ее отдельных элементов полностью в широком диапазоне изменения условий эксплуатации скважин.
3
3
Увеличению расхода электроэнергии при непрерывной эксплуатации скважин способствует тот факт, что в управляемых электроцентробежных насосах для регулирования их производительности, как правило, используют штуцеры. Это приводит к отклонению режимов работы от оптимальных более чем на 10%. В этом случае рабочая точка на напорной характеристике ЭЦН находится, как правило, в левой ее части, т.е. в области меньших подач и больших напоров. Данное обстоятельство снижает КПД насоса и увеличивает потребление электроэнергии. Отсутствие потерь электроэнергии, неизбежных при регулировании подачи ЭЦН штуцированием, позволяет при эксплуатации скважин в циклическом режиме с дебитом 20÷50 м/сут погружными установками производительностью более 80 м/сут, сократить расход электроэнергии в 2÷3 раза по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН производительностью, соответствующей их дебиту.
При непрерывной эксплуатации скважин электродвигатель электроцентробежного насоса всегда работает с 20÷40% недогрузкой. Такой запас по мощности необходим для освоения скважин после ремонтов с глушением, а также для обеспечения возможности пуска скважин после длительных простоев. При недогрузке электродвигателей, например, асинхронных снижаются их КПД и коэффициент мощности (cos ϕ). Циклический режим работы обеспечивает гораздо лучшие условия для запуска насосов при освоении скважин и их запуске после длительных простоев.
Следует также отметить, что в случае вышеуказанного существенного увеличения текущего удельного энергопотребления от величины оптимального порогового значения зачастую наблюдается существенное снижение величины текущей подачи скважинной жидкости, обусловленное снижением притока в скважину, снижением забойного давления. При этом спущенный в скважину насос был подобран, исходя из технологической нормы добычи жидкости, определенной до соответствующего снижения притока в скважину или снижения забойного давления. При последующей же работе такого насоса в постоянном режиме с уменьшенным отбором жидкости из скважины его работа будет происходить в неоптимальной зоне напорно-расходной характеристики. В связи с этим возможно увеличение его механического износа со снижением ресурса работы. Поэтому перевод работы насоса в циклический кратковременный режим приводит к восстановлению его работы в оптимальной зоне и снижению негативного эффекта, проявляющегося при работе в неоптимальной зоне рабоче-напорной характеристики, тем самым повышая надежность оборудования при проведении регулирования энергопотребления.
Таким образом, совокупность всех операций заявленного способа позволяет обеспечить достижение технического результата, заключающегося в снижении энергопотребления нефтедобывающего скважинного оборудования без существенного снижения его надежности, за счет учета при регулировании как износа оборудования скважины в процессе добычи скважинной жидкости и изменений параметров самой скважины, так и возможного несоответствия оборудования исходным параметрам скважины.
В дополнение к заявленному способу регулирования энергопотребления нефтедобывающего оборудования, проводимому с возможностью работы оборудования без ремонта скважины, возможно осуществить и дальнейшую оптимизацию работы скважинного оборудования после его остановки для проведения ремонтных работ, путем его замены (подбирают погружной насос с погружным электродвигателем на основе измеренных параметров работы скважинного оборудования и осуществляют его замену, полностью или частично) или изменения глубины подвески насоса. Такие работы будут проводиться в частности, при проведении планового ремонта скважинного оборудования, который вне зависимости от проводимых работ по регулированию энергопотребления может быть назначен для каждой скважины. При этом такие работы, как правило, по времени осуществляются после проведения регулирования энергопотребления скважины без внесения изменений в само оборудование.
В этом случае возможно выполнить такие ремонтные работы, как например, увеличение глубины подвески погружного насоса в скважине, установка на входе в погружной насос защитных устройств (газосепаратор, диспергатор, предвключенный мультифазный насосный модуль), снижающих содержание свободного газа на приеме погружного насоса.
Для этого при измерении параметров работы скважинного оборудования рассчитывают содержание свободного газа на приеме погружного насоса в добываемой скважинной жидкости, и если количество свободного газа превышает заданное пороговое значение, то либо увеличивают глубину подвески погружного насоса в скважине до уровня, при котором содержание свободного газа станет ниже указанного порогового значения или равно ему, либо устанавливают на входе в погружной насос защитные устройства, снижающие содержание свободного газа на приеме погружного насоса.
Высоту подвески насоса регулируют, постепенно опуская его вниз или поднимая вверх. С одной стороны при подъеме насоса вверх может быть уменьшен напор поднимаемой им скважинной жидкости, а также потери на нагрев кабеля, по которому к насосу подается электропитание. Если насос поднимается вверх, то необходимо постоянно отслеживать глубину установившегося значения динамического уровня скважинной жидкости. Насос не должен быть поднят выше, чем текущая глубина динамического уровня скважинной жидкости. Иначе его КПД будет стремиться к нулю.
В свою очередь при опускании насоса вниз в скважинной жидкости уменьшается количество содержания газа, насос начинает работать в более оптимальном режиме и КПД насоса при его переводе на более низкую глубину может увеличиться. Регулируя высоту подвески управляемого погружного электроцентробежного насоса добиваются такого значения показателей работы, при котором КПД максимален.
Чем меньше свободного газа содержится в добываемой скважинной жидкости, тем эффективнее работает насос.Для этого помимо величины подачи скважинной жидкости на дневную поверхность и давления скважинной жидкости на выходе управляемого погружного электроцентробежного насоса, дополнительно непрерывно измеряют содержание свободного газа в добываемой скважинной жидкости. В данном случае критерием эффективной работы насоса с позиции коэффициента заполнения насоса жидкостью и нефтегазовой смесью обеспечивающим оптимальную работу насоса с учетом разгазирования в колонне НКТ (что также снизит и затраты электрической энергии) является отсутствие превышения количества свободного газа, содержащегося в скважинной жидкости, над заданным пороговым значением. Так пороговое значение содержания свободного газа в добываемой скважиной жидкости может быть выбрано, например, равным 25% от общего объема данной жидкости или имеющим любую другую величину, назначаемую для каждого конкретного случая индивидуально.
Если количество свободного газа не превышает данное пороговое значение, можно считать, что насос работает в оптимальном режиме или близком к оптимальному и менять его параметры работы не следует. Однако если количество свободного газа превышает данное пороговое значение, то надо опустить насос ниже, в ту область скважинной жидкости, в которой свободного газа содержится меньше. Как только будет зарегистрирован тот факт, что количество газа в скважинной жидкости снизилось до порогового значения, насос прекращают опускать ниже и фиксируют его на соответствующей глубине.
Величина свободного газа в скважинной жидкости может быть определена при помощи любого известного датчика содержания газа в потоке жидкости, например TLD-анализаторе GPro 500.
В некоторых случаях, как один из возможных вариантов, возможно измерить непосредственно динамический уровень в скважине. Динамический уровень в нефтедобывающих скважинах можно определить, например, с помощью эхолотирования межтрубного пространства, то есть о глубине уровня судят по времени прохождения звуковой волны (стр. 202 в книге: Васильевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. Учебник для рабочих. - М.: Недра, 1983. - 310 с.).
После установления в процессе работы упомянутого насоса динамического уровня скважинной жидкости, возможно сравнение значения данного динамического уровня с глубиной погружения насоса, и если динамический уровень превышает глубину, на которую опущен упомянутый насос, постепенно опускают насос ниже до того момента, когда глубина его погружения не превысит динамический уровень в скважине.
В качестве одного из путей дальнейшего регулирования энергопотребления следует также указать на возможность замены погружного электродвигателя на другой в процессе ремонта скважины, что в еще большей степени позволяет уменьшить потери на нагрев кабеля, подводящего питание к электродвигателю. Так на фиг.5 показана расчетная зависимость тепловых потерь в кабеле длиной 2500 м различного сечения для случаев применения стандартного ПЭД мощностью 32 кВт с напряжением питания 1000 В и ПЭД такой же мощности с напряжением питания 2000 В.
Приведенные данные на фиг. 5 наглядно иллюстрируют возможности снижения потерь в кабеле при повышении напряжения питания ПЭД. В период подконтрольной эксплуатации был получен следующий результат применения погружных электродвигателей с повышенным напряжением (НПЭД): снижение рабочего тока на 40%, снижение потребления электроэнергии в среднем 2,5 кВт*ч на скважину, снижение удельного энергопотребления на 6,2%.
Диаметр используемых в скважинном оборудовании насосно-компрессорных труб (НКТ) предпочтительно может быть выбран исходя из потерь напора на гидравлическое трение при движении скважинной жидкости, а также газлифтного эффекта в результате разгазирования потока жидкости внутри насосно-компрессорных труб.
Расчет потерь напора на гидравлическое трение в НКТ может быть произведен как для однородной ньютоновской жидкости по формуле Дарси-Вейсбаха:
где:
Δh - потери напора на гидравлическом сопротивлении, м;
λ - коэффициент гидравлического трения;
V - средняя скорость течения жидкости, м/сек;
2
g - ускорение свободного падения, м/сек;
L - длина трубы, м;
d - диаметр трубы, м;
В свою очередь коэффициент гидравлического трения λ зависит от режима движения жидкости, относительной шероховатости стенки трубы и числа Рейнольдса. Для его расчета можно воспользоваться формулой Альтшуля:
где:
ε - коэффициент шероховатости труб, м;
Re - число Рейнольдса,
Оптимальный диаметр НКТ выбирается также исходя из планируемого дебита установки с учетом внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и габарита погружного оборудования.
Рассчитанные потери напора по каждой скважине-кандидату под перевод на НКТ повышенного диаметра могут быть преобразованы в потребляемую мощность, затрачиваемую насосом на компенсацию этих потерь, по следующей формуле:
W=Qж*Δh *р*g/КПД уэцн, кВт,
где:
W - разница в затратах активной мощности при использовании НКТ различного диаметра, кВт;
3
Qж - дебит жидкости, м/сут;
V - средняя скорость течения жидкости, м/сек;
3
ρ - плотность жидкости в НКТ, м/кг;
КПД уэцн - это произведение КПД всех узлов УЭЦН (насос, ПЭД, кабель, газосепаратор, СУ, ТМПН).
Диаметр НКТ подбирают исходя из объема добываемой жидкости и объема выделившегося газа в НКТ в процессе разгазирования. Для этого по кривой разгазирования определяют скорость подъема жидкости и объем выделившегося газа, также объем газа, оставшегося в растворенном состоянии. В процессе движения жидкости в случае дифференциального разгазирования происходит равномерное выделение газа. Величина газлифтного эффекта определяется с учетом диаметра НКТ таким образом, чтобы не привести к образованию снарядной структуры потока нефтегазовой смеси, что вызовет пульсации в НКТ и окажет влияние на изменение давления на выходе насоса, тем самым окажет влияние на величину потребления электроэнергии, а также может привести к срыву подачи насоса. Для регулирования потребления электроэнергии на устье скважины может быть установлен штуцер, диаметр которого определяется исходя из обеспечения технологической нормы отбора жидкости, и минимального потребления электроэнергии с учетом стабильности работы погружного оборудования.
Для снижения затрат на подъем жидкости в НКТ отмечены два основных направления: подбор оптимального диаметра к дебиту жидкости; применение внутренних защитных покрытий с низким коэффициентом шероховатости.
Как показано выше, расчет потерь напора на гидравлическое трение в НКТ производится по формуле Дарси-Вейсбаха (9). Для расчета коэффициента гидравлического трения λ определили, что наиболее корректно работает формула Альтшуля (10) (проверив сходимость фактических данных со скважин с расчетными на специализированном программном обеспечении, а также в соответствии с тем, что рассчитываемые скважины работают во второй области турбулентного режима движения жидкости).
Со временем на внутренних стенках труб образуется налет, что увеличивает их шероховатость. Поэтому со временем потери напора только увеличиваются. Для расчетов применен коэффициент шероховатости по правой границе диапазона новых стальных цельнотянутых труб ε=0,00005 м. Коэффициент шероховатости стальных труб после нескольких лет эксплуатации, битумизированных, умеренно корродированных ε=0,00015-0,0003 м.
Диаметр НКТ выбирается исходя из планируемого дебита установки с учетом внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и габарита погружного оборудования. Рост гидродинамических сопротивлений приводит к потерям напора (Таблица 1).
В таблице 1 заштрихованными полями отмечено превышение допустимых потерь напора.
3
При правильном выборе диаметра НКТ потери напора не должны превышать 15 м на 100 м длины (15%). При дебите жидкости через насос более 820 м/сут целесообразно применять НКТ с условным диаметром 102 мм и выше.
Исходя из аспектов использования НКТ для добычи нефти, разработана рекомендация по определению диаметра НКТ в зависимости от дебита скважин и прочностных характеристик труб (Таблица 2).
3
BH
Согласно полученным зависимостям целесообразно добывать жидкость из скважин с дебитом жидкости до 130 м/сут одноступенчатой колонной НКТ с условным диаметром 60 мм (внутренний диаметр D=50,03 мм).
Благодаря предложенному способу регулирования энергопотребления нефтедобывающего скважинного оборудования может быть значительно снижено энергопотребление нефтедобывающего скважинного оборудования без существенного снижения его надежности, за счет учета при регулировании как износа оборудования скважины в процессе добычи скважинной жидкости и изменений параметров самой скважины, так и возможного несоответствия оборудования исходным параметрам скважины. Как следствие, может быть значительно повышена эффективность всего процесса добычи в целом. Предложенное решение может быть неоднократно использовано на любых скважинах при различных механизированных способах добычи нефти.