Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Энергоэффективный дизайн ЭЦН на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Зачастую при решении вопроса энергоэффективности в компаниях шаблонно применяют те или иные решения. Мы же показали, что каждая скважина уникальна и требует индивидуального подхода: в статье приведены результаты выполненных дизайнов ЭЦН разного исполнения для различных условий эксплуатации.

02.06.2011 Инженерная практика №06/2011
Абужаков Алимпаша Забитович Главный специалист отдела расчета погружного оборудования ООО «РН-Юганскнефтегаз»

С точки зрения энергетики у «РН-Юганскнефтегаза» есть ряд проблем, требующих своего решения. Это в первую очередь возрастающий перегруз подстанций в регионах деятельности предприятия и всевозрастающие сложности выполнения ГТМ на энергодефицитных месторождениях. Часто выполнение ГТМ возможно только при условии остановки высокообводненных скважин. Соответственно это влечет увеличение доли бездействующего и зачастую рентабельного фонда скважин на месторождениях компании. Немало трудностей связано и со значительным снижением потенциалов скважин в процессе выхода на псевдоустановившийся режим. Потенциалы изменяются на 40% и более в течение двух месяцев. Также к проблемам энергообеспечения относятся случаи одностороннего износа рабочих органов ЭЦН (несмотря на то, что по инклинометрии глубина подвески соответствует регламенту), что в процессе эксплуатации приводит к дополнительному потреблению электроэнергии. Мы видим решение данных проблем в применении ЭЦН в энергоэффективном исполнении, снижении металлоемкости и длины УЭЦН.

Рис. 1. Расчет энергоэффективного способа эксплуатации при максимальном отборе пластового флюида
Рис. 1. Расчет энергоэффективного способа эксплуатации при максимальном отборе пластового флюида

СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОГО ДИЗАЙНА ЭЦН

Для начала в программе RosPUMP мы провели оценку нескольких вариантов энергоэффективного дизайна ЭЦН. В качестве объекта для подбора ЭЦН была выбрана скважина с высокой обводненностью (95%) продукции. В данный момент в скважину на глубину 2431 м спущен насос DN5800-1910 на 73-мм НКТ. Максимальная производительность насоса — 749 м3/сут — ограничена мощностью комплектуемого ПЭД — 268 кВт и запасом прочности вала насоса (2%). Мы смоделировали результаты смены данного насоса на два других — REDA DN5800-1592 и SN8500-1757 (рис. 1–4). Достичь максимального отбора (840 м3/сут) можно при эксплуатации SN8500, однако рабочая точка насоса оказывается в крайней левой зоне, а удельное потребление электроэнергии неоправданно высоко. Оптимальным вариантом оказалось применение в этой скважине насоса REDA DN5800-1592, спущенного на 89-мм НКТ на глубину 2080 м. В этом варианте при той же производительности, что у базового насоса достигается экономия электроэнергии в 19 кВт-ч, или 166440 кВт-год. Кроме того, запас прочности вала насоса составит 12% при загрузке двигателя на 81% и остается резерв для увеличения производительности до 806 м3/сут.

Рис. 2. Дизайн насоса REDA DN5800-1910
Рис. 2. Дизайн насоса REDA DN5800-1910
Рис. 3. Дизайн насоса REDA SN8500-1757
Рис. 3. Дизайн насоса REDA SN8500-1757
Рис. 4. Дизайн насоса REDA DN5800-1592
Рис. 4. Дизайн насоса REDA DN5800-1592
Рис. 5. Узловой график для сравнения основных характеристик насосов DN1400 и ЭЦН_МИМ
Рис. 5. Узловой график для сравнения основных характеристик насосов DN1400 и ЭЦН_МИМ

Далее при тех же условиях мы выполнили сравнение двух других насосов одинаковой производительности (159 м3/сут): REDA DN1400 с газосепаратором (объем свободного газа в насосе — 20%) и высокооборотного насоса ЭЦН_МИМ (90-300)-2300 без газосепаратора (количество газа — 29% при допустимом газосодержании 50%). Опытно-промышленная эксплуатация последнего запланирована на июнь этого года в «РН-Юганскнефтегазе» на вновь вводимых скважинах с ГРП. Насос DN1400 был выбран для сравнения с насосом производства ООО «Инпромтех» из-за минимального потребления электроэнергии по сравнению с насосами других компаний. При равной производительности потребляемая мощность ЭЦН_МИМ на 6,9 кВт-ч меньше: 55,1 против 62 кВт-ч (рис. 5–7). Сделан вывод о том, что экономия электроэнергии при спуске ЭЦН_МИМ составит 70956 кВт в год.

Рис. 6. Дизайн насоса REDA DN1400-1874
Рис. 6. Дизайн насоса REDA DN1400-1874
Рис. 7. Дизайн насоса ЭЦН_МИМ производства ООО «Инпромтех»
Рис. 7. Дизайн насоса ЭЦН_МИМ производства ООО «Инпромтех»
Рис. 8. Узловой график для сравнения характеристик ЭЦНА(К)5-45 при его спуске на НКТ диаметром 73 и 60 мм
Рис. 8. Узловой график для сравнения характеристик ЭЦНА(К)5-45 при его спуске на НКТ диаметром 73 и 60 мм

Затем мы провели сравнение работы одного и того же насоса (ЭЦНА(К)5-45), спущенного в скважину на НКТ разного диаметра: 73 и 60 мм (рис. 8). Эффективнее как с точки зрения энергопотребения, так и с точки зрения дебита показала себя эксплуатация насоса на НКТ меньшего диаметра: дебит от фонтанирования составил 6 м3/сут против 5,1 м3/сут, а экономия электроэнергии за счет снижения необходимого дополнительного напора для обеспечения максимального отбора продукции составила 0,6 кВт-ч. Больший фонтанный дебит по колонне меньшего диаметра достигается благодаря эффекту проскальзывания газа в трехфазном потоке. На рис. 9 и 10 представлена напорно-расходная характеристика насоса, спущенного соответственно на 73и 60-мм НКТ. Таким образом, уменьшение диаметра НКТ позволит не только сэкономить массу НКТ на 6,89 т, но и сократить потребляемую электроэнергию на 5256 кВт в год.

Рис. 9. Расчет производительности ЭЦНА(К)5-45 при спуске на 73-мм НКТ
Рис. 9. Расчет производительности ЭЦНА(К)5-45 при спуске на 73-мм НКТ
Рис. 10. Расчет производительности ЭЦНА(К)5-45 при спуске на 60-мм НКТ
Рис. 10. Расчет производительности ЭЦНА(К)5-45 при спуске на 60-мм НКТ
Рис. 11. Узловой график для сравнения основных характеристик насосов ЭЦНД5А-400-2242 и ЭЦНМИК5А-320-1630
Рис. 11. Узловой график для сравнения основных характеристик насосов ЭЦНД5А-400-2242 и ЭЦНМИК5А-320-1630

И наконец, последний расчет, который мы провели, — это сравнение насосов одного производителя (в данном случае выбран завод «Борец») разного типоразмера: ЭЦНД5А-400-2242 и ЭЦНМИК5А-320-1630 (рис. 11–13). Из представленных рисунков видно, что увеличение рабочей частоты позволяет снизить типоразмер насоса с ЭЦНД5А-400 до ЭЦНМИК5А-320, а также уменьшить номинальный напор насоса (с 2242 до 1630 м) и номинальную мощность ПЭД (с 220 до 160 кВт). Кроме того, можно сократить длину УЭЦН, а значит, и риск эксплуатации насоса в искривленном участке ствола, и как следствие, минимизировать вероятность клина или одностороннего износа рабочих аппаратов УЭЦН, а также ликвидировать такое осложнение, как повышенная вибрация. Запас прочности стандартного вала при эксплуатации ЭЦНМИК5А-320 составляет 13%, тогда как для ЭЦНД5А-400 прочности стандартного вала недостаточно и необходимо использование высокопрочного вала. В итоге при такой замене экономия электроэнергии составит 189216 кВт в год.

ВЫВОДЫ

Таким образом, каждая скважина по своим характеристикам индивидуальна (PVT-свойства, конструкция ЭК, добычный потенциал и др.), поэтому применение какого-либо шаблонного дизайна УЭЦН даже для отдельной группы скважин не представляется возможным.

Для увеличения энергоэффективности необходимо рассматривать не только ЭЦН различных производителей, но и возможность снижения номинального типоразмера насоса за счет увеличения частоты, что в свою очередь позволит снизить металлоемкость и длину УЭЦН, что также минимизирует риски по одностороннему износу.

Энергоэффективность насоса необходимо рассматривать при условиях эксплуатации насоса в рабочей точке, близкой к оптимальной рабочей зоне, при достижении максимального добычного потенциала.

Рассмотренные энергосберегающие решения также позволяют добиться экономии за счет снижения стоимости оборудования (уменьшение типоразмера ЭЦН, снижение диаметра НКТ при фонтанировании, увеличение ресурса УЭЦН за счет минимизации случаев одностороннего износа).

Общая экономия денежных средств за счет экономии электроэнергии в представленных вариантах составит 722 тыс. руб. в год.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Алимпаша Забитович: Алимпаша Забитович, в вашей компании подбором ЭЦН технологи цехов добычи занимаются или другие специалисты?
А.З.: По скважинам с ГТМ — отдел расчета погружного оборудования, в котором я работаю, подразделение главного геолога. По текущим сменам ЭЦН — технологи цехов.
Вопрос: На примере последней скважины, где сравнивались насосы с частотой двигателя 50 и 60 Гц, видно, что с точки зрения КПД мы приобретаем, но вот из рисунков не ясно, как меняется КПД насоса в зависимости от рабочей зоны. Также хотелось бы знать, во время проведения расчетов была ли выполнена оценка потерь, связанных с установкой частотного преобразователя.
А.З.: Нет, в данном случае сравнивались именно насосы, так как снижение потребляемой мощности насоса однозначно приведет к снижению потерь мощности и в остальных узлах УЭЦН.
Вопрос: Недавно на одном из предприятий нашей компании на полигоне, где установлены сертифицируемые счетчики потребления электроэнергии, проводились испытания по замене СУ без частотного преобразователя на СУ с частотным преобразователем другого заводаизготовителя. Мы смотрели, как меняется потребление на тех же 50 Гц. При этом дебит у нас остался неизменным, а потребление на частотном преобразователе значительно выросло. По нашим оценкам, КПД станции управления с частотным преобразователем составляет 93–94%, а без него — 97–98%. Если это умножить на всю потребляемую мощность, то цифра получается внушительная, тем более для ЭЦН400 и 320.
А.З.: Дело в том, что в «РН-Юганскнефтегазе» вводится в эксплуатацию более 700 новых скважин в год. И там, где не установлен режим, непременно используется частотный преобразователь, в скважинах с ГРП, ОПЗ — то же самое. Поэтому его отдельно я и не рассматривал.
Вопрос: По каким критериям вы выбираете глубину спуска? На первом примере подняли установку с 2400 до 2000 метров. Там погружение по динамическим уровням, что вы оцениваете?
А.З.: Вообще первоначальная цель — достижение максимального технологического потенциала. А в данном случае я привел пример, когда мы, достигая потенциал, задаемся вопросом: экономически эффективно ли это? Например, SN8500 с потребляемой мощностью 333–334 кВт-ч поднимает на поверхность жидкость с обводненностью 95%. Экономически оправданно ли это? Все зависит от стоимости нефти на тот момент, прогнозов на год. В каких-то случаях просто не имеет смысла поднимать весь потенциал, мы тратим больше электроэнергии, чем получаем нефти.
Вопрос: Вы сказали, что ЭЦН_МИМ планируется эксплуатировать при достаточно большой частоте. Какие двигатели вы хотите использовать для этого?
А.З.: В данный момент двигатель находится в разработке. Частота вращения планируется порядка 10 тыс. оборотов в минуту.
Вопрос: Предлагая уменьшить диаметр НКТ, для того чтобы улучшить фонтанирование, вы какие условия имели в виду (дебит, обводненность)? Это общее решение или только для конкретной скважины?
А.З.: Только для рассматриваемой скважины, это зависит от параметров: дебита; обводненности продукции; давления насыщения и газового фактора.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Стратегия реализации проекта повышения энергоэффективности механизированного фонда в ТНК-ВР
Внедрения 2010-2011
Свежий выпуск
Инженерная практика №01-02/2024

Инженерная практика

Выпуск №01-02/2024

Новые методы строительства и ремонта скважинРазвитие цифровых технологийПовышение эффективности работы мехфондаПроектирование и эксплуатация трубопроводов
Подбор оптимальной технологии РИРРазвитие сервиса по геологическому заканчиванию скважинРазвитие проекта «Автономный актив»Защита ВСО и трубопроводов от коррозииПрогнозирование данных при помощи рекуррентных нейтронных сетей
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь ‘2024
Ежегодная отраслевая техническая конференция

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения.

21-23 августа 2024 г. , г. Иркутск
В период с 21 по 23 августа 2024 года ООО «Инженерная практика» планирует провести Ежегодную отраслевую техническую конференцию «ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения». Мероприятие будет проходить в зале Red Hall, ББЦ (г. Иркутск ул. Байкальская, 279) в очном формате.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

15-17 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).