Механизированная добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (ШГН) является достаточно энергоемким процессом. На территории РФ около 50 тысяч скважин эксплуатируется установками ШГН, которые дают до 20% всей добываемой нефти [1]. В тоже время свыше 56% электроэнергии, расходуемой нефтедобывающими предприятиями, потребляется именно приводами скважинных насосов, поэтому оптимизация их работы даст значительный эффект энергосбережения для всей отрасли. Для решения указанной проблемы, специалистами Пермской научно-производственной приборостроительной компании разработана Интеллектуальная станция управления (ИСУ), предназначенная для управления электроприводами скважин, эксплуатируемых ШГН.
Как показали испытания на Лазуковском месторождения ТПП «РИТЭК-Уралойл», в целом ИСУ обеспечивает близкий к оптимальному режим эксплуатации насосного оборудования. Благодаря непрерывному контролю динамограмм появляется возможность добиться желаемого заполнения цилиндра насоса жидкостью, поддержания высокого динамического уровня. Применение ИСУ значительно снизило удельный расход электроэнергии на добычу скважинной жидкости - на 20…40%, увеличивает межремонтный период скважин. Расчетный срок окупаемости ИСУ составляет менее полугода даже для малодебитных скважин с высокой обводненностью продукции.
Введение
Частотно-регулируемый привод (ЧРП) в настоящее время находит применение практически во всех отраслях промышленности: от коммунального хозяйства и водоснабжения до энергетики и металлургии. В нефтяной промышленности также происходит широкое внедрение ЧРП в технологических процессах на всех этапах производства углеводородного сырья: в добыче, первичной подготовке, при транспорте нефти и газа по магистральным трубопроводам, а также при переработке.
Основные преимущества использования ЧРП заключаются в возможности плавного регулирования скорости вращения приводных электродвигателей, что позволяет обеспечить оптимальный режим работы технологической установки, добиться нужной производительности и избежать перерасхода электроэнергии.
Механизированная добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (ШГН) является достаточно энергоемким процессом. Так, на территории РФ около 50 тысяч скважин эксплуатируется установками ШГН, которые дают до 20% всей добываемой нефти [1]. В тоже время свыше 56% электроэнергии, расходуемой нефтедобывающими предприятиями, потребляется именно приводами скважинных насосов [2]. Поэтому, оптимизация их режимов работы при помощи ЧРП, способна дать значительный эффект энергосбережения для отрасли в целом. В связи с этим, современные станции управления (СУ) ШГН должны иметь функции управления ЧРП.
1 Описание, состав, функциональные возможности СУ
Интеллектуальная станция управления (ИСУ) типа УСШН-01 (рисунок 1), разработанная специалистами ОАО «Пермская научно-производственная приборостроительная компания», предназначена для управления электроприводами скважин, эксплуатируемых ШГН.
Рисунок 1 - ИСУ типа УСШН-01, производства ОАО ПНППК, г. Пермь
Станция управления в базовом исполнении имеет встроенный преобразователь частоты (ПЧ) и контроллер. Предусматривается подключение датчиков динамометрирования и ваттметрирования, датчиков устьевого и затрубного давлений. Передача информации может осуществляться по радиоканалу или через GSM-модем. Дополнительно, возможна установка веб-камеры, позволяющей диспетчеру видеть в реальном времени происходящее на скважине (можно визуально наблюдать, работает ли установка, отсутствие посторонних лиц, выполнение работ обслуживающим персоналом).
В контроллере ИСУ реализован мощный математический аппарат по обработке текущих динамограмм и ваттметрограмм, вычислению дебита и подбору оптимального режима работы для скважины [3, 4, 5, 6].
2 Об испытаниях, параметры скважин
Испытания ИСУ производились на скважинах №№ 73 и 74 Лазуковского месторождения ТПП «РИТЭК-Уралойл». Сроки испытаний - с августа 2013 по февраль 2014. Параметры скважин приведены в таблице 1. Средства контроля и измерений: счетчик электрической энергии СЕ301 R33 146-JAZ «Энергомера», переносной измерительный комплекс МИКОН-101, групповая замерная установка АГЗУ ОЗНА-Спутник.
Таблица 1 - Параметры скважин №№ 73 и 74
|
Параметр |
№ скважины |
|
|
73 |
74 |
|
|
Режим работы - постоянный, ч |
24 |
24 |
|
Глубина спуска насоса, м |
1192 |
1136 |
|
Диаметр плунжера насоса, мм |
44 |
44 |
|
Состав штанговой колонны, диаметр (мм) -длина (м) |
22-536/19-656 |
22-520/19-616 |
|
Мощность электродвигателя, кВт |
30 |
30 |
|
Длина хода штока, м |
1,6 |
2 |
|
Частота качаний, мин-1 |
4,4 |
5,8 |
|
Динамический уровень, м |
1150 |
607 |
|
Удельное энергопотребление, кВт∙ч/м3 |
52,82 |
8,87 |
|
Дебит скважины, м3/сут. |
2,34 |
16,80 |
Скважины оснащены типовыми станциями управления, в которых реализованы только функции защиты электродвигателя от перегрузки и обеспечивающие прямой запуск электродвигателя (далее - станции управления прямого пуска или СУПП).
В ходе испытаний указанные скважины последовательно эксплуатировались СУПП и ИСУ, при этом фиксировались изменения технологических параметров, на основе сравнения которых, формировалось заключение об эффективности применения оборудования.
Для оценки были выбраны следующие параметры, характеризующие режим работы скважин:
1) режим эксплуатации (частота качаний, вид динамограмм);
2) динамический уровень;
3) дебит скважины;
4) удельное энергопотребление.
3 Изменение режимов добычи
Как показали испытания, в целом ИСУ обеспечивает более благоприятный режим эксплуатации насосного оборудования, чем обычные станции управления. Благодаря непрерывному контролю динамограмм появляется возможность добиться желаемого заполнения цилиндра насоса жидкостью, поддержания высокого динамического уровня. На рисунках 2 и 3 приведены динамограммы скважин №№ 73 и 74 соответственно с СУПП (а) и с ИСУ (б).
Видно, что динамограмма на рисунке 2, а имеет вид «пистолета», что соответствует неполному заполнению цилиндра насоса жидкостью. После установки ИСУ, контроллером было снижено количество качаний в минуту, что привело к более полному заполнению цилиндра, форма динамограммы приблизилась к параллелограмму. Можно заметить на динамограмме рисунка 2, б увеличение количества волн колебаний штанговой колонны, вызванных пружинным сжатием штанг. Это объясняется замедлением темпа качаний, что приводит к тому, что за один период качания балансира на динамограмме помещается больше периодов пружинных колебаний колонны. На динамограмме рисунка 2, а эти колебания также имеются, но менее заметны, так как на графике за период качания их помещается меньше, но с большей амплитудой.
Более полное заполнение насоса продляет ресурс насосного оборудования и повышает эффективность работы установки.
На рисунке 4 показаны результаты замеров динамического уровня при эксплуатации скважины № 73 с ИСУ и с СУПП. Видно, что в целом ИСУ поддерживала такие же значения динамического уровня, как и СУПП - от 1108 до 1244 м.
Таким образом, в целом ИСУ обеспечивает более благоприятный режим эксплуатации скважины и насосного оборудования. Обеспечивается полное заполнение цилиндра насоса жидкостью.
4 Изменение удельного энергопотребления
Как показали практические испытания, обеспечение оптимального режима работы установки ШГН в значительной степени улучшает энергетические показатели нефтедобычи, в частности, удельное энергопотребление на единицу объема скважинной жидкости. На рисунках 5 и 6 показаны диаграммы удельного энергопотребления для скважин №№ 73 и 74 под управлением ИСУ и СУПП соответственно.
Рисунок 6 - Удельное энергопотребление скважины № 74 под управлением ИСУ и СУПП
Как видно из графиков, ИСУ обеспечила значительное снижение удельного энергопотребления. Так, для скважины № 73 ИСУ обеспечила снижение данного параметра с 52,82 кВт∙ч/м3 до 33,11 кВт∙ч/м3 (на 37%), а для скважины № 74 - с 8,87 кВт∙ч/м3 до 6,79 кВт∙ч/м3 (на 24%).
Таким образом, ИСУ с ЧРП обеспечивает значительный эффект энергосбережения, объемное удельное энергопотребление добываемой жидкости снижается на 20…40%.
5 Изменение дебита скважин
Графики изменения дебита скважин №№ 73 и 74 представлены на рисунках 7 и 8.
Из диаграммы на рисунке 7 видно, что средний дебит скважины № 73 под управлением обеих СУ оказался практически одинаковым - 2,35 м3/ сут.
На скважине № 74 средний дебит с ИСУ оказался выше - 18,23 м3/сут. с ИСУ против 16,80 м3/ сут. без ИСУ (вырос на 9%).
6 Поддержание заданного режима эксплуатации
Одной из основных функций ИСУ является возможность автоматически поддерживать заданный режим эксплуатации. На скважине № 73 был проведен эксперимент, в ходе которого ставилась задача автоматически поддерживать заданное заполнение насоса (сначала 60%, затем 55%). Графики изменения заполнения насоса и частоты качаний приведены на рисунке 9.
Рисунок 9 - Автоматическое поддержание заданного режима эксплуатации скважины № 73: а) заполнение насоса (эффективный ход плунжера);
б) частота качаний
Как видно из рисунка 9, контроллер ИСУ способен изменяя частоту качаний балансира эффективно поддерживать заданное заполнение насоса: с 10 по 13 февраля 2014г. эффективный ход плунжера был задан 60%, с 13 по 15 февраля 2014г. - 55%. Частота качаний изменялась при этом от 1,7 до 5,6 в минуту.
7 Расчет срока окупаемости ИСУ
Срок окупаемости оборудования - экономический показатель, который необходимо рассчитывать при анализе и планировании хозяйственной деятельности. Он характеризует время, за которое денежные средства, потраченные на приобретение оборудования, возвратятся в полном объеме за счет использования данного оборудования.
Cрок окупаемости ИСУ описывается формулой:
|
В |
= |
С |
|
ЭЛдо - ЭЛпосле + ((Qнпосле - Qндо)∙Сн∙365) |
где В - срок окупаемости ИСУ, год;
С - стоимость ИСУ, руб;
ЭЛдо - затраты на электроэнергию за год до внедрения ИСУ, руб/год. Рассчитываются прямые затраты за год на покупку электроэнергии для обеспечения механизированной добычи УСШН до внедрения ИСУ;
ЭЛпосле - затраты на электроэнергию за год после внедрения ИСУ, руб/год. Рассчитываются прямые затраты за год на покупку электроэнергии для обеспечения механизированной добычи УСШН после внедрения ИСУ;
Qндо - дебит нефти до внедрения ИСУ, т/сут;
Qнпосле - дебит нефти после внедрения ИСУ, т/сут;
Сн - стоимость товарной нефти, руб.
Приведенный расчет показывает, что срок окупаемости ИСУ будет зависеть, прежде всего, от достигнутого дебита нефти и последующих затрат на покупку электроэнергии. В настоящее время стоимость товарной нефти достаточно высока, поэтому, хорошей энергоэффективности, на фоне незначительного снижения дебита, может быть не достаточно для окупаемости оборудования. Однако, следует учесть, что в приведенной оценке не учитывается положительный эффект от применения ИСУ, например, за счет увеличения межремонтного периода работы скважины или сокращения времени простоя.
Произведем расчет срока окупаемости для скважины №74. Средний расход электроэнергии в сутки составлял для СУПП 149,0 кВт∙ч, а для ИСУ - 123,8 кВт∙ч. Тогда затраты на электроэнергию за год при стоимости электроэнергии Cээ = 4,2 руб за кВт∙ч составят:
ЭЛдо = Wдо ∙ 365 ∙ Cээ = 149,0 ∙ 365 ∙ 4,2 = 228 417 руб,
ЭЛпосле = Wпосле ∙ 365 ∙ Cээ = 123,8 ∙ 365 ∙ 4,2 = 189 786 руб.
Объемный дебит по жидкости до внедрения ИСУ в среднем составлял Q'до = 16,8 м3/сут, а после увеличился до Q'после = 18,2 м3/сут. Тогда при обводненности в В=86% и плотности скважинной жидкости ρ = 865 кг/м3 дебит нефти составит:
Qндо = Q'до ∙ ρ ∙ (1-В) = 16,8 ∙ 865 ∙ (1-0,86) / 1000= 2,034 т/сут,
Qнпосле = Q' после ∙ ρ ∙ (1-В) = 18,2 ∙ 865 ∙ (1-0,86) / 1000= 2,204 т/сут,
Таким образом, при цене товарной нефти в 16000 руб/тон и стоимости ИСУ в 400 000 рублей, срок окупаемости составит:
|
В |
= |
400 000 |
=0,39 года ≈ 5 мес. |
|
228 417 - 189 786 + ((2,204 - 2,034)∙16 000 ∙ 365) |
Срок окупаемости составил менее полугода даже для малодебитной скважины с высокой обводненностью продукции. Для высокодебитных скважин экономическая эффективность внедрения ИСУ будет значительно выше.
Заключение
Далее в таблице 2 производится сравнение параметров механизированной эксплуатации скважин №№ 73 и 74 под управлением СУПП и ИСУ.
Таблица 2 - Сравнение параметров эксплуатации скважин под управлением СУПП и ИСУ
|
Скважина № 73 |
Скважина № 74 |
|||
|
СУПП |
ИСУ |
СУПП |
ИСУ |
|
|
Дебит скважины, м3/сут. |
2,34 |
2,35 |
16,80 |
18,23 |
|
Динамический уровень, м |
1152 |
1147 |
481 |
584 |
|
Удельное энергопотребление, кВт∙ч/м3 |
52,82 |
33,11 |
8,87 |
6,79 |
Таким образом, дебит скважины при переходе на ИСУ остается на прежнем уровне, а в отдельных случаях и увеличивается. Кроме этого наблюдается значительное снижение удельного потребления электроэнергии, снижение износа оборудования и увеличения межремонтного периода скважин. Следует отметить, что при необходимости контроллер ИСУ может быть запрограммирован как на получение от скважины максимального дебита, так и на оптимизацию других параметров: удельного энергопотребления, динамического уровня и так далее.
Выводы
По результатам проведенных испытаний могут быть сделаны следующие выводы:
1 Применение ИСУ с ЧРП позволяет обеспечить работу скважины и насосного оборудования в режимах, близких к оптимальным. Обеспечивается более полное заполнение насоса жидкостью, поддерживаются благоприятные значения динамического уровня.
2 ИСУ значительно снижает удельный расход электроэнергии на добычу скважинной жидкости - на 20…40%. При достаточно больших объемах добычи, экономия электроэнергии принесет значительный экономический эффект, так срок окупаемости ИСУ составляет менее полугода даже для малодебитных скважин с высокой обводненностью продукции.
3 Дебит скважин при использовании ИСУ остается на прежнем уровне, а в отдельных случаях и увеличивается. В случае необходимости, контроллер ИСУ также может быть запрограммирован как на режим получения максимального дебита, так и на оптимизацию других параметров.
4 ИСУ способна обеспечить автоматическое поддержание режима эксплуатации скважины с заданным заполнением насоса.
5 Массовое оснащение скважин ИСУ с ЧРП позволит значительно сократить потребление электроэнергии нефтедобывающими предприятиями, увеличить межремонтный период скважин, а также повысить общий уровень автоматизации производства.
