Разработка энергоэффективных методов и технологических схем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений

Энергия является основным элементом любого процесса в современном материальном производстве и непременным условием обеспечения жизнедеятельности людей. Надежное обеспечение энергоресурсами — важнейшая задача любого государства.

Нефтяная промышленность является энергоемкой отраслью промышленности. Кроме того многие нефтяные месторождения вступили в позднюю стадию разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции при незначительном дебите добывающих скважин. Проблема энергосбережения приобретает особую остроту на данной стадии развития нефтедобычи, когда обводненность продукции скважин на большинстве нефтяных месторождений достигла значительной величины и продолжает расти.

В сложившейся к настоящему времени структуре мирового потребления первичных энергоресурсов доля нефти, которая относится к невозобнов-ляемым ресурсам, составляет 40% (рисунок 1) [1−3].

По имеющимся оценкам [1−4], до 2025 г. наиболее важным первичным энергоносителем в мире будет оставаться нефть Мировое потребление нефти, как предполагается, будет увеличиваться на 1,8% в год и возрастет с 77 млн. барр. в сутки до 119 млн. барр. в 2025 г. Ее доля в структуре мирового энергетического баланса за это время может уменьшиться только на 1% (с 39% в 2001 г. до 38% в 2025 г.), несмотря на то, что во многих странах будет продолжаться процесс перехода на природный газ и другие виды энергоносителей для выработки электроэнергии [2, 4].

Структура потребления топливно-энергетических ресурсов России существенно отличается от мировой и характеризуется возрастающей ролью газа — его доля в общем производстве энергоресурсов увеличилась с 48,7% в 1997 г. до 51,3% в 1999 г. Доля нефти в структуре энергетики России составляет 22%, угля — 19,5%. гидро, атомная термо и др. энергия.

23%.

Рисунок 1. Структура потребления первичных энергоресурсов.

При этом энергоемкость экономики России в 2−3 раза выше энергоемкости развитых стран [5].

Топливно-энергетический комплекс России включает в себя нефтедобывающую, нефтеперерабатывающую, газовую, угольную, торфяную промышленность, электроэнергетику, централизованное теплоснабжение, систему магистральных трубопроводов, транспорта энергоносителей, соответствующие структурные формирования в упомянутых отраслях. Очевидно, что важнейшей составляющей ТЭК России является непосредственно разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

Разработка нефтяных месторождений — это комплекс технологических и технических решений, обеспечивающих доступ и последующее эффективное извлечение запасов нефти из нефтяных залежей [6, 7].

Следует отметить, что добыча нефти — топливно-энергетического ресурса — сама требует значительных затрат энергии — электрической, тепловой, котелыю-ггечного и моторного топлива. В пересчете на условное тоиливо (у.т.) в целом расход ТЭР на добычу 1 т нефти в конце XX в. составлял 154,5 кг у.т. (энергетический эквивалент 1 кг у.т. — 7000 ккал) [8]. Современные среднеотраслевые удельные энергозатраты оцениваются на уровне 135−40 кг у.т. на тонну нефти и попутного нефтяного газа, или, имея в виду, что тонна нефти по теплотворной способности эквивалентна 1,4 т у.т., 189 196 кг у.т./т нефти. [9].

На рост энергоемкости добычи нефти в большой степени влияет качественное ухудшение сырьевой базы [10]: рост степени выработанности запасовувеличение доли трудноизвлекаемых запасовснижение среднего дебита скважин (не более 14 т/сут), освоение более глубоких (3−5 км) горизонтоврост обводненности продукции скважин в среднем по отрасли более 79%- старение промысловых коммуникаций и оборудования.

Удельный расход электрической энергии на добычу нефти в РФ по годам представлен в таблице 1 [2, 3].

Таблица 1 — Удельные затраты электрической энергии на добычу нефти.

Годы 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2001 кВт-ч/т 85,4 90,9 92,8 102,1 104,8 103,0 105,2 103,5 102,7 104,6 105,7.

ОАО «Татнефть», будучи одной из старейших нефтяных компаний России, одновременно является и одной из самых высокотехнологичных компаний, поскольку только новые технологии способны обеспечить компании конкурентоспособность в рыночных условиях.

В условиях естественного истощения разрабатываемых месторождений все большее значение приобретает энергетическая оптимальность процессов добычи нефти с применением методов ППД, в т. ч. вытеснение нефти из пласта водой, закачиваемой в нагнетательные скважины.

При этом современное ППД заводнением — это сложная система (от греч. зузгета — целое, составленное из частей) взаимосвязанных методов, технологических схем и инженерно-технических сооружений.

В компаниях, ведущих разработку нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и использующих заводнение для поддержания пластового давления, около половины всей потребляемой электроэнергии приходится на подъем и перекачку продукции и более трети расходуется на ППД. В частности, в ОАО «Татнефть» удельный расход электроэнергии на добычу нефти находится на уровне 120 кВт-ч/т. При этом 51% составляет расход электроэнергии на механизированную добычу нефти, 34% - на поддержание пластового давления (ППД), на общепромысловые расходы и подготовку нефти 9 и 6% соответственно.

В условиях естественного истощения разрабатываемых месторождений и повышения тарифов на электроэнергию все большее значение приобретает энергетическая оптимальность добычи нефти с применением методов ППД. Снижение энергетических затрат в системе ППД при помощи энергоэффективных методов и технологических схем позволяет повысить рентабельность и сроки разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД является актуальной и одной из приоритетных задач нефтяных компаний России.

В диссертации используются внесистемные единицы «кВт-ч» и «атм.».

Примечание — 1 кВт-ч = 3,6−106 Дж- 1 атм. = 1 кгс/см2 = 98 066,5 Па.

Целью диссертационной работы является повышение энергоэффективности разработки нефтяных месторождений за счет применения новых методов и технологических схем закачки на примере месторождений ОАО «Татнефть».

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:

1. Анализ состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД в ОАО «Татнефть».

2. Определение основных источников потерь электроэнергии при закачке жидкости, оценка возможности и потенциала энергосбережения в системе ППД ОАО «Татнефть».

3. Определение основных направлений и методов повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, разработка методики и алгоритма оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки.

4. Совершенствование и разработка технологических схем для повышения: адресности и управляемости закачкиэнергоэффективности эксплуатации системы ППД за счет снижения себестоимости закачки и давления в высоконапорных водоводах, увеличения времени между очистками приза-бойной зоны.

5. Исследования работы насосных агрегатов системы ППД и анализ их напорно-расходных и энергетических характеристик.

6. Анализ существующих методик определения сроков работы насосов до проведения капитального ремонта, оценка их применимости в условиях меняющихся режимов закачки агрессивной жидкости, разработка новой методологии расчета и прогнозирования сроков работы насосов до проведения капитального ремонта.

7. Анализ достоверности баз данных технических характеристик насосных агрегатов, оценка возможности экономически целесообразного контроля показаний датчиков технических параметров, работающих в условиях агрессивной среды.

На основании исследований получены следующие новые научные результаты:

1. Экспериментально установлено, что в процессе эксплуатации насосных агрегатов с развитием в них деградационных процессов происходит отклонение (от 2 до 5%) фактических напорных характеристик от значений, получаемых в результате аппроксимации полиномом второй степени, и для уточнения фактического технического состояния насоса при расчетах необходимо применение полинома третьей степени.

2. Экспериментально выявлены различия в характере изменения напорных и энергетических характеристик насосных агрегатов в рабочей области в процессе эксплуатации относительно паспортных значений.

3. Выявлена зависимость удельной порывности водоводов от давления перекачки в области рабочих давлений от 10,0 до 17,0 МПа и определена ее линейная функция.

4. Сформулирована методология расчета межремонтного периода насосного агрегата и прогноза срока его работы до капитального ремонта, позволяющая повысить точность расчетов и энергоэффективность закачки жидкости в пласт.

5. Сформулирована методология контроля достоверности показаний датчиков технических характеристик насосных агрегатов, позволяющая повысить точность измерений и обеспечить дополнительный контроль над закачкой.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. Определены основные направления снижения энергозатрат сложившейся системы ППД, особенностью которой является централизация закачки.

2. Установлены основные источники непроизводительных затрат электроэнергии при эксплуатации системы ППД, проведена оценка возможности их снижения, определены основные методы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД и необходимость их комплексного применения.

3. Определены основные технологические схемы индивидуализации закачки по скважинам, позволяющие повысить энергоэффективность эксплуатации системы ППД в условиях централизованной закачки.

4. Определены, исходя из экономической целесообразности и обеспечения регулирования закачки, предельно допустимые перепады давления при дросселировании на блоке гребенки для различных насосов.

5. Выявлено, что при расчете МРП и определении срока работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта необходимо учитывать поправочный коэффициент для капитального ремонта, который зависит от ряда объективных факторов и статистически определен в 1,03 для ОАО «Татнефть».

6. Разработаны алгоритм и методика оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки в системе ППД.

7. Определены типовые конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС для системы ППД ОАО «Татнефть».

8. Разработан алгоритм выбора методов и технологических схем для повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД.

9. Разработаны технологические схемы закачки, позволяющие снизить энергопотребление, себестоимость закачки, давление в высоконапорных водоводах, увеличить время между очистками призабойной зоны.

10. Разработанная методология расчета МРП насосных агрегатов и прогнозирования их срока работы до капитального ремонта учитывает режимы работы насоса, динамику цен на электроэнергию капитальный ремонт, позволяет повысить точность расчетов и обеспечить энергоэффективность выполнения необходимой закачки.

11. Разработана и внедрена в институте «ТатНИПИнефть» компьютерная «Программа расчета межремонтного периода насосного агрегата с учетом фактического состояния и режимов работы».

12. Разработанная методология контроля достоверности показаний датчиков технических параметров насосного агрегата обеспечивает дополнительный контроль режимов закачки.

13. Результаты исследований использовались при разработке «Программы проведения работ по повышению энергоэффективности системы ППД ОАО «Татнефть» и «Концепции реконструкции и развития системы поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» на период с 2011 по 2015 гг.».

14. Результаты исследований использовались при разработке долгосрочной целевой «Программы проведения работ по повышению энергоэффективности системы ППД ОАО «Татнефть». Реализация программы началась в 2011 году (приложение А, рисунок А.1).

15. РД 153−39.0−651−09 «Инструкция по обследованию системы ППД с целью повышения эффективности её эксплуатации» с разработанными технологическими схемами включен в «План мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования ОАО «Татнефть» на 2011 год (пункт 31) и получен годовой экономический эффект 12,4 млн. р., удельный экономический эффект составляет 0,902 р/мЗ закачанной по предложенным технологиям жидкости (приложение А, рисунок А.2).

По результатам исследований, представленных в диссертации, разработаны:

1. Программа и методика испытаний НДО. ООО ПМ «Насосы динамические, объемные и агрегаты электронасосные на их основе. Программа и методика испытаний» (приложение А, рисунок А. З).

2. Концепция реконструкции и развития системы поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» на период с 2011 по 2015 гг. (приложение А, рисунок А.4).

3. Проведен инженерно-технологический аудит системы ППД НГДУ «Азнакаевскнефть» (приложение А, рисунок А.5), по результатам которого принята «Программа развития и реконструкции системы ППД НГДУ «Азнакаевскнефть» (приложение А, рисунок А.6).

4. РД 153−39.0−448−06 «Инструкция по оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки воды в системе ППД ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А.7).

5. РД 153−39.1−502−07 «Инструкция по применению эксплуатационных пакеров в нагнетательных скважинах системы ППД на месторождениях ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А.8).

6. РД 153−39.1−582−08 «Инструкция по выбору типовой конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС» (приложение А, рисунок А.9).

7. Стандарты предприятия СТО ТН 028−2008 «Закачка технологической жидкости для поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А. 10) и СТО ТН 032 «Эксплуатация насосных агрегатов системы поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А.11).

8. РД 153−39.1−633−09 «Инструкция по применению технологии одновременно-раздельной закачки воды и подбору скважин для ОРЗ в системе ППД ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А. 12).

9. РД 153−39.0−651−09 «Инструкция по обследованию системы ППД с целью повышения эффективности её эксплуатации» (приложение А, рисунок А.13).

10. «Временная методика выбора мероприятий для сокращения потерь энергии в системе ППД ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А. 14).

11. РД 153−39.0−751−12 «Инструкция по выбору и расчету экономически обоснованного комплекса мероприятий по оптимизации потребления электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А.15).

12. РД 153−39.0−705−11 «Регламент по совершенствованию технологий и технологических схем системы ППД НГДУ „Нурлатнефть“ Ашальчинско-го месторождения ВВН в условиях высоких температур закачиваемой жидкости» (приложение А, рисунок А. 16).

13. РД 153−39.1−656−1 «Методика расчета межремонтного периода насосных агрегатов с учетом фактического состояния» (приложение А, рисунок А.17).

14. Новые технологические схемы закачки, патенты РФ № 2 386 021, 2 387 816, 2 397 318 (приложение А, рисунок А.18), 34 628 (приложение А, рисунок А. 19), 48 207, 92 090, 96 609, (приложение А, рисунок А.20).

15. Методика определения достоверности показаний датчиков контроля технологических параметров насосных агрегатов — патент РФ № 2 395 723 (приложение А, рисунок А.18).

16. Компьютерная программа расчета межремонтного периода насосных агрегатов с учетом фактического состояния — свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2 011 611 454 (приложение А, рисунок А. 19) — внедрена в институте «ТатНИПИнефть» (приложение А, рисунок А.21).

Результаты исследований отмечены Дипломом II степени на Научно-технической ярмарке идей и предложений группы компаний ОАО «Татнефть», посвященной 60-летию ОАО «Татнефть» в номинации «Поддержание пластового давления» (приложение А, рисунок А. 19).

Проблема повышения энергоэффективности эксплуатации систем ППД является сравнительно новой, обширной, комплексной и сложной задачей. Большой вклад в её решение внесли крупные учёные и известные исследователи: Муслимов Р. Х., Тронов В. П., Сулейманов Р. Н., Еронин В. А., Лапшин В. И., Афанасьевым A.B., Хисамов P.C., Фаттахов Р. Б., Фадеев В. Г., Багманов A.A., Колосов Б. В., Горбатиков В. А., Алексеева Ю. А. и другие.

Результаты теоретических, практических исследований и промысловых испытаний, изложенные в диссертации, являются результатом работы автора под руководством кандидата технических наук, доцента Фаттахова Р. Б. при активной помощи Степанова В. Ф., Соболева С. А., Арсентьева A.A., Бусаровой О. В., Шипилова Д. Д., Коротковой О. Ю. и других сотрудников отдела исследования и промысловой подготовки нефти, газа и воды института «ТатНИПИнефть». Автор благодарит всех, оказавших помощь в выполнении и обсуждении работы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Проведен комплексный анализ текущего состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД в ОАО «Татнефть», определены основные требования к системе ППД: повышение экономичности, управляемости и информативностирасширение диапазона и видов воздействий на пласт.

2. Исследованиями установлены основные источники непроизводительных затрат электроэнергии в системе ППД, к которым относятся: несовершенство конструкции насосов, несвоевременное техническое обслуживание и капитальный ремонтдросселирование потока на блоке гребенокшту-цирование закачки в скважиныгидравлические потерипотери на подстанциях. Выполнена оценка максимально устранимых потерь электроэнергии (300 млн. кВт-ч/год) и достижимых — со сроком окупаемости до 5 лет (50 млн. кВт-ч/год) и от 5 до 10 лет (120 млн. кВт-ч/год).

3. Определены основные направления снижения энергозатрат в системе ППД: сокращение объемов воды, циркулирующей в системерациональное использование воды-рабочего агентаповышение эффективности процесса закачки и эксплуатации оборудования. Разработаны методика и алгоритм оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки.

4. Определены основные методы и технологические схемы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, установлено, что необходимо их комплексное применение в целях достижения максимального технологического и энергосберегающего эффекта, разработан алгоритм их применения.

5. Разработаны и усовершенствованы технологические схемы закачки, обеспечивающие повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД за счет снижения себестоимости закачки и давления в высоконапорных водоводах, увеличения времени между ОПЗ, повышения управляемости закачкой.

6. Экспериментально доказано, что характер изменения рабочих характеристик насосных характеристик в процессе эксплуатации отличается от паспортных характеристик, темп увеличения удельных энергозатрат зависит от режима работы насоса, при расчете межремонтного периода следует учитывать поправочный коэффициент для капитального ремонта.

7. Разработаны методологии расчета и прогнозирования срока работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта и экономически целесообразного контроля достоверности датчиков технических характеристик насосных агрегатов. Разработана и внедрена в институте «ТатНИПИнефть» компьютерная программа расчета МРП и прогнозирования сроков работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта.

8. В рамках комплексного подхода к решению вопросов повышения эффективности эксплуатации системы ППД были разработаны 7 РД и 2 стандарта, экономический эффект в 2011 г. составил 12,4 млн руб. Удельный экоо номический эффект составляет 0,9 рубля на 1 м закачанной по предложенным технологиям жидкости. «*.