Согласовано начальник производственного отдела по добыче нефти и газа оао Татнефть Р. Н. Ахметвалиев

• Название: Согласовано начальник производственного отдела по добыче нефти и газа оао Татнефть Р. Н. Ахметвалиев
• Дата: 07.02.2021
• Размер: 1.57 Mb.
• Имя файла: 12-05-28-analiz-celesoobraznosti.doc
• Тип: Документы; #174457
• страница: 7 из 8

Результаты замера обводнённости скважинной продукции

НГДУ	№№ скв.	Значение	Режим эксплуатации скважин
			«Ручной» режим						Реле времени						Постоянный
			1	2	3	4	5	6	1	2	3	4	5	6	1	2	3	4	5	6
АН	21005	проба %	15	78	100	92	84	65	11	51	78	85	69	81	50	50	18	54	45	42
		(max-min)*	85						74						36
	20733	проба %	16	33	26	16	43	25	7	22	30	24	37	29	20	6	18	6	5	5
		(max-min)	27						30						15
	21658	проба %	7	25	69	71	52	64	58	43	77	38	54	61	63	67	76	68	76	65
		(max-min)	64						39						13
	32277	проба %	100	93	10	12	7	5	11	10	12	25	32	46	42	30	25	22	46	34
		(max-min)	95						36						24
	2348	проба %	9	7	11	18	35	22	16	21	28	17	18	69	10	14	5	4	5	6
		(max-min)	28						53						10
	2270	проба %	27	18	5	7	6	5	2	24	4	2	2	3	12	3	3	5	10	5
		(max-min)	22						22						10
ЯН	611	проба %	6	4	3	12	26	25	2	4	36	15	32	45	6	10	8	18	17	11
		(max-min)	23						43						12
	4161	проба %	7	10	4	6	100	6	10	16	34	12	11	8	10	8	12	7	9	15
		(max-min)	96						26						8
	7829	проба %	5	15	7	13	6	20	8	12	5	6	12	6	17	5	15	13	16	18
		(max-min)	15						7						13
	4268	проба %	48	2	8	12	20	16	5	6	8	16	21	14	8	8	5	4	8	9
		(max-min)	46						16						5
	4257	проба %	3	28	38	48	51	64	5	24	61	42	59	74	35	40	34	35	37	36
		(max-min)	61						69						6
БН	22445	проба %	5	1	5	9	3	1	6	5	2	3	9	3	3	1	3	5	3	4
		(max-min)	8						6						4
	10748	проба %	25	12	35	33	83	25	21	30	39	35	23	27	14	21	20	17	7	18
		(max-min)	72						19						14
	22741	проба %	4	4	5	3	1	1	4	4	3	2	3	6	1	3	2	1	2	3
		(max-min)	4						4						2
	22439	проба %	3	5	22	25	32	35	1	25	23	26	41	32	12	22	28	24	22	23
		(max-min)	32						40						16
	372	проба %	29	30	17	33	50	10	25	62	23	21	2	21	13	21	32	23	23	23
		(max-min)	40						60						19
	3551	проба %	14	28	17	13	25	38	1	14	17	21	15	36	18	17	39	22	19	16
		(max-min)	25						35						23
Примечание: (max-min)* - «разброс» между максимальным и минимальным значениями обводнённости.

Как видно из табл. 5, при эксплуатации скважин на периодическом режиме значения обводнённости имеют значительный «разброс», в т. ч. на «ручном» режиме он составляет по различным скважинам от 10 до 96 %, а на автоматическом – от 4 до 74 %. При постоянном режиме разброс полученных значений значительно ниже и составляет от 2 до 36 %.

Наиболее характерные графики динамики изменения обводнённости скважинной продукции приведены на рис. 3, 4 и 5.



Рис. 3.



Рис. 4.


Рис. 5.
Как видно из представленных рисунков, содержание воды в жидкости при периодическом «ручном» режиме эксплуатации изменяется в весьма широком диапазоне, в т.ч. на скв.№ 21005 НГДУ «АН» – от 15 до 100 %, скв. №4161 НГДУ «ЯН» – от 4 до 100 % и на скв.№372 НГДУ «БН» – от 10 до 50%. В меньшей степени разброс значений наблюдается при работе скважин на «автоматическом режиме», в т.ч. на скв. №21105 – от 11 до 85 %, скв. №4161 – от 8 до 34 % и на скв. №372 – от 2 до 62 %. При постоянном режиме работы по этим скважинам получены более стабильные данные с наименьшими значениями разброса по обводнённости, в т.ч. на скв. №21105 – от 18 до 54 %, скв. №4161 – от 7 до 15% и на скв. №372 – от 13 до 32 %.

Таким образом, из полученных результатов следует, что пробы, отобранные при эксплуатации скважин на постоянном режиме являются более стабильными и предпочтительны для составления геолого-технологического режима работы скважины.
2.5.Анализ удельных энергозатрат на добычу скважинной продукции
Одним из основных показателей эффективности работы скважинных насосных установок является величина удельных энергетических затрат на подъём жидкости.

Графики зависимости удельных энергозатрат, в т.ч. активной и реактивной мощности, на добычу скважинной продукции малодебитными скважинами девонского горизонта представлены на рис. 6 и 7.


Рис. 6.

Рис. 7.

Как видно из рис. 6 и 7, эффективность от перевода на периодическую эксплуатацию снижается с увеличением дебита скважины, как по активной, так и по реактивной электроэнергии. Выявленная зависимость свидетельствует о большой доле энергозатрат на добычу жидкости в скважинах с дебитами менее 2 м³/сут, а так - же о большей доле экономии электроэнергии в этих скважинах. Так, например, для девонских скважин с дебитом 2 м³/сут при переводе с постоянного режима эксплуатации на периодический потребление по активной энергии снижается в среднем в 2 раза (с 32 до 16 кВтч/м³), а по реактивной – в 2,1 раза (с 170 до 80 кВарч/м³).

Значительно меньший эффект получается на скважинах с дебитом от 2 до 5 м³/сут. Так, например, для скважин с дебитом 3,5 м³/сут снижение по активной мощности составит в среднем в 1,4 раза (с 20 до 14 кВтч/м³), а по реактивной – в 1,8 раза (с 135 до 75кВарч/м³).

Для скважин с дебитом 5 м³/сут и более эффект от снижения потребления активной мощности практически отсутствует, а по реактивной мощности составляет в среднем 55кВарч/м³.

Графики зависимости удельных энергозатрат на добычу скважинной продукции малодебитными скважинами угленосного горизонта представлены на рис. 8 и 9.

Рис. 8.

Рис. 9.

Как видно из рис. 8 и 9, эффективность от перевода на периодическую эксплуатацию скважин угленосного горизонта значительно ниже. Так, например, для скважин с дебитом 2 м³/сут при переводе с постоянного режима эксплуатации на периодический потребление по активной мощности снижается в среднем в 1,5 раза (с 20 до 13 кВтч/м³), а по реактивной – в 1,1 раза (с 120 до 110 кВарч/м³). Для скважин с дебитом более 2,0 м³/сут экономия по активной и реактивной электроэнергии незначительна.

Результаты замеров удельных энергозатрат на подъём скважинной жидкости в стоимостном выражении в среднем по анализируемому малодебитному фонду скважин представлены в табл. 6.
Таблица 6.

Средние удельные энергозатраты на подъём скважинной жидкости малодебитным фондом

Горизонт	Режим эксплуатации скважин	Средний дебит скважин		Средние удельные затраты эл/энергии на подъём скважинной продукции*
		по жидкости, м3/сут	по нефти, т/сут	руб/м3	руб/т	т.руб/год
Девон	Постоянный	2,96	2,05	17,2	33,6	17,6
	Периодический	2,10	1,49	9,0	15,6	6,6
Карбон	Постоянный	1,68	1,24	16,5	21,7	9,6
	Периодический	1,38	1,0	12,0	16,1	5,7

* - При расчётах использована средняя за 2003 г. по ОАО «Татнефть» стоимость 1 кВтч = 0,5682 руб.
Из табл. 3 видно, что средние удельные энергозатраты на подъём скважинной жидкости девонскими скважинами на постоянном режиме больше, чем на периодическом, в т. ч. на 8,2 руб/м³ по жидкости и на 18,0 руб/т по нефти. Эти же показатели для угленосных скважин несколько ниже и составляют по жидкости – 4,5 руб/м³ и по нефти – 5,6 руб/т. Годовой расход электроэнергии на подъём скважинной жидкости на поверхность девонскими скважинами на постоянном режиме (без учёта потерь в линиях электропередачи и принятом расчётном коэффициенте эксплуатации скважин 0,95) составляет в среднем 17,6 тыс.руб, а угленосными 9,6 тыс.руб.

Таким образом, при периодическом режиме эксплуатации скважин возможное снижение затрат по электроэнергии в среднем на одну скважину девонского фонда составит около 11,0 тыс.руб/год, угленосного – 4,0 тыс.руб/год.
2.6.Сравнительный анализ потребляемой мощности

электродвигателей при нагрузке и на холостом ходе
Дополнительно к предусмотренной «Программе работ…» на всех скважинах были произведены замеры потребления электроэнергии холостого хода электродвигателей СК. С этой целью на всех скважинах были произведены замеры потребляемой мощности при работе электродвигателей без нагрузки (с «откинутыми» ремнями). Результаты сравнительного анализа потребляемой активной мощности электродвигателей при нагрузке и на холостом ходе в среднем по НГДУ и по каждой скважине представлены на рис. 10 и 11.

Рис.10.

Рис. 11.

Как видно из рис. 10 и 11, величина потерь холостого хода составляет значительную долю в общем объёме энергозатрат малодебитных скважин, достигая на отдельных скважинах более 70% потребляемой мощности. При этом, величина потерь холостого хода увеличивается как с ростом мощности электродвигателей, так и уменьшением числа оборотов.

В ходе более детального анализа энергозатрат этих скважин выявлено следующее:

• 
  максимальная величина потерь холостого хода выявлена на скважине № 2348 НГДУ «АН» – 2,0 кВт (72 % от общей потребляемой), где установлен электродвигатель мощностью 18,5 кВт и 480 об/мин, минимальная – на скважине № 7829 – 0,48 кВт (27 %) с установленным электродвигателем 5,5 кВт, 960 об/мин;
  
• 
  средняя мощность при загрузке электродвигателей составляет 2,31 кВт, мощность при холостом ходе – 1,05 кВт, а величина потерь холостого хода – 45,5 %;
  
• 
  величина потерь холостого хода для одного и того же типа электродвигателей зависит от ряда дополнительных факторов, к которым относятся такие, как возраст, срок наработки и их техническое состояние (центровка, наличие смазки подшипников и т.д.). Проведение капитального ремонта также отрицательно сказывается на величине потерь холостого хода. При этом величина потерь может различаться более чем в 2 раза. Например, на скважине № 22741 НГДУ «БН», где установлен электродвигатель мощностью 15 кВт и 730 об/мин величина потерь холостого хода составляет 1,35 кВт, а на скважине № 372, где установлен аналогичный электродвигатель, – 0,63 кВт.
  

В ходе эксперимента, с целью анализа возможного снижения энергозатрат, на скважинах №№ 611 и 4161 НГДУ «Ямашнефть» электродвигатели мощностью 18,5 и 15 кВт (бывшие в употреблении) были заменены на электродвигатели меньшей мощности (новые) – 7,5 и 5,5 кВт соответственно. При этом потребление активной энергии снизилось в среднем на 25 %, реактивной энергии – на 56 %, коэффициент мощности повысился на 75 %, а ток снизился более чем в два раза. В абсолютном выражении потребление электроэнергии по скважине № 611 снизилось на 13,4 кВтч/сут (8,5 руб/сут), по скважине № 4161 – на 9,2 кВтч/сут (5,8 руб/сут).

Таким образом, в ходе исследований установлено, что:

• 
  средняя величина потерь холостого хода электродвигателей по выбранным малодебитным скважинам составляет 45,5 %, мощность при холостом ходе – 1,05 кВт, при загрузке электродвигателей – 2,31 кВт;
  
• 
  величина потерь холостого хода для одного и того же типа электродвигателей может различаться более чем в 2 раза и зависит, в первую очередь, от их технического состояния;
  
• 
  замена электродвигателей СК на двигатели меньшей мощности может при определённых условиях снизить энергопотребление на 25%, однако этот вопрос требует дополнительного изучения, т.к. в настоящее время в НГДУ замеры потребления электроэнергии двигателями СК на холостом ходе не проводятся.
  

2.7.Анализ эксплуатационных расходов для осуществления

периодической эксплуатации
Проблема эффективной малозатратной эксплуатации добывающих скважин, в т.ч. малодебитных была и остаётся для ОАО «Татнефть» одной из наиболее актуальных.

В 1996г. институтом «ТатНИПИнефть» совместно со специалистами НГДУ «Альметьевнефть» по заданию ОАО «Татнефть» проводились опытно-экспериментальные работы по целесообразности периодической эксплуатации скважин (договор № 95.878.97). Краткий отчёт о выполненной работе представлен в прилож. 1.

Необходимо отметить, что основные выводы, сделанные в 1996 г., нашли подтверждение при повторных, современных исследованиях. Учитывая накопленный опыт проведения исследований в этой области, можно констатировать, что периодический режим имеет ряд серьёзных недостатков:

• 
  значительные потери в добыче нефти (до 30 %). В зависимости от частоты включения установки и герметичности ГНО потери в добыче могут изменяться и будут наименьшими при работе скважины на программе с минимально допустимым периодом накопления (t_min=1 час);
  
• 
  неконтролируемость технологического режима (затруднение замера фактического дебита и обводнённости скважин). Как следствие, возможна работа скважин данной категории со «слабой» подачей или без подачи, что может быть классифицировано как скрытый простой;
  
• 
  дополнительные «вредные» пусковые нагрузки на редуктор и электродвигатель во время частых запусков снижают ресурс их работы;
  
• 
  увеличение подземных ремонтов (примерно на 10 - 20%) из-за возможности запарафинивания ГНО (преимущественно на девонском фонде скважин);
  
• 
  возможность замерзания устьевого оборудования и выкидной линии в зимнее время (при температуре минус 30ºС в течение трёх часов);
  
• 
  невозможность уравновешивания СК.
  

Кроме того, потребуются затраты на оборудование скважин техническими устройствами (реле времени, устройство для смазки полированного штока и СКЖ – при отсутствии индивидуального замера по ГЗУ), проведение дополнительных гидродинамических исследований.

В настоящее время основными причинами применения режима периодической эксплуатации на малодебитном фонде скважин, наряду с геологическими ограничениями, являются следующие:

• 
  использование насосов, СКН и электродвигателей завышенного типоразмера и, как следствие, невозможность приведения в соответствие к требуемым оптимальным параметрам работы системы ГНО - СКН;
  
• 
  невозможность снижения минимально допустимой длины хода (L=1,5 м) на скважинах, осложнённых формированием АСПО, и оборудованных штангами с шестью скребками-центраторами.
  

Для обеспечения эксплуатации малодебитного фонда скважин с УШГН, осложнённого формированием АСПО, на постоянном режиме при минимальной длине хода СК (L = 0,9 ÷ 1,2 м) технологическим службам всех НГДУ необходимо предусмотреть внедрение на данном фонде скважин штанг с минимально необходимым количеством скребков-центраторов (8 или 9 штук на одной штанге).

Для вывода девонских малодебитных скважин из бездействия и периодической эксплуатации перспективным направлением является применение насосов без всасывающего клапана. Оптимальная работа данных насосов достигается при динамическом уровне на приёме насоса, поэтому глубина спуска ГНО рассчитывается по минимально допустимому забойному давлению.

В ходе экспериментальных работ, перевод четырёх скважин (НГДУ «АН» и «БН») с периодической эксплуатации на постоянную с помощью насосов без всасывающего клапана обеспечил следующие преимущества:

• 
  увеличение дебита по нефти в среднем на одну скважину на 0,47 т/сут;
  
• 
  уменьшение глубины подвески насоса в среднем на одной скважине на 236 м;
  
• 
  обеспечение контроля за технологическим режимом работы скважины (дебит, обводнённость, Р_заб.).
  

3. Заключение по экономической эффективности эксплуатации

малодебитных скважин на периодическом и постоянном режимах
Оценка целесообразности перевода малодебитных скважин с постоянного на периодический режим откачки проводилась отделом экспертизы инвестиционных проектов на основе результатов исследований, представленных Инженерным центром и ПОДНиГ ОАО «Татнефть».

Основным источником эффективности является снижение затрат на электроэнергию. При расчете изменения затрат за потребление электроэнергии учитывалось:

• 
  дифференцирование платы за потреблённую энергию по зонам суток
  

DЗ₁ = Р_потр * ( D t ₁ * t ^э _п + D t ₂ * t ^э_н +D t ₃ * t ^э _пп ),
где: D З₁ – снижение платы за потребление эл/энергии при переводе скважины от постоянной откачки к периодическому режиму работы, руб;

Р_потр – потребляемая мощность эл.двигателя, кВт;

D t ₁ – уменьшение времени работы скважин после перевода на периодическую откачку в пиковой зоне;

t ^э _п – тариф в пиковой зоне (принимается равным 1140,2 руб /МВтч)

D t ₃ – уменьшение времени работы скважин после перевода на периодическую откачку в полупиковой зоне;

t^э_{п п} – тариф в полупиковой зоне (принимается равным 534,8руб/МВтч);

D t₂ – уменьшение времени работы скважин после перевода на периодическую откачку в ночной зоне;

t ^э _{п п} – тариф в ночной зоне (принимается равным 400,6 руб /МВтч);

• 
  плата за мощность Р _мощ берется , если скважина проработала в часы пик хоть какое-то незначительное время: