На правах рукописи

КОННОВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО

ДАВЛЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Бугульма - 2012 2

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Фаттахов Рустем Бариевич.

Официальные оппоненты: Гарифов Камиль Мансурович доктор технических наук, с.н.с., институт «ТатНИПИнефть», начальник отдела эксплуатации и ремонта скважин.

Захарова Елена Федоровна кандидат технических наук, доцент, Альметьевский государственный нефтяной институт (АГНИ), заместитель заведующего кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Ведущая организация: Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (г. Уфа).

Защита состоится 31 мая 2012 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефть.

Автореферат разослан 17 апреля 2012 г.

Учёный секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук Львова И.В

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы В компаниях, ведущих разработку нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и использующих заводнение для поддержания пластового давления (ППД), 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 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.

Повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД является актуальной и одной из приоритетных задач нефтяных компаний России.

Цель работы Основной целью данной работы является повышение энергоэффективности разработки нефтяных месторождений за счет применения новых методов и технологических схем закачки на примере месторождений ОАО «Татнефть».

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 закачки; энергоэффективности эксплуатации системы ППД за счет снижения себестоимости закачки и давления в высоконапорных водоводах, увеличения времени между очистками призабойной 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.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов Решение поставленных задач основано на проведении промысловых исследований и испытаний, анализе и обобщении полученных данных. Результаты подтверждены опытно-промышленными испытаниями и легли в основу стандартов предприятия и руководящих документов.

Научная новизна:

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.

Основные защищаемые положения:

1. Комплексный подход к решению проблемы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД.

2. Результаты исследований технических характеристик насосных агрегатов, закономерности их изменения относительно паспортных характеристик, отклонения при аппроксимации напорных характеристик полиномами второй степени.

3. Технологические схемы, позволяющие повысить: адресность, управляемость закачки; энергоэффективность эксплуатации в условиях сложившейся системы ППД, характерной особенностью которой является централизация закачки.

4. Методика выбора комплекса методов и технологических схем по повышению энергоэффективности эксплуатации системы ППД, обладающая инвариантностью по отношению к выбираемым объектам.

5. Методология расчета межремонтного периода и прогнозирования срока работы насоса до проведения капитального ремонта, учитывающая режимы его работы, динамику цен на электроэнергию и капитальный ремонт.

6. Методология контроля достоверности показаний датчиков технических параметров насосных агрегатов.

Практическая ценность и реализация результатов исследований:

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.

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 и капитальный ремонт, позволяет повысить точность расчетов и обеспечить выполнение 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. Разработаны стандарты предприятия: СТО ТН 028-2008 «Закачка технологической жидкости для поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть», СТО ТН 032 «Эксплуатация насосных агрегатов системы поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть»; руководящие документы: РД 153-39.0-448-06 «Инструкция по оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки воды в системе ППД ОАО «Татнефть», РД 153-39.1-582-08 «Инструкция по выбору типовой конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС», РД 153-39.1-633-09 «Инструкция по применению технологии одновременнораздельной закачки воды и подбору скважин для ОРЗ в системе ППД ОАО «Татнефть», РД 153-39.0-651-09 «Инструкция по обследованию системы ППД с целью повышения эффективности её эксплуатации»; РД 153-39.1-656-10 «Методика расчета межремонтного периода насосных агрегатов с учетом фактического состояния», РД 153-39.0-751-12 «Инструкция по выбору и расчету экономически обоснованного комплекса мероприятий по оптимизации потребления электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть».

14. 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.».

15. Применение разработанных технологических схем закачки в 2011 году дало экономический эффект в объеме 12,4 млн. рублей.

Апробация работы Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на 7-ой Всероссийская научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, 2007 г.;

VII Конгрессе нефтегазопромышленников России, г. Уфа, 2007 г.; научнопрактических конференциях в рамках XVIII и XIX международных нефтегазовых форумов «Газ. Нефть. Технологии», г. Уфа, 2010 и 2011 гг.; международной научно-практической конференции «EcoPump.ru 2011 InnoValve. Эффективность и экологичность насосного оборудования и инновационное оборудование и технологии в арматуростроении», г. Москва, 2011 г.; семинаре «Современное состояние проблем подготовки продукции скважин», г. Бугульма, 2010; семинаре специалистов ППД ОАО «Татнефть», г. Бавлы, 2011 г.; представлялись на международных выставках и конкурсах: «Энергетика. Ресурсосбережение», г. Казань, 2005, 2006 гг.; XIII международном Салоне изобретений и инновационных технологий "Архимед-2010", г. Москва, 2010 г.; «Пятьдесят лучших инновационных идей для республики Татарстан», г. Казань, 2009, 2010, 2011 гг.;

отмечены дипломом II степени на Научно-технической ярмарке идей и предложений группы компаний ОАО «Татнефть», г. Альметьевск, 2010 г. Материалы диссертации используются в учебном процессе Альметьевского государственного нефтяного института.

Публикация результатов и личный вклад автора Основные результаты диссертации опубликованы в 23 печатных работах, в том числе 1 в журнале, рекомендованном ВАК, 5 патентах на изобретения, 1 свидетельстве о государственной регистрации программы для ЭВМ, 4 патентах на полезные модели, 1 учебном пособии и 2 тезисах докладов.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задачи, испытания, сбор данных, обобщение и анализ полученных результатов.

Структура и объём работы Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы из 109 наименований и приложения. Объем работы составляет 164 машинописные страницы, в том числе 78 рисунков, 15 таблиц.

Краткое содержание работы Во введении обоснована актуальность темы и важность проблемы снижения энергетических затрат в системе ППД, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее реализация в промышленности, цель, задачи и основные направления исследований.

Проблема повышения энергоэффективности эксплуатации систем ППД Муслимов Р.Х., Тронов В.П., Сулейманов Р.Н., Еронин В.А., Лапшин В.И., Хисамов Р.С., Горбатиков В.А., Матвеев Ю.Г., Галеев А.С., Багманов А. А., Фадеев В.Г., Фаттахов Р.Б., Колосов Б.В., Алексеева Ю.А., Соколов С.М.

В первой главе приведен анализ состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть», определены основные цели, задачи и направления энергосбережения при ее развитии. Превалирующая структура современной системы ППД, основной чертой которой является централизация, когда один насос закачивает в 10 и более скважин с различными параметрами, а регулировка закачки осуществляется при помощи штуцирования на скважинах, представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Общая структура системы ППД ОАО «Татнефть»

Требования к заводнению и системе ППД в общем виде можно сформулировать как необходимость повышения управляемости и информативности, расширения диапазона и видов воздействий на пласт, энергоэффективности и экономичности в целом (рисунок 2). Вопросы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД не являются тривиальными. Это сложный набор взаимосвязанных задач, решение которых должно осуществляться комплексно.

ЦЕЛИ

КОНТРОЛЬ

Контроль количества и качества жидкости. Контроль давления закачки.

Объективизация данных по закачке (баланс в интервале Доб.скв.-ОС-КНС-НС).

Средствами контроля являются расходомеры, датчики давления, поточные анализаторы, датчики уровней в емкостях, контроллеры и т.д. Контроль приемистости нагнетательных скважин (внедрение расходомеров на устье удаленных скважин). Контроль и прогноз эксплуатации в зимний период

УПРАВЛЕНИЕ

Рисунок 2 – Основные цели, задачи и направления развития системы Направления снижения энергозатрат укрупненно можно разделить на три основные составляющие. Каждая из этих составляющих, в свою очередь, определяется набором взаимосвязанных задач, представленных на рисунке 3.

Сокращая циркуляцию воды в системе, можно добиться хороших результатов в энергосбережении, т.к. энергетические затраты экспоненциально зависят от обводненности, и существенный рост наблюдается при ее значении в 96 %.

Повышение надежности водоводов, защита их от коррозии и снижение давления перекачки относится к направлению минимизации аварийных потерь жидкости. В ходе исследований выявлена линейная зависимость удельной порывности от давления для высоконапорных водоводов с давлением перекачки от 10,0 до 17,0 МПа (рисунок 4).

Рисунок 4 – Зависимость удельной порывности от давления перекачки Т.о., защита водоводов только от коррозии кратковременна, т.е. необходим комплексный подход, поскольку снижение давления перекачки зависит от технологических схем закачки и эксплуатации насосного агрегата, которые, в свою очередь, зависят от правильного выбора насоса, оптимизации режимов его работы. Так как мероприятия по повышению энергоэффективности очень затратны, общее изменение схемы ППД расточительно, нужен «точечный» подход, а для этого необходимо определить основные источники непроизводительных затрат, методы и алгоритмы их снижения.

Во второй главе определены основные источники непроизводительных затрат электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть», выявлен потенциал снижения. Приведены методика и алгоритм оптимизации насосных агрегатов для групповой и индивидуальной закачки в системе ППД. Определены основные методы и технологические схемы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, разработан алгоритм их выбора. Результаты практического применения алгоритма представлены на примере НГДУ «Азнакаевскнефть».

Общие потери электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть» по укрупненной оценке автора составляют порядка 530 млн. кВтч/год. Максимально устранимые и достижимые (окупаемость до 5 и от 5 до 10 лет) потери электроэнергии: 300, 50, 120 млн. кВтч/год соответственно.

Источники непроизводительных затрат определяются сложившейся схемой ППД (рисунок 1). К ним относятся:

– несовершенство конструкции насосов (в т.ч. насосы очистных сооружений), муфт, редукторов, мультипликаторов, электродвигателей; несвоевременное техническое обслуживание и вывод в капитальный ремонт (330 млн. кВтч/год, в т.ч. числе из-за износа узлов – порядка 95 млн. кВтч/год);

– дросселирование потока на блоке гребенок (БГ), потери при дросселировании (23 млн. кВтч/год) оцениваются по формуле где E – дополнительные затраты электроэнергии, кВтч; Р – разница давлений на выходе насоса и выходе БГ, МПа; Q – объем закачки; – КПД насосного агрегата, %;

– ограничение закачки штуцерами высокоприемистых скважин для обеспечения закачки в низкоприемистые скважины (110 млн. кВтч/год);

– гидравлические потери на разводящих водоводах (60 млн. кВтч/год);

– потери при значительных пусковых токах, на кабелях от трансформаторной подстанции (ТП) до агрегата, собственные нужды подстанции, несовершенство станций управления электродвигателями (7 млн. кВтч/год).

Структура потерь по оценке автора представлена на рисунке 5. Основные потери связаны с насосными агрегатами, сюда же можно отнести потери на дросселирование и штуцирование, т.к. они прямо зависят от режимов работы насосов, что подразумевает комплексность в принятии решения по сокращению потерь электроэнергии.

Рисунок 5 – Структура потерь электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть»

Исходя из источников потерь электроэнергии (они могут немного отличаться по вкладу в общие потери в зависимости от объекта) были определены основные методы и технологические схемы для снижения потерь электроэнергии в системе ППД, разработан алгоритм их выбора по экономическому обоснованию. Сюда относятся следующие методы и технологические схемы:

– замена насосных агрегатов динамического действия на агрегаты с более высоким КПД, проведение своевременного технического обслуживания и капитального ремонта;

– снижение дросселирования на БГ перераспределением закачки и циклированием по скважинам со сходным устьевым давлением (разница не более 2, МПа), оптимизация насосов снятием ступеней, оптимизация схемы водоводов;

– применение частотно-регулируемых приводов (ЧРП);

– снижение штуцирования на скважинах (полностью штуцирование на современном этапе развития системы ППД исключить невозможно) за счет применения индивидуальных насосных агрегатов (шурф, межскважинная перекачка (МСП), внутрискважинная перекачка (ВСП), мини-КНС, передвижные насосные установки (ПНУ)). Основные способы индивидуализации закачки приведены на рисунке 6;

– снижение гидравлических потерь за счет постепенной замены водоводов с «черной» трубой на водоводы с МПТ при реконструкции системы ППД, за счет оптимизации схемы водоводов, снижения их общей длины, устранения местных сопротивлений;

– применение модернизированных станций управления электродвигателями в сочетании с микропроцессорными контроллерами, ограничение пусковых токов и т.п.;

– повышение приемистости скважин различными методами ОПЗ.

КНС КНС КНС

Рисунок 6 – Основные схемы индивидуализации закачки Применять методы и технологические схемы необходимо в комплексе, в различных сочетаниях (ЧРП с группировкой скважин по давлениям, применением шурфов, МСП, ВСП, замена основного насосного агрегата и т.д.).

Для оптимизации насосных агрегатов для групповой и индивидуальной закачки был разработан РД 153-39.0-448-06. Методический подход заключается в выборе насоса по техническим характеристикам с учетом характеристик сети водоводов (рисунок 7).

Рисунок 7 – Характеристики насоса и трубопроводной сети Аналогично выбирается насос для индивидуальной закачки. Общий алгоритм оптимизации насоса состоит из двух взаимозависимых алгоритмов выбора: по техническим характеристикам и технико-экономическим показателям.

Сначала производится гидравлический расчёт и построение характеристики трубопроводной сети. Выбираются насосы, работающие на все характеристики трубопроводной сети Нтр1, Нтр2, Нтр3 или на две характеристики трубопроводной сети Нтр1, Нтр2 – при своевременном проведении ОПЗ или применении ЧРП (рисунок 7). Выбор насоса производится после оценки по экономическим показателям выбранных насосов. Основными критериями являются: стоимость закачки технологической жидкости в расчете на 1м3 (С1м3, руб.), удельные затраты электроэнергии (э1м3, кВтч/м3). Лучшим будет насос с наименьшими затратами на закачку.

На рисунке 8 представлен алгоритм выбора основных методов и технологических схем по снижению потерь электроэнергии. В первую очередь подлежат оптимизации КНС, где перепад давления на участке КНС – БГ превышает 2,0 МПа для насосов типа ЦНС и 5,0 МПа для насосов типа ГНУ.

Конструкция насосов Завершение мероприятий выбор оптимального Рисунок 8 – Алгоритм выбора методов и технологических схем для оптимизации затрат электроэнергии в системе ППД По разработанным алгоритмам были рассчитаны варианты оптимизации схем закачки КНС-40 и 40М НГДУ «Азнакаевскнефть», лучший из которых даст экономию электроэнергии порядка 1,5 млн. кВтч/год, срок окупаемости этого мероприятия – 2,5 года.

Третья глава посвящена анализу основных технологических схем закачки и разработке новых технических решений для повышения энергоэффективности, адресности, управляемости закачки жидкости в пласт.

Как показал анализ мирового и российского опыта, существует большое количество инженерно-технических и технологических схем и решений, обеспечивающих бесперебойное функционирование системы ППД и выполнение основной задачи - создание условий работы нефтеносных пластов, обеспечивающих заданные темпы отбора и максимально возможный КИН. В связи с этим, в целях унификации основных инженерно-технологических решений, соотнесенных к условиям ОАО «Татнефть», был разработан ряд стандартов и РД.

В технологических схемах закачки системы ППД ОАО «Татнефть» для закачки сточных, пластовых и пресных вод в продуктивные пласты нагнетательных скважин используются: кустовые насосные станции («наземные» и «подземные»); технология МСП и ВСП (как вариант индивидуализации); индивидуальные насосные установки (с погружным электродвигателем – УЭНЦВ, с электродвигателем на устье скважины – УНЦСВ); передвижные насосные установки (ПНУ).

Закачка жидкости с использованием КНС в системе ППД ОАО «Татнефть» осуществляется по одной из схем, представленных на рисунке 10.

КНС КНС

Рисунок 10 – Технологические схемы закачки с использованием КНС Закачка по технологии МСП в ОАО «Татнефть» в основном осуществляется по схеме «прямая закачка», по которой пластовая вода из водозаборной скважины, минуя КНС, насосной установкой подается по водоводу высокого давления в одну или несколько нагнетательных скважин. Также используется схема МСП с шурфовым насосом и дожимным насосом на КНС. Схемы с применением МСП и ВСП можно рассматривать как частные случаи применения индивидуальных насосных установок. Шурфный вариант – один из наиболее распространенных. Основные схемы и требования к применению шурфного варианта закачки обобщены в разработанном РД 153-39.1-582-08 «Инструкция по выбору типовой конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС». Предпочтение отдается схемам с низконапорными водоводами.

В результате широкого спектра исследований технологических схем закачки и транспортировки жидкости, применяемых в системе ППД ОАО «Татнефть», были разработаны новые технологические схемы закачки жидкости, позволяющие повысить адресность и управляемость закачки, снизить загрязнение пласта, снизить давление в высоконапорных водоводах, тем самым обеспечивая повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД в целом. На рисунке 11 представлена одна из разработанных схем, которая работает в двух режимах – основном и подкачки.

Рисунок 11 – Технологическая схема кустовой закачки воды в нагнетательные В этой схеме основной режим и режим подкачки на различных скважинах распределены во времени и осуществляются одновременно одним насосом. За счёт этого производительность насоса КНС остается неизменной и находится в оптимальной зоне, снижается дросселирование, обеспечивается непрерывная закачка. Применение предложенных технологических схем закачки позволяет экономить до 0,902 рубля на 1 м3 закачанной по этим схемам жидкости.

В четвертой главе представлены результаты работы по повышению эффективности эксплуатации насосов системы ППД на основе определения и прогнозирования сроков работы насосных агрегатов до проведения капитальных ремонтов с учетом их технического состояния и режимов закачки. Анализ существующих методик определения срока работы насоса до проведения капитального ремонта выявил их общие недостатки, а именно – отсутствие прогнозной составляющей, использование при расчетах номинальных режимов, применение подобия параметров назначения паспортным характеристикам. Исследованиями характеристик новых насосных агрегатов были получены коэффициенты аппроксимации напорных и энергетических характеристик насосных агрегатов полиномами второй степени, часть из которых представлена в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 – Коэффициенты аппроксимирующих формул Тип насоса (тип Во время исследований парка из 150 насосных агрегатов было выявлено, что приблизительно в 5 % случаев, аппроксимация напорных характеристик полиномами второй степени дает ошибку порядка 2 %, что вызвано появлением дополнительных сопротивлений, связанных с износом насосного агрегата (рисунок 12).

Напор Н, м 1700, 1600, 1500, 1400, 1300, 1200, 900, Рисунок 12 – Напорно-расходная характеристика ЦНС 80- Наработка насоса, представленного на рисунке 12, составляла 10789 часов. Из этого рисунка также видно, что характеристики насоса меняются неконгруэнтно паспортным значениям. Т.о., использование номинальных значений при расчете срока работы насоса до проведения капитального ремонта приведет к существенным ошибкам в определении этого срока, а также к ошибкам в управлении закачкой, что будет влиять на процесс вытеснения нефти. Поэтому были разработаны методология и компьютерная программа, учитывающие режимы работы насосного агрегата, поскольку было выявлено, что темп падения КПД (рост удельных энергозатрат) зависит от режима закачки (таблица 2).

Т а б л и ц а 2 – Данные наблюдения работы ЦНС 80-1400 для расчета МРП 1-й период 15.01. 2-й период 01.02. 3-й период 01.03. 4-й период 01.04. Суть методологии заключается в следующем. Капитальный ремонт насосного агрегата целесообразно проводить, когда затраты на дополнительную электроэнергию (Здоп.э) сопоставимы с затратами на капитальный ремонт (Зкр) Здесь следует отметить, что при расчете экономически обоснованного срока до проведения капитального ремонта необходимо учитывать, что при капитальном ремонте полностью восстановить КПД насоса не удается. Снижение КПД насоса зависит от качества проведенного капитального ремонта и его следует учитывать при прогнозировании сроков до проведения капитального ремонта с помощью поправочного коэффициента. Для ОАО «Татнефть» этот коэффициент статистически был определен в 1,03. Для расчета предполагаемой наработки насосного агрегата до капитального ремонта необходимы и достаточны данные о затратах на капитальный ремонт (Зкр), тариф на электроэнергию (э), средняя подача насоса за период наблюдения (Qср.пер), наработка насосного агрегата за период (tпер.) и средневзвешенный темп увеличения удельных энергозатрат (ср.взв). Также необходим средний коэффициент эксплуатации за период наблюдения (Кэ.пер). При этом период может быть любой – час, день, неделя, месяц (чем меньше, тем точнее расчет).

Затраты на капитальный ремонт (Зкр) определяются по формуле где Сдм – стоимость демонтажа и монтажа насосного агрегата при капитальном ремонте, руб.; Стр – транспортные расходы при капитальном ремонте, руб.; Скр – стоимость капитального ремонта насоса, руб.; Спн – стоимость пусконаладочных работ, руб.

Далее определяется средний темп изменения удельных энергозатрат за период эксплуатации по формуле где ср.пер – средние удельные затраты за период наблюдения; Qср.пер – средняя подача насоса в течение периода; 0(Qср.пер) – начальные (паспортные) удельные энергозатраты для подачи насоса Qср.пер; tобщ – общее время наработки.

Затем определяется средневзвешенный темп изменения удельных энергозатрат ср.взв по формуле где ср.взв. – средневзвешенный темп изменения удельных энергозатрат, (кВтч/м3)/ч; i – индекс периода для темпа изменения удельных энергозатрат;

tj, ti – наработка насосного агрегата за период, ч.

Затем определяется средневзвешенный за период эксплуатации расход насоса по формуле Затраты на дополнительную электроэнергию, потребляемую насосным агрегатом, из-за превышения удельных затрат от снижения КПД Здоп.э., руб., рассчитываются по формуле где ср.взв. – средневзвешенный темп увеличения удельных затрат по формуле (5); tн – время наработки насоса за период наблюдения; Qср.взв – средневзвешенный расход за период наблюдения по формуле (6), м3/ч; э – тариф на электроэнергию, р/кВтч; Tкр – время работы насосного агрегата до капитального ремонта, которое необходимо определить, ч.

Подставляя формулу (2) в формулу (7), определяем общий срок наработки насосного агрегата до капитального ремонта от начала эксплуатации, ч.

где kкр – поправочный коэффициент несовершенства капитального ремонта.

Если в процессе эксплуатации меняется тариф на электроэнергию, он учитывается по формуле где э.взв – средневзвешенный тариф на электроэнергию за время эксплуатации насосного агрегата на момент расчета времени проведения капитального ремонта;i – индекс тарифа, т.е. тариф 1, тариф 2 и т.д; tнi – время наработки по i-му тарифу.

В таблице 3 представлен результат работы разработанной компьютерной программы по данным таблицы 2.

Т а б л и ц а 3 – Результаты работы программы расчета МРП и прогноза срока до проведения капитального ремонта НГДУ - Джалильнефть КНС - Насос - ЦНС 80-1400 (1422) Номер агрегата - Средневзвешенный темп увеличения энергозатрат, кВт·ч/м /ч: 0, Время работы до капитального ремонта, ч:

Срок до предполагаемого капитального ремонта, сут.:

Срок окупаемости, сут.:

Новый тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч: (1,7) –через 4000 часов наработки Общая наработка насоса до капитального ремонта в сутках с учетом коэффициента эксплуатации:

В ходе анализа достоверности баз данных технических характеристик насосных агрегатов были выявлены ошибки, связанные с неточностями показаний датчиков технических параметров. Эти ошибки приводят к изменению режимов закачки и ухудшают условия разработки, поэтому была разработана методология контроля достоверности показаний датчиков без их дублирования.

Суть методологии контроля достоверности показаний датчиков, подверженных воздействию агрессивных факторов, заключается в том, что качестве контрольного параметра принимается потребляемая из сети мощность. При этом измеряемая мощность имеет взаимосвязь с расходом, плотностью и вычисляемым напором, с которыми ее соотносят за интервал наблюдения. Интервал наблюдения выбирается таким образом, чтобы снижение текущего напора (Hi) и текущего КПД (i) за этот промежуток времени не превышало 0,1 % (рассчитывается по темпу изменения указанных параметров за предыдущий период эксплуатации). Если соотнесенные текущие величины расхода и напора соответствуют текущей потребляемой мощности при текущей плотности жидкости в пределах допустимого диапазона возможного изменения параметров (1-2 %) (пульсация давления, плотности, неравномерность расхода, скачки напряжения и т.д.), то, следовательно, датчики измерения давления, расхода и т.п. находятся в исправном состоянии, иначе необходима их проверка (рисунок 13).

Напор H, м 1550, 1500, 1350, Рисунок 13 – Контроль взаимного соответствия показаний датчиков Технико-экономическая эффективность разработанных методологий достигается за счет контроля достоверности показаний датчиков, определения и прогнозирования КПД, удельных энергозатрат, в т.ч. при меняющихся режимах работы насосного агрегата, планирования материальных и трудовых ресурсов.

Методологии применимы для любых гидравлических машин с электрическим приводом, применяемых при разработке нефтяных месторождений. Применение методологий позволит экономить от 1 до 4 % электроэнергии за МРП насоса.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Проведен комплексный анализ текущего состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД в ОАО «Татнефть», определены основные требования к системе ППД: повышение экономичности, управляемости и информативности; расширение 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 ремонт; дросселирование потока на блоке гребенок; штуцирование закачки в скважины; гидравлические потери; потери на подстанциях. Выполнена оценка максимально устранимых потерь электроэнергии (300 млн.кВтч/год) и достижимых – со сроком окупаемости до 5 лет (50 млн.кВтч/год) и от до 10 лет (120 млн.кВтч/год).

3. Определены основные направления снижения энергозатрат в системе ППД: сокращение объемов воды, циркулирующей в системе; рациональное использование воды-рабочего агента; повышение 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, полученный в 2011 г., составил 12,4 млн. руб. Удельный эффект: 0,9 руб. на 1 м3 закачиваемой по разработанным технологиям жидкости.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Коннов, В.А. Повышение эффективности эксплуатации насосных агрегатов системы ППД на основе прогнозирования сроков проведения капитального ремонта с учетом режимов закачки и технического состояния насосов [Текст] / В.А. Коннов, Р.Б. Фаттахов // Нефтепромысловой дело. – 2011. – № 4. – С.33-38.

2. Способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины [Текст] :

пат. 2387816 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Степанов В.Ф., Арсентьев А.А., Коннов В.А.,; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 2009115496/03 ; заявл. 23.04.09 ; опубл. 27.04.10, Бюл. № 12. – 8 с.

3. Система закачки воды [Текст] : пат. 2386021 Рос. Федерация :

МПК Е 21 В 43/20, F 17 D 3/00 / Фаттахов Р.Б., Арсентьев А.А., Сахабутдинов Р.З., Кудряшова Л.В. Коннов В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 200151198/03 ; заявл. 23.12.08 ; опубл. 10.04.10, Бюл. № 10. – 10 с.

4. Система закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины [Текст] : пат. 2397318 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Абрамов М.А., Степанов В.Ф., Арсентьев А.А, Коннов В.А., Соболев С.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 2009124535/03 ; заявл. 26.06.09 ; опубл. 20.08.10, Бюл. № 23. – 8 с.

5. Способ эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт [Текст] : пат. 2352822 Рос. Федерация : МПК F 04 D 15/00 / Фаттахов Р.Б., Коннов В.А. и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 2007129856/06 ;

заявл. 03.08.07 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11. – 10 с.

6. Способ эксплуатации насосного агрегата в процессе закачки жидкости в пласт [Текст] : пат. 2395723 Рос. Федерация : МПК F 04 D 15/00, E 21 B 21/08 / Коннов В.А., Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Степанов В.Ф., Арсентьев А.А. ;

заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 2007129856/06 ; заявл.

03.08.07 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11. – 10 с.

7. Программа расчета межремонтного периода насосного агрегата с учетом фактического состояния и режимов работы [Текст] : свид. о гос. рег. программы для ЭВМ 2011611454 Рос. Федерация / Коннов В.А., Соболев С.А., Фаттахов Р.Б., Степанов В.Ф. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 2010618152 ; заявл. 23.12.10 ; зарег. 12.02.11, Реестр программ для ЭВМ.

8. Кустовая насосная станция [Текст] : пат. 48207 Рос. Федерация :

МПК F 04 D 15/00/ Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Кудряшова Л.В, Коннов В.А. и др.; заявитель ОАО «Татнефть». – 2005115433/22; заявл. 20.05.05 ; патентообладатель ООО «Нефтегазовые технологии»; опубл. 27.09.05, Бюл. № 27.–5 с.

9. Система транспортирования и закачки воды в пласт [Текст] : пат. Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Абрамов М.А., Степанов В.Ф., Коннов В.А. и др. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 20091343001/03 ; заявл. 11.09.09 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11. – 8 с.

10. Система закачки воды [Текст] : пат. 34628 Рос. Федерация :

МПК Е 21 В 43/20, E 21 B 43/00 / Андреев И.И., Степанов В.Ф., Коннов В.А., Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 2003125412/20 ; заявл. 18.08.03 ; опубл. 10.12.03, Бюл. № 10. – 5 с.

11. Система поддержания пластового давления [Текст] : пат. 92090 Рос.

Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Степанов В.Ф., Сахабутдинов Р.З., Арсентьев А.А., Коннов В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – 2009103549/03 ; заявл. 03.02.09 ; опубл. 10.03.10, Бюл. № 7. – 8 с.

Коннов, В.А. Применение эксплуатационных пакеров в нагнетательных скважинах системы ППД. Применение пакера М1-Х в ОАО «Татнефть».

Учебное пособие. [Текст] / А.А. Арсентьев, Р.Б. Фаттахов, И.А. Фаррахов, В.А.

Коннов // Альметьевск. – АГНИ.: – 2007. – 30 с.

13. Коннов, В.А. Комплекс мер по обеспечению контроля рабочего состояния насосов системы ППД с учетом изменения КПД. Определение и прогнозирование межремонтных периодов насосных агрегатов с учетом фактических состояний, режимов работы насосов. Повышение эффективности и сокращение затрат на эксплуатацию насосов системы ППД [Текст] / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов, В.Ф. Степанов и др. // Сборник матер. Науч.-техн. ярмарки идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвящ. 60-летию ОАО «Татнефть». – Бугульма: – 2010. С. 4 – 30.

14. Коннов, В.А. Методика расчета экономически обоснованных сроков межремонтного периода насосных агрегатов системы ППД [Текст] / В.А. Коннов, Р.Б. Фаттахов // Ученые записки АГНИ. – Альметьевск: – 2010.

15. Коннов, В.А. О направлениях развития системы поддержания пластового давления [Текст] / А.А. Арсентьев, Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов // Ученые записки АГНИ. – Альметьевск.: – 2011. – С. 98-102.

Коннов, В.А. Пути сокращения затрат на эксплуатацию насосных агрегатов системы ППД за счет оптимизации проведения диагностик и ремонтов [Текст] / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов, В.Ф. Степанов // Сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. – М. : ВНИИОЭНГ. - 2008. – С. 405-413.

17. Коннов, В.А. Выбор энергоэффективных технологий кустовой закачки воды в системе поддержания пластового давления на основе распределения потоков закачиваемой жидкости [Текст] / Н.Г. Ибрагимов, Р.Б.Фаттахов, В.А. Коннов и др. // Сборник науч. тр. «ТатНИПИнефть». – Выпуск №LХХVIII. – М.:

ОАО «ВНИИОЭНГ». – 2010. – С.261 – 267.

18. Коннов, В.А. Контроль достоверности показаний измерительных приборов в процессе эксплуатации насосных агрегатов системы поддержания пластового давления [Текст] / В.А. Коннов // Матер. форума Проблемы и методы обеспечения безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. – Уфа.: – 2010. – С. 233 – 234.

19. Коннов, В.А. Вопросы энергоэффективной эксплуатации и развития системы поддержания пластового давления [Текст] / В.А. Коннов, Р.Б. Фаттахов // Матер. форума Проблемы и методы обеспечения безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. – Уфа.: – 2011. – С.112 – 113.

20. Коннов В.А. Контроль достоверности показаний измерительных приборов в процессе эксплуатации насосных агрегатов системы ППД [Текст] / В.А. Коннов / Сб. докл. междунар. науч.-практич. конф. EcoPump.ru InnoValve. – М.: – 2011. – С. 63-64.

21. Коннов, В.А. Оптимизация сроков проведения предупредительных капитальных ремонтов (ПКР) насосов КНС [Текст] / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов и др. // Матер. форума Проблемы и методы обеспечения безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. – Уфа.: – 2007. – С. 181-183.

22. Коннов, В.А. Надежность пакеров и исследование негерметичности системы «НКТ-пакер-ЭК» [Текст] / В.А. Коннов // Тез. докл. 7-ая Всерос. научн.техн. конф. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. – М.: РГУ нефти и газа им. Губкина. – 2007. – С. 118-119.

23. Коннов, В.А. Концепция развития системы ППД в ОАО «Tатнефть»

на современном этапе [Текст] / Р.Б. Фаттахов, А.А. Арсентьев, В.А. Коннов / Сб.

тез. докл. семинара Современное состояние проблем подготовки продукции скважин. – Бугульма.: ТатНИПИнефть. – 2010. – С. 78 – 80.