Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при экспл

этому потери энергии сводятся к минимуму. В отличие от электрообогрева в системе парообогрева горячими являются и трубопровод подачи пара, и распределительные гребенки и теплопроводы отвода конденсата. Даже при наличии самой лучшей теплоизоляции существуют потери тепла.

Значительные резервы снижения энергозатрат и повышения эффективности технологических процессов в нефтедобыче связаны с системой поддержания пластового давления.

Объем закачки в пласт различных агентов (в основном воды) для поддержания пластового давления определяется технологическими документами и контролируется при разработке месторождения. Количество закачиваемой воды, особенно с учетом выработанности запасов, может кратно превышать объемы добываемой нефти.

Давление нагнетания Рнаг на практике определяется типом имеющегося насосного оборудования и ограничено условием обеспечения требуемого объема закачки агента в пласт, который обратно пропорционален проницаемости призабойной зоны и подвижности закачиваемой воды, что характеризуется коэффициентом приемистости. Увеличение коэффициента приемистости повышает объемызакачки при одном и том же давлении нагнетания.

Снижение давления нагнетания на 1 МПа обеспечивает экономию 650 кВт·ч на каждые закачанные 100 м3/сут жидкости и увеличение добычи нефти на 1,3 т/сут [14].

Выбор и обоснование рациональных параметров, характеризующих технологические процессы при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, создает основу для оптимизации энергозатрат в нефтедобыче.

1.3. Энергосбережение и экологическая безопасность при проектировании и оптимизации технологических процессов в нефтедобыче

Способы эксплуатации и технологические режимы работы нефтедобывающих скважин. Подъем жидкости (неф-

ти) в скважинах на поверхность в полной мере или частично

31

осуществляется за счет энергии продуктивного пласта. Эта энергия проявляется через пластовое и забойное давление. При этом могут иметь место три случая:

1)пластовой энергии достаточно для перемещения (продвижения) требуемого количества нефти к забоям добывающих скважин и для подъема жидкости на поверхность;

2)забойного давления достаточно для подъема жидкости на поверхность, однако это давление незначительно отличается от пластового давления, поэтому при низких коэффициентах продуктивности приток нефти в скважину незначителен. По условиям работы пласта забойное давление может быть снижено для увеличения притока нефти, но в этом случае это давление будет недостаточным для подъема жидкости в скважине;

3)пластовое давление ниже давления, необходимого для подъема жидкости в скважине.

В первом случае добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом – наиболее эффективным и наименее энергозатратным.

Во втором случае скважины могут эксплуатироваться фонтанным или механизированным способом, например с помощью скважинных насосов, применение которых обеспечивает ввод

вскважины с поверхности дополнительной энергии, что позволяет снижать забойное давление, увеличивать депрессию на пласт и приток жидкости в скважины, т.е. увеличивать их дебиты. Однако применение насосов увеличивает энергетические затраты на эксплуатацию скважин, поэтому выбор варианта эксплуатации скважины – фонтаном или с помощью насоса – должен осуществляться на основании технико-экономического расчета, по результатам которого выбирается наиболее выгодный с экономической точки зрения вариант.

В третьем случае эксплуатация скважин без ввода в них дополнительной энергии невозможна, поэтому применяются скважинные насосы или газлифтная эксплуатация скважин (ввод дополнительной энергии в виде сжатого агента – газа).

32

Эксплуатация добывающих скважин с применением насосов (штанговых, электроцентробежных, винтовых, диафрагменных, струйных, гидропоршневых и др.) или с применением технологий газлифта называется механизированной.

При решении вопроса о выборе способа эксплуатации скважины следует прежде всего определить условия ее фонтанирования, т.е. рассчитать минимальное забойное давление фонтанирования скважины Рз.ф.мин. В общем случае

Рз.ф.мин = ρж·g (Нскв – Ннас) + ρсм·g·Ннас + ∆Ртр.ж + ∆Ртр.см + Ру,

где ρж – плотность жидкости в интервале от забоя до глубины Ннас, на которой давление в скважине равно давлению насыщения нефти газом; ρсм – средняя плотность газожидкостной смеси в интервале от сечения с отметкой Ннас до устья скважины; ∆Р и ∆Р – потери давления на трение на участках движения жидкости и газожидкостной смеси; Ру – давление на устье скважины.

Если пластовое давление Рпл > Рз.ф.мин, скважина может фонтанировать.

После определения Рз.ф.мин решается вопрос о минимальном забойном давлении (Рз.мин) при эксплуатации данной скважины.

При выполнении условия Рз.ф.мин ≤ Рз.мин < Рпл выбирается фонтанный способ эксплуатации скважины (Рзаб ≥Рз.мин).

Если Рз.мин < Рз.ф.мин < Рпл, скважина эксплуатируется фонтанным способом при Рз ≥ Р или механизированным спосо-

бом при (Рз ≥ Рз.мин) < Рз.ф.мин.

В последнем случае дебит скважины при механизированной эксплуатации (qмех) может быть больше дебита скважины при фонтанировании (qф).

Максимальный дебит при фонтанной эксплуатации скважины

qф.макс = Кпрод·(Рпл – Рз.ф. мин),

при механизированной эксплуатации (Рз.мин < Рз.ф.мин)

qмех.макс = Кпрод·(Рпл – Рз.мин),

где Кпрод – коэффициент продуктивности скважины.

33

Очевидно, что при Рз < Рз.ф.мин имеет место qмех > qф. Выбор способа эксплуатации в случае, когда выполняется

последнее условие, решается с учетом экономических показателей, исходя из условия получения наибольшей прибыли.

Наиболее распространенными в настоящее время способами добычи нефти являются добыча с помощью скважинных штанговых (СШН) и электроцентробежных (ЭЦН) насосов. Каждый из способов эксплуатации имеет преимущества и недостатки [38].

Установки СШН предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки ЭЦН – для эксплуатации

5 м3/сут, независимо от высоты подъема жидкости. Скважины с дебитом более 100 м3/сут, независимо от высоты подъема жидкости, относятся к высокодебитным. Остальные скважины, не попадающие в эти категории, относятся к среднедебитным. По высоте подъема жидкости все скважины условно делятся на неглубокие – до 500 м; средней глубины – от 500 до 1500 м и глубокие – более 1500 м.

Вид (способ) механизированной эксплуатации скважины выбирается с учетом имеющегося на предприятии опыта и удельных затрат на подъем жидкости в скважине. На рис. 3 в качестве условного примера показана зависимость удельных затрат от дебита скважины при эксплуатации ее с помощью установки скважинного штангового насоса (УСШН) и установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).

34

Рис. 3. Зависимость удельных затрат на подъем жидкости в скважине от дебита

Для показанной на рис. 3 зависимости при дебитах менее 20 м3/сут выбирается способ эксплуатации скважины с УСШН, при более высоких дебитах – с УЭЦН.

Выбор способа эксплуатации добывающих скважин и приоритетность эксплуатации скважин СШН и ЭЦН показаны в табл. 2.

Остальные типы насосов (гидропоршневые, электровинтовые и др.) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с УСШН и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.

Многообразие способов эксплуатации и вариантов компоновки оборудования обусловливает необходимость учета совокупности технологических, экономических критериев и ограничений, а также учета взаимовлияния скважин.

Метод согласованного выбора рационального способа эксплуатации группы добывающих скважин основан на совокупности следующих взаимосвязанных задач [40]:

– идентификация параметров моделей фильтрации с использованием ретроспективных данных;

35

–исследование моделей фильтрации для получения различных вариантов согласованных значений дебитов и забойных давлений для каждой скважины из группы взаимосвязанных,

атакже динамики показателей разработки (накопленная добыча нефти, обводненность и др.);

–формирование перечня принципиально возможных способов эксплуатации каждой скважины и получение по каждому способу множества вариантов компоновки оборудования (для выбранных значений дебитов и забойных давлений);

–выбор оптимальных вариантов компоновки оборудования для каждого из согласованных распределений дебитов и забойных давлений;

–выбор оптимального (рационального) способа эксплуатации для каждой скважины группы.

Получение нескольких согласованных значений дебитов и забойных давлений для каждой скважины из группы взаимосвязанных возможно при проведении численных исследований с помощью фильтрационных моделей. Поэтому для каждого конкретного месторождения предварительно должна быть обоснована гидродинамическая модель. Идентификацию параметров геолого-технологических гидродинамических моделей наиболее целесообразно проводить на основе использования данных по динамике дебитов, забойных давлений, статического и динамического уровней, приемистости нагнетательных скважин.

Выбор множества вариантов компоновки оборудования проводится также на основе расчета по известным методикам подбора с учетом конкретных условий эксплуатации. Необходимое при этом сокращение числа рассматриваемых типов установки можно осуществить по результатам обработки экспертных оценок способов эксплуатации. Результатом оптимизации является компоновка скважинного оборудования по каждой скважине.

При подборе глубинно-насосного оборудования добывающих скважин, обладающего наименьшим энергопотреблением, необходимо определить оптимальный дебит скважины.

36

Рациональное использование энергетических ресурсов пласта, оптимизация и регулирование технологических режимов эксплуатации скважин – одно из основных направлений оптимального управления разработкой нефтегазовых месторождений и снижения энергозатрат при добыче нефти [69].

Приток флюидов к забоям добывающих скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлениями. В ходе эксплуатации скважин в околоскважинной зоне пласта появляются дополнительные фильтрационные сопротивления, на преодоление которых расходуется энергия пласта.

Дополнительные потери давления в пласте могут быть связаны с проявлением различных факторов и характеризуются величиной скин-фактора S. Результаты исследований влияния различных факторов на значение S (с помощью электролитических моделей, аналитических исследований, математического численного моделирования) представляются в виде аналитических зависимостей, графиков, номограмм и палеток [67].

Скин-фактор можно представить как дополнительное слагаемое в формуле Дюпюи, с помощью которой рассчитывают дебит скважины:

где k – проницаемость удаленной зоны пласта; h – толщина пласта; ∆Рпл – депрессия на пласт; µ – вязкость (динамическая) жидкости; rс – радиус скважины; rк – радиус контура питанияскважины;

Скин-фактор можно определить по формуле [66]

где rs – радиус прискважинной зоны с измененной проницаемостью.

На рис. 4 схематически представлена скважина в двухзональном пласте. В пласте с проницаемостью k находится скважина с радиусом rc, а в призабойной зоне пласта (ПЗП) наблю-

37

дается круговая зона радиуса rs, в которой проницаемость равна ks. Дебит скважины при установившейся плоскорадиальной фильтрации в этом случае выражается формулой

где Pк и Pз – давление на контуре питания и на забое скважины. Депрессия на пласт в формулах (1) и (2)

Скин-фактор S представляет собой часть общей депрессии на пласт, которая расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне радиуса rs, где проявляется скин-эффект. Можно записать

На рис. 4 приведены эпюры стационарного распределения давления в пласте Р (r) для различных случаев скин-фактора:

–сплошная линия: S = 0; ks = k; однородный пласт;

–пунктирная линия: S1 больше 0; ks меньше k; ухудшенная проницаемость ПЗП (засорение, кольматаж, различные отложения и т.д.);

–точечная линия: S2 меньше 0; ks больше k; улучшенная проницаемость ПЗП (за счет проведения обработок ПЗП, наличия трещин и др.).

В случае s1 > 0 депрессия на пласт при том же (однородный

пласт) дебите уменьшается на∆Ps1 ; в случае s2 < 0 депрессия увеличивается на ∆Ps2 .

38

Рис. 4. Схема скважины со скин-фактором в ПЗП и эпюры распределения давления в двухзональном пласте

Определение величины скин-фактора S (его знака и численного значения) позволяет решать важные практические задачи:

1)оценивать состояние ПЗП скважины;

2)ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;

3)служить основой для планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ).

39

Основная расчетная формула для распределения давления в пласте влияния скин-фактора имеет вид

На точность определения скин-фактора влияет правильность обработки результатов гидродинамических исследований. Однако на результаты исследований влияют и другие факторы (влияние ствола скважины – послеэксплуатационный приток, различные режимы течения и другие эффекты), которые вносят неопределенность и затрудняют выделение прямолинейного участка на графике в полулогарифмических координатах, что может вызывать неуверенность в оценках скин-фактора.

Снизить потери энергии пласта при движении жидкости в призабойных зонах скважин возможно путем применения гео- лого-технических мероприятий (гидроразрыв, кислотные обработки и т.п.).

Эффективность таких мероприятий заметно отличается в различных геолого-физических условиях. Для повышения эффективности их проведения необходимо индивидуально для каждой скважины осуществлять выбор вида ГТМ и технологии его проведения.

40