Основы расчета электропотребления нефтяных и газовых промыслов. Учебное пособие

В этом случае расчет электропотребления проводится независимо от типов применяемого оборудования. В основу его положен интегральный принцип единства энергозатрат по технологическим процессам в добыче нефти.

Такими процессами являются: глубинно-насосная добыча нефти, поддержание пластового давления (ППД), сбор и транспорт нефти, подготовка нефти, водоснабжение системы ППД, сбор и транспорт попутного газа, строительство скважин и т. п.

Вопросы для самопроверки

1.По каким основным параметрам строятся и анализируются графики электропотребления? Из каких соображений выбраны параметры технологических процессов при расчете электропотребления?

2.Назовите типы графиков и приведите примеры разных типов графиков электропотребления.

3.Назовите цели определения электропотребления.

4.Дайте характеристику основных методов расчета электропотреб-

ления.

6.В чем сущность интегральных методов расчета электропотребле-

ния?

7.Почему в любых методах погрешность расчета электропотребления принята в достаточно широких пределах?

21

3. МЕТОДИКИ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

3.1. Глубинно-насосная добыча нефти

Физический процесс глубинно-насосной добычи нефти заключается в подъеме на поверхность добываемой жидкости с помощью насосов - в первую очередь глубинных штанговых (ШГН) и погружных центробежных электронасосов (ЭЦН), а также иных типов - диафрагменных, винтовых, струйных, гидропоршневых и т.д.

Основными факторами, определяющими энергозатраты, являются:

-глубина залегания жидкости (динамический уровень скважин);

-характеристика добываемой жидкости (газовый фактор, плотность, обводненность, вязкость);

-КПД способа извлечения (насоса, двигателя, передачи и т.п.). Фактически на поверхность поднимается не чистая нефть, а нефтесодержащая жидкость, поэтому оценивать удельные затраты электро-

энергии более правильно не на тонну добываемой нефти, а на тонну добываемой жидкости с последующим пересчетом через обводненность δн

н (Qж н Qнн) / Qж н,отн.ед.,

где Qжн - объем добытой насосами жидкости, т; Qнн- объем добытой насосами нефти, т.

Значение удельного электропотреблеиия на добычу одной тонны жидкости глубинно-насосным способом определяется в соответствии с Методикой расчета норм расхода электрической энергии на добычу нефти ВНИПИтермнефти

ГН = 2, 74*10 * Кдр*(1 - Г * Rнг )* (Ндин + НГЗУ )/ н, кВт.ч/т,

где гн - удельное электропотребление на тонну добытой насосным способом жидкости, кВт. ч/т;

Кдр коэффициент дополнительных расходов электроэнергии, зависящий от дискретности типоразмеров оборудования, объективных технологических факторов и т.п., рекомендуется принимать в пределах

1,01-1,06;

Г - средневзвешенный газовый фактор добываемой данным способом нефти, м3/т;

Rнг - средневзвешенная плотность попутного нефтяного газа, кг/м3; Ндин - глубина динамического уровня скважины, м; НГЗУ - уровень жидкости в сборных коллекторах групповых замер-

ных установгк (ГЗУ), м;н- КПД насосного способа добычи, отн. ед.

22

Для ЭЦН:

н = нас дв к тр,

где - нас, дв, к, тр - коэффициенты полезного действия соответственно насоса ЭЦН, двигателя ПЭД, погружного кабеля и трансформации напряжения, отн. ед.

Для ШГН:

н = нас дв п,

где н, дв, п. - коэффициенты полезного действия соответственно скважинно-штангового насоса, двигателя и механической передачи от насоса к двигателю.

Для винтовых и диафрагменных насосов н рассчитываются аналогично ЭЦН.

Втабл.6 представлены удельные энергозатраты на подъем тонны жидкости глубинно-насосным способом, подсчитанные по паспортным характеристикам оборудования ЭЦН и ШГН с учетом коэффициента дополнительных расходов электроэнергии Другим весьма простым способом оценки величины удельного электропотребления является применение метода интегральных коэффициентов.

Всоответствии с этим методом удельный расход электрической энергии оценивается не по всей совокупности технологических факторов, входящих в общую расчетную формулу, а лишь по одному - двум основным, так называемым нормообразующим, эти основные параметры имеют достаточно тесную корреляционную связь с электропотреблением, в том числе и удельным:

с KЏ’ HЉЏ’ / ’ , кВт.ч/т

где Кин - интегральный коэффициент, учитывающий влияние второстепенных и мало меняющихся факторов.

Таблица 6

Удельные затраты электроэнергии на подъем тонны жидкости установками ЭЦН и ШГН, кВт.ч/т

Например, для участка глубинно-насосной добычи нефти имеется информация за ряд лет:

Интегральный коэффициент Кин для участка по годам определяется в

виде:

Kинi ж i . i / Hдинi ,

где i - номер года (2010первый).

Величина интегрального коэффициента по годам составит:

Кин(2011) = 0.0068; Кин(2012) = 0.008; Кин(2013) = 0.0058; Кин(2014) = 0.0064; Кин(2015) = 0.0078,

то есть изменяется в пределах 0.0058 - 0.008. Средневзвешенное его значение составляет 0.007. Динамика величины Кин по годам является неопределенной.

Удельный расход электроэнергии на 2016 год по участку, если предполагается Ндин = 500 м, а н = 0.4 находится в пределах

ж .мин 0,0058 500 / 0,4 7,25 кВт.ч/т;

ж .макс 0,808 500 / 0,4 10,0 кВт.ч/т,

анаиболее вероятное значение

ж .ср 0,807 500 / 0,4 8,75 кВт.ч/т.

Таким образом, делается оценка удельных затрат электроэнергии на глубинно-насосную добычу нефти, по данным имеющейся отчетной и контрольной информации, даются пределы их изменения и оценивается наиболее вероятное значение. Метод может быть применен при оценке электрических нагрузок и электропотребления на перспективу на действующих месторождениях, либо на новых месторождениях по информации, полученной на объектах-аналогах.

Дальнейшие расчеты электропотребления и электрических нагрузок выполняются по методике, описанной выше - по объемам продукции и удельным показателям электропотребления считаются расходы электроэнергии по всем годам перспективного периода, а затем определяются расчетные электрические нагрузки путем деления годового электропотребления на число часов использования максимума нагрузки.

24

3.2 Газлифтная добыча нефти, сбор и транспорт попутного газа

Добыча нефти газлифтом основывается на искусственном повышении газового фактора добываемой продукции путем подачи в добывающие скважины попутного газа под высоким давлением. Газлифт достаточно энергоемок, основные электропотребители - компрессорные станции с высокими (до 12.5 МВт) единичными мощностями электродвигателей компрессоров.

Компрессорные станции являются также основными потребителями процесса сбора и транспорта попутного газа на месторождении. Основные соотношения, получаемые для газлифта, могут быть применены и для станций сбора и транспорта попутного газа.

Удельное электропотребление на компримирование тысячи кубометров газа определяется прямо пропорционально сжимаемости газового потока, абсолютной температуре процесса сжатия и логарифму отношения давления на выходе - входе компрессора, обратно пропорционально коэффициенту полезного действия компримирования.

Процесс газлифтной добычи нефти является сложным - фактически попутный газ является промежуточным рабочим телом, хотя от его количества, состава и качества зависит и добыча нефти и жидкости и рациональное электропотребление собственно на добычу нефти. Для оценки качества энергетического процесса извлечения продукции из скважин более информативным является удельное электропотребление на добычу жидкости газлифтом. Параметром, характеризующим энергетику добычи жидкости газлифтом, является величина Rг - отношение подводимого к скважинам газа к объему извлекаемой жидкости, м3/т. Удельное электропотребление на добычу тонны жидкости газлифтом определяется относительно стабильным удельным электропотреблением на выработку газа уд.г и в принципе изменяющимся в широких пределах в зависимости от многих факторов параметром Rг.

В процессе исследований электропотребления газлифтной добычи нефти установлено, что Rг определяется, в основном, глубиной залегания пластов, начальным дебитом скважин по жидкости и собственным газовым фактором добываемой нефти. В связи с этим, на добычу тонны жидкости для компрессорных станций с электроприводом можно определить рациональный удельный расход электроэнергии для некоторых средних промысловых условий.

Если имеется информация по компримированию газа по годам перспективы, то объемы электропотребления находятся по удельным затратам электроэнергии и объемам перекачки газа, а нагрузки рассчитываются путем деления годового электропотребления на число часов использования максимума нагрузок (для компрессорных станций - 6500 - 8000 часов в год).

25

3.3 Сбор, транспорт и подготовка нефти

Этот в общем-то единый технологический процесс может быть подразделен на несколько более мелких: собственно сбор и внутрипромысловый транспорт нефти, подготовка нефти, утилизация подтоварной воды, общепромысловый расход, куда входят все более или менее значимые расходы электрической энергии на сооружениях по внутрипромысловому транспорту и подготовке нефти.

Технологическое единство и в то же время разнообразие условий перекачки нефти, выполнение одними и теми же группами насосов различных операций, наконец, экспериментальное обследование различных типов установок на различных нефтяных месторождениях показывают, что совокупность указанных операций представляют из себя единый технологический процесс перекачки нефти и доведения ее до необходимой для сдачи кондиции.

На сегодня сложились две принципиальных схемы данного процесса. Первая - сбор продукции скважин, подача жидкости с начальной обводненностью на ДНС, где давление жидкости повышается до необходимого для подпора сырьевых насосов подготовки нефти. В рамках данной схемы может осуществляться первая ступень сепарации - отделение газа, жидкость же с обводненностью продукции скважин подается на установки подготовки нефти. Вторая - дожимные насосные станции имеют вторую ступень сепарации, при этом значительное количество воды освобождается из нефти непосредственно на ДНС, дальнейшая перекачка нефти осуществляется при некоторой стандартной обводненности от 5 до 10 %.

Первая схема применяется более часто, вторая - характерна для крупных месторождений, где каждая технологическая площадка по сбору и транспорту нефти фактически представляет из себя товарный парк или комплексный сепарационный пункт (КСП).

Технологический процесс перекачки и подготовки нефти (ППН) представляет из себя совокупность технологических установок, основными потребителями электроэнергии на которых являются нефтяные и водяные насосы:

-сырьевые (ДНС и сырьевые насосы на товарных парках и пунктах сбора и сепарации);

-горячей товарной нефти;

-рециркуляции некондиционной нефти;

-подачи пресной воды.

Затраты электроэнергии по каждой группе насосов определяются в

виде:

W€••’i 0,00274 KЉрi ( Hi / i ) Qi , кВт.ч/сут.,

где Hi, i - перепад давлений на приеме - выкиде и коэффициент полезного действия каждой i-й группы агрегатов, м вод.ст., отн.ед.;

Qi - производительность i-й группы насосов, м3/сут.;

26

Кдрi - коэффициент дополнительных расходов электроэнергии в i-м

процессе, 1.03 -1.06.

Технические характеристики насосов и электродвигателей ДНС, КСП, товарных парков и установок подготовки нефти представлены в табл.7.

Особым образом определяется рациональный расход электроэнергии на подготовку нефти с применением электродегидраторов.

Возможно также применение метода интегральных коэффициентов для определения оценки величины рационального удельного электропотребления в целом по процессу ППН:

где Крн - коэффициент рециркуляции некондиционной нефти;

HДНС, Hс, Hтн - разность напоров на выкиде - приеме насосов, соответственно ДНС, сырьевых и горячей товарной нефти, м

ДНС, ост - обводненность нефти соответственно на выходе ДНС и после прохождения первой ступени сепарации.

Расчеты по методу интегральных коэффициентов для уже действующих месторождений ведутся аналогично глубинно-насосной добыче

27

нефти по имеющейся информации по удельному электропотреблению и нормообразующим параметрам за 5 и более предыдущих промежутков времени. Расчеты нагрузок и электропотребления по годам перспективного периода ведутся аналогично другим технологическим процессам.

3.4 Поддержание пластового давления

Процесс поддержания пластового давления является наиболее энергоемким на нефтяных промыслах. Доля электропотребления этого процесса составляет 35-60 % общего электропотребления нефтяного месторождения.

Традиционно система закачки воды для целей ППД выполняется на основе крупных кустовых насосных станций (КНС) и разветвленной системы высоконапорных водоводов. Основными потребителями электроэнергии в системе ППД являются кустовые насосные станции (КНС) с установленными на них, как правило, насосами типа ЦНС 630-1700, ЦНС 500-1900, ЦНС 1801900 и ЦНС 180-1422 с электродвигателями типа СТД4000, СТД-1600 и СТД-1250 соответственно.

Электроэнергия, потребляемая КНС, может быть практически определена по выражению:

W™.•”‘ k Q H с T,

где Q - производительность КНС, м3/ч;

H - дифференциальный напор КНС, ат;

ж - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; k - коэффициент размерности, k = 2,73 10-5,

T - рассматриваемый период времени, час.

Значения рационального удельного расхода электроэнергии для насосов с паспортной характеристикой и диапазон допустимых изменений приведены в табл.8.

Таблица 8

Значения удельного расхода электроэнергии

Расчет годового электропотребления и нагрузок интегральным методом ведется так же, как и в предыдущих случаях.

28

3.5Водоснабжение системы поддержания пластового давления

Это система подъема и подачи воды с открытых водных источников и с водозаборных скважин до кустовых насосных станций.

Насосные станции первого подъема - это группы вертикальных или плавучих насосов на озерах и реках, а также кусты водозаборных скважин или одиночные водозаборные скважины.

Для поддержания подпорного давления на приеме КНС при большой длине водопроводов от станций первого подъема до КНС применяются станции второго, третьего, четвертого и т.д. водоподъемов - станции подкачки или подпора (cм. табл.9).

Для определения расходов электроэнергии промышленного водоснабжения, в системе которого имеются водозаборы открытого типа, скважинные водозаборы и станции подкачки (подпора) следует пользоваться выражением:

где Кдр - коэффициент дополнительных расходов электроэнергии на скважинных водозаборах, 1.01 -1.06;

Кдр1 - коэффициент дополнительных расходов электроэнергии на водозаборах открытого типа, 1.04 - 1.09;

сн эд - коэффициенты полезного действия скважинного насоса и электродвигателя (см. табл.9);

Qсв - суточный объем добычи воды из скважин, м3/сут.;

Н1, H2, Hk - напорнасоснойстанциипервогоподъема, второгоподъема, k-го подъема, м;

1, 2, k - коэффициенты полезного действия станций первого, второго, k-го подъемов

i = нi двi,

Q1, Q2, Qk - суточные объемы добычи и перекачки воды станциями первого, второго, k-го подъемов, м3/сут.

3.6. Строительство скважин (бурение)

Технологический процесс проводки скважин является в отличие от других, связанных с разработкой месторождений, неоднородным, состоящим из ряда операций, называемых основными технологическими режимами (ОТР):

-спуско-подъемными операциями (СПО);

-бурением;

-вспомогательными операциями (ВО).

Затраты электроэнергии по ОТР оцениваются по эмпирическим формулам:

для СПО:

a) подъем инструмента:

Wa = (F G M2 n + J M n) 10-6 , тыс. кВт.ч,

где F,J -постоянные величины, зависящие от грузоподъемности уста-

новки

F = 0.76 - 0.96;

J = 1.52 - 1.89;

G - вес свечи в глинистом растворе, кг; M - число свечей в колонне, шт.;

n - число рейсов инструмента, шт. б) спуск инструмента:

Wa = F M n 10-3 , тыс. кВт.ч,

где F принимается в пределах 1.33 - 1.89 в зависимости от грузоподъемности установки.

30