Способ мониторинга энергопотребления оборудования для добычи нефти и газа Российский патент 2023 года по МПК G06Q50/02 E21B47/00 G05B13/04 G05B19/418 H04W4/38 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при механизированной добычи углеводородов на скважинах. В частности, данное изобретение касается мониторинга энергопотребления оборудования, используемого для добычи нефти и газа, в целях снижения потребления энергии и своевременного выявления возможной неисправности, используя технологию цифрового двойника.

Одним из аналогов изобретения является система оценки энергоэффективности технологических процессов нефтедобычи, раскрытая в RU 151427, опубликованном 10.04.2025, МПК G06Q 10/06. Указанная система реализует соответствующий способ оценки энергоэффективности технологических процессов нефтедобычи, в процессе которого осуществляют сравнение значений дебита скважин, измеренных в режиме реального времени, с их пороговым значением дебита, а также анализ энергопотребления эталонного значения, хранящегося в базе данных и фактического значения потребления электроэнергии оборудования, спущенного в скважину в режиме реального времени. Используя данную систему определяют фактическое удельное энергопотребление и динамическую оценку энергоэффективности технологических процессов нефтедобычи, и исходя из структуры и состава нефтедобывающего оборудования осуществляют привязку к технологическому процессу данных энергопотребления.

Однако существенным недостатком указанного выше технического решения является то, что при использовании данного устройства не применяют технологию цифрового двойника скважины, которая позволяет смоделировать ряд технологических процессов, протекающих в скважине и своевременно выявить неэффективное использование оборудования, а также имеющиеся неисправности.

В качестве наиболее близкого аналога выступает способ мониторинга оборудования, используемого для добычи нефти и газа в скважинах нефтяного месторождения, раскрытый в заявке US 2016/0153266, опубликованный 02.06.2016. Указанный способ предусматривает мониторинг нескольких скважин, в процессе которого получают из базы данных основные параметры скважин, а также с датчиков, размещенных в контролируемых скважинах и/или соответствующих замерных установках. Далее на основании полученных из базы данных и измеренных параметров скважин определяют в реальном времени дебит каждой скважины. Формируют для нефтяного месторождения в целом его математическую модель, которая отражает его основные параметры, в том числе и анализ потребления электроэнергии оборудования, размещенного в скважине. В зависимости от показаний параметров на выходе данной модели изменяют удаленные настройки станции управления оборудованием и/или режимы его эксплуатации, таким образом, чтобы обеспечить максимальный объем добычи нефти и/или газа при минимальном энергопотреблении. По результатам мониторинга осуществляют отправку полученного результата для отображения данных о скважинах, в которых оборудование скважины подлежит оптимизации или замене.

Основным недостатком данного известного способа является то, что математическая модель формируется для всего нефтяного месторождения в целом, в то время как для повышения эффективности эксплуатации данного месторождения целесообразно сформировать индивидуальные цифровые модели для тех скважин, для которых значение дебита превышает предварительно заданное пороговое значение. Кроме того, при формировании цифровой модели, описывающей взаимодействие скважинного оборудования, а также процессов, протекающих в скважине в процессе ее эксплуатации, не учитывается диаметр погружного электродвигателя, который опущен в скважину.

С целью устранения указанных выше недостатков в рамках данного изобретения предложено использовать такой способ, в котором будут использованы индивидуальные цифровые модели только для тех скважин, для которых значение дебита превышает предварительно заданное пороговое значение и при их формировании будет учтен диаметр погружного электродвигателя, который опущен в скважину. Это позволит своевременно определять оборудование, рабочие параметры которого выходят за пределы установленного допуска, и своевременно принять меры для оптимизации его работы или ремонта.

Технический результат предлагаемого способа заключается в повышении эффективности выявления оборудования для добычи нефти и газа, требующего оптимизации или замены, за счет использования индивидуальных цифровых двойников только для тех скважин, которые имеют значение дебита, не ниже заданного и учета диаметра погружного электродвигателя.

Указанный технический результат достигается за счет мониторинга энергопотребления оборудования для добычи нефти и газа, включающий получение на сервере параметрических данных с датчиков, размещенных на скважине и/или замерной установке, определение на сервере дебита скважины на основании полученных параметрических данных с датчиков, размещенных на скважине и/или замерной установке в режиме реального времени, получение из базы данных, связанной с сервером, сведений о диаметре скважины и диаметре погружного электродвигателя (ПЭД), используемого в скважине, и определение порогового значения дебита для каждой скважины в зависимости от полученных сведений, сравнение на сервере значений дебита скважин, измеренных в режиме реального времени с их определенным пороговых значением дебита, для скважин, в которых значение дебита превышает пороговое значение осуществляют моделирование рабочих параметров оборудования скважины с помощью цифрового двойника скважины, расположенного на сервере, причем моделирование включает анализ энергопотребления эталонного значения, хранящегося в базе данных, и фактического значения потребления электроэнергии оборудования, спущенного в скважину, в режиме реального времени, по результатам которого изменяют удаленные настройки станции управления оборудованием и/или режимы его эксплуатации и отправляют полученный результат для отображения данных о скважинах, в которых оборудование скважины подлежит оптимизации или замене.

В частном варианте способа моделирование может включать анализ по меньшей мере одного из параметров: энергопотребления, силы тока, напряжения, сопротивления, частоты тока, давления и температуры на приеме насоса, давления в погружном электродвигателе и температуры среды в электродвигателе и температуры обмотки электродвигателя.

Кроме того, в других альтернативных вариантах способа моделирование также может включать анализ деградации характеристик спущенного в скважину оборудования для определения возможного времени отказа оборудования на основании исторических данных.

В еще одном варианте способа моделирование может включать определение уровня возможного регулирования частоты вращения вала электродвигателя и насоса без потерь производительности скважины.

Регулирование частоты вращения вала электродвигателя и насоса может определяться на основании полученных данных о содержании свободного газа на приеме насоса.

По энергопотреблению может быть определена потеря мощности в питающем кабеле.

Помимо всего вышеизложенного моделирование может включать определение необходимого диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) установки и оптимальной зоны работы оборудования.

Изобретение позволяет:

осуществлять моделирование сложных систем для выявления недостатков или для поиска оптимального варианта (подбор параметров, материалов или иных свойств объекта или системы);

- моделировать процессы, которые могут быть основой - фундаментом для обучения нейронных сетей и элементов машинного обучения, что сокращает набор входных данных для оптимального подбора оборудования и выбора режима эксплуатации;

- осуществлять контроль изменения деградации рабочих характеристик спущенного оборудования и можно генерировать различные условия эксплуатации приборов и устройств, определять слабые места в результате диагностики работы оборудования в процессе эксплуатации, а также определять возможные места отказов, возможные риски и моделировать динамику в долгосрочной перспективе эксплуатации и необходимость замены оборудования до наступления его выхода из строя на основании анализа критических параметров работы оказывающих влияние на последующее списание оборудования или аварии;

- осуществлять прогноз изменения энергопотребления за счет изменения как показателей работы оборудования уже спущенного в скважину, так и за счет осуществления оптимизации энергопотребления оборудования при его смене исходя из текущих параметров работы.

Система на основании цифрового двойника подобранного к скважине оборудования позволяет осуществлять анализ энергопотребления и параметров силы тока, напряжения, сопротивления, частоты тока, давления и температуры на приеме в насос, давления в погружном электродвигателе и температуры среды в электродвигателе и температуры обмотки электродвигателя посредством соответствующих средств, размещенных как в самом электродвигателе, блоке телеметрии, так и в станции управления оборудованием, а так же датчиками на групповой или индивидуальной замерной установке, коммуникационно связанных с сервером. По результатам анализа расчетных и фактических данных система выдает рекомендации технологическому персоналу о необходимости изменения удаленных настроек станции управления оборудованием или режимом его эксплуатации для предотвращения отказа оборудования и экономии электроэнергии в результате изменения параметров работы скважины и оборудования в процессе эксплуатации. Аналитическая система позволяет передавать собранные параметрические данные на сервер для хранения, обработки и получения рекомендаций. Определение дебита скважины производят на основании полученных параметров с датчиков с замерной установки или методом вычислений за счет изменения данных датчиков, установленных в скважине. В процессе работы скважины происходит получение из базы данных, связанной с сервером, сведений о диаметре скважины и диаметре погружного электродвигателя (ПЭД), используемого в скважине, и определение порогового значения дебита для каждой скважины. Происходит сравнение значений дебита скважин, измеренных в режиме реального времени, с их пороговыми значениями. Для скважин, в которых значение дебита превышает пороговое значение, по измеренным значениям содержания свободного газа на приеме в насосе определяют уровень возможного регулирования частоты вращения вала электродвигателя и насоса без потерь производительности скважины, а по измеренным параметрам тока определяют потерю мощности в питающем кабеле. Автоматическое определение сервером на основании собранных и обработанных данных о диаметре выбранных скважин, диаметре погружного оборудования и дебите скважин диаметра насосно-компрессорных труб установки, оптимальной зоны работы оборудования с учетом изменения параметров работы. Сервер осуществляет выполнение валидации и верификации поступающих с датчиков данных для их соотнесения с параметрическим профилем скважины/ячейки разработки из нескольких добывающих и нагнетательных скважин, определяет объем энергопотребления скважины и дебит скважины в режиме реального времени и на основании полученных параметров выполняет загрузку данных характеризующих эталонный объем энергопотребления скважины, осуществляет сравнение определенного энергопотребления с эталонным объемом энергопотребления скважины и изменяет режимы работы оборудования скважины в зависимости от результатов сравнения. По результатам сравнения данных спущенного в скважину нового или ремонтного оборудования система позволяет определить критические отклонения спущенного оборудования с учетом текущих условий эксплуатации с техническими требованиями компании к новому и ремонтному оборудованию.

Предложенное изобретение может быть проиллюстрировано следующими графическими материалами:

На фиг. 1 показана зависимость эффективности добычи (определяется индексом доходности PI) от дебита жидкости для разных диаметров труб.

На фиг. 2 и 3 показаны рабочие характеристики скважинных электроцентробежных насосов марки ЭЦН-250 и ЭЦН-320 соответственно (зависимость напора от подачи скважинной жидкости) на разных частотах питающего напряжения.

На фиг. 4 показана зависимость соотношения текущего и номинального КПД типовых насосов от коэффициента подачи

На фиг. 5 показана зависимость КПД УЭЦН от типоразмера используемого управляемого электроцентробежного насоса.

На Фиг. 6 показана гистограмма, характеризующая зависимость изменения удельного энергопотребления в зависимости от дебита жидкости на фонде.

На фиг. 7 и 8 показаны рабочие характеристики управляемых электроцентробежных двигателей, которые работают в условиях повышенного энергопотребления и максимального КПД.

На фиг. 9 показаны сравнительные характеристики (изменение КПД и потребляемой мощности) насоса D4500EZ и стандартного насоса ЭЦН5А-500.

На фиг. 10 показана разница между КПД и энергозатратами между разными типами электроцентробежных насосов.

На фиг. 11 показана зависимость тепловых потерь в кабеле электроцентробежного насоса в зависимости от его сечения для погружного электродвигателя ПЭД-32 при двух значениях питающего напряжения 1000 В и 2000 В.

На фиг. 12 показана общая схема размещения добывающего оборудования и расположения трубопроводной арматуры, а также показаны основные принципы определения характеристики системы с учетом уровня жидкости и давления.

На фиг. 13 показана схема выбора рабочих точек насоса на графике зависимости напора электроцентробежного насоса от номинального дебита скважины.

На фиг. 14 показан пример графика суточного энергопотребления в зависимости от выбранного режима работы (режим «частотно-регулируемого привода» и режим «байпас»)

Предложенный способ позволяет выявлять неисправности, отклонения и обеспечивать своевременное обслуживание и ремонт скважин для продления срока эксплуатации оборудования нефтяных скважин. Это достигается за счет формирования цифровых двойников для отдельных элементов оборудования в тех скважинах, в которых значение дебита превышает заданное пороговое значение и их виртуального реального тестирования. Решение задачи достигается за счет алгоритмов расчета потенциала повышения добычи нефти и газа с учетом энергопотребления по каждому элементу оборудования спущенного в скважину влияющему на энергопотребление и производительность подземного и наземного оборудования скважины с учетом исторических данных работы скважины и скважинного оборудования, а также расчетных данных подобранного к скважине оборудования. Прогнозирование отказов оборудования и критичного проявления осложнений выполняется на основе интерпретируемых и не интерпретируемых моделей машинного обучения для разных временных интервалов.

Предложенное изобретение осуществляется следующим образом.

Управление скважинным оборудованием всего нефтегазового месторождения осуществляется при помощи сервера (на фиг. не показан). На сервер поступают сигналы с датчиков, размещенных в разных скважинах.

Указанные датчики могут размещаться либо непосредственно в полости скважины, либо на замерной установке, погружаемой в скважину, либо и в скважине и замерной установке одновременно. В качестве указанных датчиков могут использоваться датчики тока, напряжения и частоты изменения тока в питающем кабеле, датчики температуры, датчики давления скважинной жидкости, датчики уровня скважинной жидкости и множество других. На основании данных о параметрах той или иной скважины (в частности, ее глубины, диаметре, внутреннем диаметре обсадной колонны, искривлений ее рабочего ствола), а также параметров, полученных с вышеуказанных датчиков, определяют значение дебита скважины. Так, например, данное значение дебита может быть определено по формуле:

где V - производительность насоса;

Н - высота столба скважинной жидкости;

Нд, Нст - уровни скважинной жидкости по динамике и статике.

Производительность насоса V, оценивается на основании показаний датчиков, измеряющих электрические показания (напряжение питания, силу тока в кабеле, частоту питающего напряжения) и потребление энергии в соответствии с алгоритмами, приведенными ниже.

Высота столба скважинной жидкости Н, а также уровни скважинной жидкости по динамике Нд, - и статике Нст определяются при помощи датчиков наличия скважинной жидкости, расположенных по всему стволу скважины.

После того как рассчитано реальное значение дебита в каждой скважине, оно сравнивается с установленным для каждой скважины пороговым значением дебита.

Указанное пороговое значение дебита для каждой скважины устанавливается на основании значения диаметра скважины (на практике обычно используется значение внутреннего диаметра обсадной колонны) и диаметра используемого погружного электродвигателя на основании рекомендованной заводом изготовителем минимальной скорости охлаждения.

Учитывая, что некоторые скважины являются малодебитными, т.е. их реальные значения дебита оказались ниже предельно установленного значения, использовать для них цифровой двойник становится нецелесообразным. Поэтому моделирование рабочих параметров оборудования скважины с помощью цифрового двойника скважины, расположенного на сервере, который управляет газонефтедобычей во всем месторождении, осуществляют только для тех скважин, в которых значение дебита превышает пороговое значение.

В основу формирования цифрового двойника положены алгоритмы измерения и контроля энергопотребления скважинного оборудования, а также зависимости рабочих характеристик управляемых электроцентробежных насосов, которые приведены ниже и показаны на фигурах, поясняющих данное изобретение.

В том случае, если по результатам моделирования с использованием вышеуказанного цифрового двойника установлено, что режим эксплуатации скважины не оптимален или используемое скважинное оборудование повреждено, то, как будет показано ниже, изменяют удаленные настройки станции управления оборудованием и/или режимы его эксплуатации. Соответственно на дисплей компьютера оператора, следящего за эксплуатацией скважинного оборудования, направляют отчет о состоянии оборудования с указанием скважины, и указанием оборудования, которое подлежит оптимизации или замене.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «СМЕНА ПЭД 103 ГАБАРИТА НАПЭД 117 ГАБАРИТА».

В результате анализа расчетных данных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал возможности замены, фактически эксплуатирующийся ПЭД 103 габарита на ПЭД 117 габарита рассчитывался по следующему алгоритму:

Программа автоматически выделила скважины, соответствующие двум критическим условиям: внутренний диаметр эксплуатационной колонны более 130 мм и текущий ПЭД 103 габарита. В случае, если оба условия выполнялись, то предлагался переход на ПЭД 117 габарита. Потенциальный эффект экономии электроэнергии от реализации технологии на практике рассчитывался-по формуле:

где

ω1 - эффект энергосбережения от замены ПЭД 103 габарита на ПЭД 117 габарита, кВт;

Nном.ПЭД - номинальная мощность ПЭД, кВт; 3 ПЭД- загрузка ПЭД, %.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «УМЕНЬШЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОДВЕСКИ УЭЦН (ПРИПОДЪЕМ)».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить уменьшение заглубления УЭЦН под динамический уровень и это напрямую связано с затратами необходимыми для подъема добываемой жидкости на поверхность (снижение потерь в кабеле и НКТ). При выборе величины минимально возможного погружения насоса под уровень критической величиной является возможное содержание свободного газа, при котором оборудование работает без потери производительности. Содержание свободного газа в насосе рассчитывается по методике расчета разгазирования от изменения давления на приеме в насос.

Определяется дебит жидкости на входе в насос:

где Q - дебит жидкости на поверхности и В - объемный коэффициент жидкости.

Определяется объемное количество свободного газа на входе насоса:

где G - газовый фактор.

Определяется газосодержание на входе насоса:

Вычисляется расход газа на входе насоса:

Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе насоса:

где f- площадь сечения скважины на приеме насоса Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

где Сп - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп=0,02 см/с при b<0,5 или Сп=0,16 см/с при b>0,5)

Газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарции:

где коэффициент естественной сепарации газа на входе в насос:

Применение данной методики позволяет рассчитать минимальное погружение насоса под динамический уровень по заданному содержанию свободного газа в насосе с учетом как естественной сепарации, так и примененного газосепаратора (по умолчанию максимально возможным считается содержание свободного газа на входе насоса 25%).

Потенциал возможности снижения фактической глубины подвески НКТ рассчитывался по следующему алгоритму:

По каждой скважине вычисляется критичная глубина спуска, при которой доля газа на входе насоса 25%. Из данного рассчитанного предельного динамического уровня отнимались 500 метров и если текущий динамический уровень оказывался выше полученного значения, то скважина считалась как потенциальный кандидат под уменьшение глубины спуска. Если текущий динамический уровень оказывался ниже полученного значения, то фактическая глубина спуска считалась оптимальной.

Величина 500 метров отнимается от максимально возможного динамического уровня по следующей причине. При погружении насоса под динамический уровень более 500 метров имеется возможность гарантированно без риска уменьшить глубину спуска минимум на 200 метров и останется еще минимум 300 метров «резервного» заглубления.

То есть отправной точкой для определения скважины-кандидата стало значение, на которое можно изменить глубину спуска в 200 метров. Значение в 200 метров принято экспертно на основе анализа эффективности мероприятий по снижению глубины спуска. Изменение глубины спуска на величину менее 200 м нецелесообразно.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ОТКАЗ ОТ НЕОБОСНОВАННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗОСЕПАРАТОРА».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал возможности отказа от необоснованного применения газосепаратора.

По формулам 2-9 по каждой скважине вычисляется текущее газосодержание на приеме насоса. Далее задается критическое числовое значение газосодержание на приеме насоса в 5% при равенстве или превышении которого рекомендуется обязательное применение газосепаратора. В случае, если рассчитанное газосодержание ниже 5%, скважина попадает в разряд кандидатов под отказ от применения газосепаратора.

Эффект от реализации данного мероприятия считается в соответствии с распределением текущих дебитов жидкости (табл.1).

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ

ШНЕКОВОГО ИЛИ ВИХРЕВОГО ТИПОВ ВМЕСТО ГАЗОСЕПАРАТОРОВ С ЦЕНТРОБЕЖНЫМ БАРАБАНОМ».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал замены газосепараторов с центробежным барабаном на газосепараторы шнекового или вихревого типа.

Определялется необходимость применения газосепаратора в принципе, вне зависимости от его исполнения. На следующем шаге программа оценивает наличие газосепаратора в скважине на текущий момент и его модель. В случае, если необходимость в применении газосепаратора подтверждается расчетом, а текущий газосепаратор, смонтированный в скважину, имеет центробежный барабан программа дает рекомендацию по его смене на модель шнекового или вихревого типа.

Потенциальный эффект экономии электроэнергии от реализации технологии на практике рассчитывается по формуле:

где

ω2- эффект энергосбережения от замены газосепараторов с центробежным барабаном на газосепараторы шнекового или вихревого типов, кВт;

N - Текущая потребляемая мощность, кВт.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «УВЕЛИЧЕНИЕ СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЯ В СООТВЕТСТВИИ С УТВЕРЖДЕННОЙ ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАННОЙ ПЛОТНОСТЬЮ ТОКА».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал увеличения сечения кабеля.

Подбор оптимального сечения кабеля осуществляется в соответствии со значением рабочего тока, указанного в исходной информации для каждой скважины с данных хранящихся на сервере. Оптимальная плотность тока (соотношение рабочего тока и площади сечения жилы кабеля) индивидуально рассчитана для каждой скважины, учитывая экономические параметры. Для оценки потенциала и был принят показатель предельной экономичной плотности тока в 1,8 А/мм².

Для выбора скважин-кандидатов под данную технологию производилась оценка потерь мощности в питающем кабеле с последующим выбором его оптимального сечения.

Потенциальный эффект экономии электроэнергии от реализации технологии на практике рассчитывается при следующих условиях.

Потери активной мощности в кабеле для выбора оптимального сечения жилы рассчитывались по формулам:

где,

ΔWкаб - потери активной мощности в кабеле, кВт; Iраб- рабочий ток при эксплуатации УЭЦН, А;

R1- сопротивление жилы кабеля при температуре окружающей среды в скважине, Ом;

Ro - сопротивление жилы кабеля при температуре 20°С, Ом;

К1 - температурный коэффициент сопротивления для меди=0,0043, 1/0С;

Тр - рабочая температура жилы кабеля, зависит от температуры окружающей среды и силы тока, 0С;

Iн- номинальный (паспортный) ток ПЭД, А;

k2- коэффициент нагрева проводника от тока=0,79, ОС/А;

Тпл- пластовая температура, 0С

ρСu- удельное сопротивление меди=0,01875 при 20°С, Ом*мм2/м;

L- длина кабельной линии, м;

S- площадь поперечного сечения жил кабеля, мм2.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «УВЕЛИЧЕНИЕ ДИАМЕТРА НКТ».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить снижение длины подвески НКТ и осуществить подбор их оптимального диаметра в зависимости от дебита жидкости.

Расчет потерь напора на гидравлическое трение в НКТ производился как для однородной ньютоновской жидкости по формуле Дарси-Вейсбаха:

где:

Δh - потери напора на гидравлическом сопротивлении, м.;

λ - коэффициент гидравлического трения;

V - средняя скорость течения жидкости, м/сек.;

g - ускорение свободного падения, м/сек.2;

L - длина трубы, м.;

d - диаметр трубы, м.;

В свою очередь коэффициент гидравлического трения λ, зависит от режима движения жидкости, относительной шероховатости стенки трубы и числа Рейнольдса. Для его расчета использовали формулу Альтшуля:

где:

ε - Коэффициент шероховатости труб, м.;

Re- число Рейнольдса,

Для расчетов применен коэффициент шероховатости по правой границе диапазона новых стальных цельнотянутых труб ε=0,00005 м.

Для удобства выполнения практических расчетов по определению порогов целесообразного увеличения типоразмера НКТ, были построены зависимости эффективности использования скважины (характеризуется индексом PI) от дебита жидкости для разных диаметров труб марки К (фиг. 1). PI проекта увеличения сечения НКТ в зависимости от дебита жидкости.

Оптимальный диаметр НКТ выбирался исходя из планируемого дебита установки с учетом внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и габарита погружного оборудования в соответствии с рекомендацией (Таблица 3).

Рассчитанные потери напора по каждой скважине-кандидату под перевод на НКТ повышенного диаметра были преобразованы в потребляемую мощность, затрачиваемую насосом на компенсацию этих потерь, по следующей формуле:

где:

W - разница в затратах активной мощности при использовании НКТ различного диаметра, кВт;

Qж - дебит жидкости, м3/сут;

V - средняя скорость течения жидкости, м/сек.;

р - плотность жидкости в НКТ, м3/кг;

КПД уэцн это произведение КПД всех узлов УЭЦН (насос, ПЭД, кабель, газосепаратор, СУ, ТМПН).

Для расчетов усредненное значение КПД УЭЦН было принято равным 35%. Это допущение, основано на многочисленных экспериментальных исследованиях.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСА В ОПТИМАЛЬНОЙ ЗОНЕ КПД В СООТВЕТСТВИИ СО СКВАЖИННЫМИ УСЛОВИЯМИ».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал сокращения потребления электроэнергии за чет определения оптимального режима эксплуатации. Любая установка центробежного насоса имеет свою собственную уникальную расходно-напорную характеристику. На ней отражаются зависимости изменений напора, КПД и потребляемой мощности от производительности насоса, а также обозначается рабочая зона, в пределах которой эксплуатация ЭЦН считается допустимой. При подборе насоса к скважине предполагается, что его работа будет происходить в диапазоне подач, соответствующих наибольшим значениям КПД. Очевидно, что ограничение рабочей зоны по уровню КПД достаточно условно и работа насоса за пределами этой зоны возможна. Однако, оптимальная эксплуатация с наименьшим энергопотреблением предполагает работу насоса именно в точке максимального КПД. Тем не менее, при определенных скважинных условиях, а также при некачественном дизайне оборудования рабочая точка может сместиться за границы рабочей зоны РНХ, и в этом случае мы получим работу УЭЦН с повышенным энергопотреблением.

Например, ЭЦН-250 с номинальным КПД 57% при подаче в 333 м3/сут работает при значении КПД в 39%, что обусловлено неоптимальной зоной эксплуатации насоса (фиг. 2). Анализ КПД ЭЦН-250 при работе за правой границей рабочей зоны

Монтаж ЭЦН-320 с одновременным уменьшением глубины спуска позволил бы снизить потребляемую мощность на 23,5 кВт (17%) (фиг. 3). Анализ КПД ЭЦН-320 при работе близкой к точке максимального КПД

Таким образом, все скважины, действующего фонда, эксплуатируемые в постоянном режиме, были проанализированы системой на предмет работы в границах рабочей зоны, по тем из них, на которых определено, что УЭЦН работает за границами РНХ, производился расчет отношения, текущего КПД к номинальному.

Формула зависимости КПД от коэффициента подачи (Кподачи) насоса определена на основе типовых характеристик насосов (фиг. 4).

где Кп - текущий коэффициент подачи.

Исходя из предположения, что текущее энергопотребление соответствует текущему коэффициенту подачи выполняется расчет потенциальной экономии электроэнергии.

где Nтек - текущее энергопотребление, кВтч.

Т.к. реальные характеристики насосов существуют только до Кподачи, равного 2-м (фиг. 4), а далее КПД стремится к 0, то эффект энергосбережения считался двумя способами:

1. При Кподачи более 1,9 эффект рассчитывался от доли общих потерь в насосе в общем потреблении. Экспертно было принято, что данная доля составляет 50% от текущего энергопотребления и будет сокращена на эту величину в случае перевода рабочей точки насоса в оптимальную зону.

2. При К подачи до 1,9 эффект энергосбережения считался по формуле 18.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «СМЕНА СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ С ЦЕЛЬЮ СНИЖЕНИЯ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить необходимость смены способа эксплуатации погружного оборудования. На текущий момент эксплуатация добывающих скважин осуществляется в основном с помощью УЭЦН. Основными преимуществами УЭЦН является широкий модельный ряд и возможность создания высокой депрессии за счет больших напоров и низких глубин спуска. Для части добывающего фонда этот способ эксплуатации является практически безальтернативным. Однако, в связи с конструктивной особенностью УЭЦН имеет существенный недостаток - низкий коэффициент полезного действия (КПД). Особенно низкими значениями КПД характеризуются малодебитные УЭЦН с диапазоном номинальных подач 10-35 м3/сут. В итоге, низкий КПД малодебитных УЭЦН формирует высокие удельные энергозатраты. Так, например, для у ЭЦН5-15 одного из отечественных заводов КПД=24%, а ЭЦН5-50 того же завода имеет КПД=48% (фиг. 5).

На фиг. 6 показан пример изменения удельного энергопотребления в зависимости от дебита жидкости на фонде. При этом, удельное энергопотребление УЭЦН в диапазоне подач до 50 м3/сут в 2,3 раза выше, чем удельное энергопотребление УЭЦН в диапазоне подач 50-500 м3/сут.

Промысловые эксперименты показали, что наибольшая энергоэффективность была получена при эксплуатации скважин винтовыми штанговыми насосами (табл.4). Снижение удельного энергопотребления в сравнении с эксплуатацией в этих же скважинах электроцентробежных насосов составило 69% при переводе на УШВН и 84.4%) на УВН с вентильным двигателем. Эксплуатация скважин при помощи ШГН с дебитами в районе 15 м3/сут также является привлекательной с точки зрения энергоэффективности. Снижение удельного энергопотребления при переводе скважин с УЭЦН на УШГН составило 57%, при этом было получено незначительное снижение среднего дебита жидкости.

Предполагаемый эффект энергосбережения рассчитывается по следующему алгоритму: Так как одними из основных ограничивающих факторов по применению УШГН и УВН является предельная глубина спуска, то программа вычисляла скважины с интервалом перфорации до 1800 м и текущим дебитом жидкости до 25 м3/сут и по ним предполагаемое снижение энергопотребления в случае перевода на альтернативный способ эксплуатации система принимает равным 50% от текущего.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ПЕРЕВОД НИЗКОДЕБИТНОГО ФОНДА (ДО 50 МЗ/СУТ) НА ЦИКЛИЧЕСКУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ В УСЛОВНО ПОЯСТОЯННОМ РЕЖИМЕ (УПР)».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал сокращения потребления электроэнергии за счет перевода низкодебитного фонда скважин, а также фонда скважин, эксплуатируемого в левой зоне рабочей характеристики на периодическую циклическую эксплуатацию. Рассмотрим подробно, каким образом достигается экономия электроэнергии при эксплуатации УЭЦН в УПР.

Наиболее весомый вклад в экономию электроэнергии при УПР по сравнению с непрерывной эксплуатацией среднедебитных скважин вносит увеличение КПД ЭЦН. При уменьшении подачи ЭЦН, наиболее популярных в России габаритов 5 и 5А, с 80÷100 м3/сут. до 20 м3/сут., их КПД снижается в среднем вдвое: примерно с 60 до 30%. Например, насос ЭЦНА5-80 имеет КПД около 55%, а ЭЦНА5-18 - 28,5%. Но философия УПР предполагает использование высокопроизводительных УЭЦН, которые при непрерывной эксплуатации скважин применяются только на высокодебитных скважинах (≥80 м3/сут.). Они имеют КПД 55-65%.

Увеличению расхода электроэнергии при непрерывной эксплуатации скважин способствует тот факт, что на значительном количестве УЭЦН для регулирования их производительности используют штуцера, что приводит к отклонению режимов работы от оптимальных более чем на 10%. В этом случае рабочая точка на напорной характеристике ЭЦН находится, как правило, в левой ее части, т.е. в области меньших подач и больших напоров. Данное обстоятельство снижает КПД ЭЦН и увеличивает потребление электроэнергии. Отсутствие потерь электроэнергии, неизбежных при регулировании подачи ЭЦН штуцированием, позволяет при УПР эксплуатации скважин с дебитом 20÷50 м3/сут. погружными установками производительностью более 80 м3/сут., сократить расход электроэнергии в 2-3 раза по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН производительностью, соответствующей их дебиту.

В режимах, более близких к оптимальным, работают при УПР не только ЭЦН, но и погружные электродвигатели (ПЭД). При непрерывной эксплуатации скважин ПЭД всегда работает с 20÷40% недогрузкой. Такой запас по мощности необходим для освоения скважин после ремонтов с глушением, а также для обеспечения возможности пуска скважин после длительных простоев. При недогрузке асинхронных электродвигателей снижаются их КПД и коэффициент мощности (cos ϕ). УПР обеспечивает гораздо лучшие условия для запуска УЭЦН при освоении скважин и их запуске после длительных простоев. Поэтому при УПР отсутствует необходимость закладывать запас по мощности ПЭД, и он работает в режимах, близких к оптимальному.

При непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН с нерегулируемым электроприводом фактически все ПЭД работают с повышенным напряжением, что также снижает их КПД. При эксплуатации скважин УЭЦН, управляемых станцией управления с частотным регулированием (СУ с ЧР), в том числе и при УПР, появляется возможность плавного регулирования выходного напряжения ЧРП и обеспечения работы ПЭД при номинальном напряжении, т.е. при максимальном КПД.

Суммируя вышесказанное, можно сделать вывод, что УПР является важным резервом повышения энергоэффективности механизированной добычи нефти. Эффект от реализации перевода скважин в УПР посчитан следующим образом. Программа выделила все УЭЦН, с номинальной подачей менее 50 м3/сут, с эксплуатацией в постоянном режиме. Исключение составили насосы габаритных групп 2А и 3. Эффект энергосбережения рассчитан как снижение текущего энергопотребления на 40%.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ОПТИМИЗАЦИЯ ПЕРИОДИЧЕСКОГО РЕЖИМА С АПВ НА УПР».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал за счет оптимизации периодического режима эксплуатации. Например, работа УЭЦН в режиме УПР с точки зрения энергоэффективности имеет преимущества не только над постоянной эксплуатацией малодебитных насосов, но также и над классическим режимом автоматического повторения включения (АПВ). Связано это с тем, что в классическом АПВ скважины эксплуатируются либо при негерметичном обратном клапане, когда, при остановленном УЭЦН, в режиме накопления происходит слив жидкости из НКТ за время которого статический уровень поднимается на значительную величину, либо при неправильной настройке периодов работы/простоя насоса, когда статический уровень также растет. В результате чего, после запуска ЭЦН работает с динамично меняющимся КПД (фиг. 7), начиная от точки за пределами правой границы рабочей зоны РНХ с постепенным переходом в левую зону. Т.е., большую часть времени ЭЦН работает с КПД, далеким от оптимального, что приводит к повышенному энергопотреблению.

В то же время УЭЦН в режиме УПР эксплуатируется короткими циклами с забойными давлениями на запуске и остановке, близкими к целевым. В результате рабочая точка насоса практически всегда находится в зоне максимального КПД. (фиг. 8.) Изменение КПД УЭЦН при работе в режиме УПР. Т.е. в случае наличия технической возможности перенастройки режима работы скважины для перевода ее из классического АПВ в УПР мы можем получить не менее 15% экономии электроэнергии.

Алгоритм, использованный в шаблоне, для определения скважин-кандидатов под перевод из АПВ в УПР и расчета эффекта энергосбережения был следующий.

Программа определяет скважины на данный момент эксплуатирующиеся в периодическом режиме, не в УПР и с герметичными обратными клапанами. В случае совпадения всех данных критериев эффект снижения энергопотребления считался как 15% от текущей потребляемой активной мощности.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ВНЕДРЕНИЕ ЭЦН С ПОВЫШЕННЫМ КПД».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал по сокращению потребления электроэнергии за счет внедрения УЭЦН с повышенным КПД. Так же учитывая базу данных предыдущих расчетов оборудования и фактической эксплуатации способ позволяет определить вероятность наступления отказа оборудования по деградации характеристик его работы в процессе эксплуатации, а также сравнить характеристики деградации в разрезе нового и ремонтного оборудования различных заводов изготовителей и сервисных баз по ремонту оборудования.

В структуре потерь электроэнергии в УЭЦН на долю насоса приходится от 50 до 70% потребления электроэнергии. В силу этого повышение коэффициента полезного действия насоса является техническим мероприятием, способным принести наибольший эффект- увеличение КПД УЭЦН на 1% приводит к снижению потребления электроэнергии в среднем на 1-2%. В техническом плане, увеличение КПД может быть достигнуто двумя способами: оптимальным проектированием рабочей точки насоса на этапе подбора оборудования к скважине и конструированием ступеней рабочих колес УЭЦН с более высоким КПД.

Например, если сравнить типичные для применения в высокообводненных скважинах Самотлорского нефтяного месторождения установки D4500EZ с 290 рабочими ступенями фирмы Schlumberger и стандартные насосы 5А-500-1500 российского производителя, то по характеристикам мощности и КПД видно, что насос D4500EZ имеет более высокий КПД и соответственно меньшую потребляемую мощность (фиг. 9).

Как видно из фиг. 10 разница между КПД, а соответственно и энергозатратам, между лучшим и худшим образцом ЭЦН может достигать 20%.

Применение насосов с более высоким КПД является наиболее перспективным энергоэффективным мероприятием, хотя в ряде случаев его реализацию ограничивает более высокая стоимость оборудования. Как правило, ЭЦН с низким КПД имеет более низкое качество конструкторских решений, используемых материалов и стоит дешевле. С целью стимулирования производителей УЭЦН к повышению КПД выпускаемых насосов, а также разработана формула учета критерия энергоэффективности при закупе УЭЦН, выраженная через приведенную стоимость, состоящую из суммы цены оборудования и расчетных энергозатрат за год эксплуатации, определенных на основании номинального КПД насоса УЭЦН.

Расчетная формула:

где:

Цена база, n - цены оборудования, тыс.руб.;

r - плотность перекачиваемой жидкости, кг/дм3 (принимается=0,9);

g - ускорение свободного падения, м/с2 (принимается=9,81); Q - номинальный объем подачи, м3/сут (указывается в «Требованиях заказчика»);

Н - номинальный дифференциальный напор, м (указывается в «Требованиях заказчика»);

h - номинальный КПД насоса, о.е. (заполняется Поставщиком в закупочной документации);

n - количество насосов, предлагаемых к поставке по позиции, шт;

86400 - коэффициент перевода м3/сут в л/с;

8760 - количество часов в году;

Кэ - коэффициент эксплуатации фонда УЭЦН за год, о.е.;

Тариф - среднегодовая цена 1 кВтч с НДС, руб/кВтч.

Применение данной формулы при проведении тендерных процедур позволяет закупить более энергоэффективные насосы с повышенным по отношению к аналогам КПД.

Рассмотрим пример применения данной формулы (табл.5). Минимальная цена у насоса компании "Алмаз", но КПД ЭЦН компании Schlumberger выше и использование

Пример выбора насоса с применением формулы учета критерия энергоэффективности (Таблица 5).

Эффект снижения энергопотребления считается следующим образом.

По формуле (17) для каждой скважины рассчитывается потребляемая активная мощность с учетом фактических дебита жидкости и динамического уровня. КПД текущего насоса определяется по заводским каталогам в соответствии с указанной ОГ информацией по модели и заводу-изготовителю УЭЦН. Планируемая потребляемая мощность при использовании ЭЦН с повышенным КПД определяется также по формуле (17), при этом КПД насосов получают из данных технической части предложений поставщиков в лотах закупочной компании 2015-2017 гг.Разница между рассчитанными мощностями и составляет эффект энергосбережения. По статистике, переход на новую схему закупа ЭЦН с подачей 125 м3/сут и более, позволяет получить рост КПД применяемых насосов в среднем на 4-5%.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ВНЕДРЕНИЕ ПЭД С ПОВЫШЕННЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал сокращения потребления электроэнергии за счет замены существующего асинхронного электродвигателя на двигатель с повышенным напряжением. Суть идеи энергосбережения от применения ПЭД с повышенным напряжением заключается в снижении тепловых потерь в кабеле за счет снижения силы рабочего тока, для чего повышается напряжение питания двигателя. На фиг. 11 показана расчетная зависимость тепловых потерь в кабеле длиной 2500 м различного сечения для случаев применения стандартного ПЭД мощностью 32 кВт с напряжением питания 1000 В и ПЭД такой же мощности с напряжением питания 2000 В. Приведенные данные наглядно иллюстрируют возможности снижения потерь в кабеле при повышении напряжения питания ПЭД. В период подконтрольной эксплуатации был получен следующий результат применения НПЭД: снижение рабочего тока на 40%, снижение потребления электроэнергии в среднем 2,5 кВт*ч на скважину, снижение удельного энергопотребления на 6,2%.

Скважина-кандидат определяется среди скважин, в которые на данный момент смонтированы обычные асинхронные двигатели в соответствии с матрицей выбора оптимального погружного электродвигателя для комплектации ЭЦН

Потенциальный эффект экономии электроэнергии от реализации технологии на практике рассчитывается от реализации программ энергосбережения по каждой скважине как разница потерь в кабельной линии при различных рабочих токах, соответствующих отпайкам обычного и высоковольтного двигателей, по формулам 11-14.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ВНЕДРЕНИЕ ВЕНТИЛЬНЫХ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал сокращения потребления электроэнергии за счет замены существующего электродвигателя на вентильный электродвигатель. Вентильные двигатели обладают совокупностью характеристик, которые в ряде случаев обеспечивают их преимущества перед асинхронным приводом ЭЦН, имеющим возможность регулирования частоты вращения при работе с преобразователем частоты. Снижение энергопотребления при замене обычного асинхронного двигателя на ВЭД обеспечивается за счет:

- более высоких значений КПД двигателей ВЭД. С учетом КПД станции управления вентильным электродвигателем КПДсу=0,96 и КПДвэд=0,915 (в долях ед.) общее КПД вентильного привода КПДо=0,96 х 0,915=0,88, то есть на 4% выше КПД асинхронного ПЭД.

- более низких значений рабочего тока, а соответственно более низких значений потерь мощности в кабеле;

- возможности регулирования частоты вращения. Так, при частоте вращения насоса 2800 об/мин потребляемая насосом мощность на 11% меньше, чем при номинальной частоте вращения 2910 об/мин.

Для потенциальных кандидатов под спуск НПЭД, для выбора скважин под монтаж ВЭД используется матрица выбора оптимального погружного электродвигателя для комплектации ЭЦН. Если в скважине на текущий момент уже эксплуатируется вентильный двигатель, то она исключалась из списка кандидатов под данную технологию.

Потенциальный эффект экономии электроэнергии от реализации технологии рассчитывается как разница потерь в кабельной линии при различных рабочих токах плюс эффект от увеличения КПД ВЭД.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ВНЕДРЕНИЕ ВЭД С ПОВЫШЕННЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал сокращения потребления электроэнергии за счет замены существующего электродвигателя на вентильный электродвигатель повышенного напряжения. На сегодняшний момент уже 6 крупнейших производителей нефтепромыслового оборудования выпускают вентильные погружные двигатели

При этом зачастую их энергетические характеристики в одной группе номинальных мощностей отличаются друг от друга. Так, например, при сравнении ВЭД производства компаний Борец и Новомет видно, что номинальное напряжение последних в 2-2,5 раза выше, а, следовательно, рабочие токи ниже, чем у ВЭД компании Борец, а т.к. потери в кабеле зависят от тока в квадрате, соответственно у ВЭД Новомета они будут в 4 раза меньше.

На сегодняшний день можно выделить группу вентильных двигателей, которую условно можно отнести к высоковольтным. Алгоритм выбора скважин для их применения был используется следующий. Потенциальным кандидатом считалется скважина, в которой на данный момент уже смонтирован вентельный электродвигатель (ВЭД) или в которую он может быть смонтирован согласно матрицы выбора оптимального погружного электродвигателя для комплектации ЭЦН.

Потенциальный эффект экономии электроэнергии от реализации технологии на практике рассчитывается следующим образом:

- при смене текущего обычного асинхронного ПЭД на высоковольтный ВЭД- как 12% от текущего энергопотребления;

- при смене текущего ВЭД на высоковольтный ВЭД- как 2% от текущего энергопотребления;

- при смене текущего НПЭД на высоковольтный ВЭД- как 5% от текущего энергопотребления.

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ПРИМЕНЕНИЕ ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМОГО ПРИВОДА В СУ УЭЦН И ИСКЛЮЧЕНИЕ ШТУЦИРОВАНИЯ».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал сокращения потребления электроэнергии за счет замены существующей станции управления на станцию управления с частотным регулированием приводом. Основным условием эффективной и надежной эксплуатации насосного оборудования является согласованная работа насоса в системе. Это условие выполняется в том случае, если рабочая точка, определяемая пересечением характеристики системы и насоса, находится в пределах рабочего диапазона насоса (фиг. 12). В общем случае характеристика системы включает две составляющие - статическую (или статический напор системы относительно устья скважины) и динамическую. Динамическая составляющая характеристики системы описывается квадратичной зависимостью от расхода и зависит от потерь по длине трубопровода и потерь на местных сопротивлениях, а также от динамического уровня в скважине. Ошибочная оценка требуемых параметров системы является основной причиной неверного подбора насосного оборудования, что объясняется сложностью определения зависимости Hдин=f(Qскв), потерь в трубах и арматуре, особенно бывших в эксплуатации.

Среди основных причин неэффективной эксплуатации насосного оборудования можно выделить две основные:

1. Переразмеривание насосов, т.е. установка насосов с параметрами подачи и напора большими, чем требуется для обеспечения работы насосной системы.

2. Регулирование режима работы насоса при помощи задвижек.

На практике довольно часто выбирают насос с запасом по напору, полагая, что это гарантирует работу насоса при любых условиях. В этом случае рабочая точка смещается в правую зону и выходит за пределы рабочего диапазона, что приводит к увеличению потребляемой мощности, падению КПД, перегрузке электродвигателя, а также ряду проблем механического характера, что значительно повышает риск поломки агрегата (Фиг. 13).

Для изменения режима работы насоса чаще всего прибегают к регулировке режима при помощи задвижки, установленной на напорном трубопроводе. Это, с одной стороны, позволяет получить требуемое значение подачи и напора или обеспечить режим работы насоса в пределах рабочего диапазона, но, с другой стороны, такой способ регулирования приводит к потерям мощности за счет штуцирования.

Потери мощности на задвижке можно оценить из следующего выражения:

где

Н2, H1 - разность напоров (давлений) до и после задвижки.

Также известно, что у центробежного насоса мощность, напор, производительность и момент связаны с частотой вращения (числом оборотов вала в минуту), причем при увеличении числа оборотов вала центробежного насоса растет его производительность, увеличивается давление в линии нагнетания и растет потребляемая мощность. При этом потребляемая мощность находится в кубической зависимости от скорости вращения вала насоса, т.е. изменение скорости вращения вала насоса в два раза ведет к уменьшению потребления мощности насоса в 8 раз. С известными допущениями, зависимость потребляемой мощности насосом при штудировании прямо пропорциональна, и может быть выражена графиком в виде прямой. Так как скорость вращения асинхронного двигателя зависит от конструктивного исполнения двигателя (числа пар полюсов) и частоты электрического тока в сети, то при необходимости изменения подачи в линию нагнетания насоса количества передаваемой жидкости необходима установка запорной арматуры, которой и производится количественное регулирование (штуцирование). Как уже отмечалось выше, при дросселировании наблюдаются значительные потери электроэнергии, т.к. насос работает с полными оборотами и потребляет мощность, близкую к номинальной.

Таким образом, отказ от штуцирования в пользу применения СУ с ЧР может дать существенный эффект по энергосбережению.

В разработанном шаблоне поиск скважин кандидатов под применение СУ с ЧР при одновременном исключении штуцирования производится следующим образом:

- определяется список скважин с разницей между буферным и линейным давлениями более, чем на 5ат;

- далее в полученном списке скважин дают рекомендация по проведению расштуцирования и установке СУ с ЧР с подбором оптимальной частоты (при текущей станции управления прямого пуска) или снижению частоты (при текущей СУ с ЧР).

Потенциальный эффект экономии электроэнергии от реализации технологии на практике рассчитывается следующим образом:

АЛГОРИТМ, ЗАЛОЖЕННЫЙ В РАСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛА ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ПЕРЕВОД СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ ЧАСТОТНЫМИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯМИ НА СУ ПРЯМОГО И ПЛАВНОГО ПУСКА».

В результате анализа расчетных и фактических данных спущенного оборудования способ позволяет определить потенциал сокращения потребления электроэнергии за счет замены существующей станции управления с частотно регулируемым приводом на станцию управления прямого и плавного пуска. Так, например, еще одним технологическим мероприятием по повышению энергоэффективности механизированной добычи является замена СУ с ЧР на СУ прямого пуска на фонде скважин, где нет необходимости в применении данного вида оборудования. Снижение энергопотребления достигается за счет разницы КПД СУ с ЧР и прямого пуска 96% и 99% соответственно.

На практике такой эффект был зафиксирован при проведении ОПИ СУ с байпасной схемой на Самотлорском месторождении, т.е. преходящей в режим отключения фильтров и ЧРП при работе на частоте 50 Гц (Фиг. 14). В результате испытаний суточная экономия электроэнергии составила более 50 кВт*ч.

Применяется следующий алгоритм выбора скважин-кандидатов под данную технологию:

В список кандидатов попали скважины с рабочей частотой 49-51 Гц УЭЦН в которых укомплектованы стандартными асинхронными ПЭД и СУ с ЧР.

Эффект от реализации данного мероприятия принимается равным 3% от текущего энергопотребления

Таким образом в результате валидации данных по результатам подбора оборудования и фактическим данным работы скважины способ позволяет проводить анализ возможности применения каждой из 16 энергоэффективной технологии в режиме реального времени с учетом деградации рабочих характеристик оборудования в процессе эксплуатации без участия человека с выдачей рекомендаций по необходимости смены оборудования или режима эксплуатации. Например, на скважине возможно применение ЭЦН с повышенным КПД, укомплектованным вентильным двигателем с оптимальным кабелем и НКТ. В таком случае, планируемое энергосбережение от применения нескольких технологий суммируется. В то же время, в ряде случаев эффект одной из технологий может быть поглощен эффектом другой или одновременное их применение невозможно. Для уточнения суммарного снижения энергопотребления способ позволяет разбить все мероприятия на две основных группы: мероприятия, реализация которых возможна без проведения подземного ремонта и мероприятия, которые возможны только в ходе указанного ремонта.

Предложенное решение может быть неоднократно использовано на любых скважинах при различных механизированных способах добычи нефти.

Постоянная валидация и сравнение данных фактической работы скважины с расчетными и фактическими данными наземного и подземного оборудования скважины и при отказе одного или нескольких датчиков установленных на скважине или наземном замерном оборудовании обеспечивает мониторинг энергопотребления и определяет потенциал повышения энергоэффективности, а также позволяет определить потенциальный срок работы оборудования до наступления отказа.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности выявления оборудования для добычи нефти и газа, требующего оптимизации или замены, за счет использования индивидуальных цифровых двойников только для тех скважин, которые имеют значение дебита, не ниже заданного, и учета диаметра погружного электродвигателя. Способ мониторинга энергопотребления оборудования для добычи нефти и газа включает: получение на сервере параметрических данных с датчиков, размещенных на скважине и/или замерной установке для определения дебита скважины; получение из базы данных сведений о диаметрах скважины и погружного электродвигателя (ПЭД), определения порогового значения дебита, сравнение на сервере значений дебита скважин, измеренных в режиме реального времени, с пороговыми значениями, для скважин, в которых значение дебита превышает пороговое значение, осуществляют моделирование рабочих параметров оборудования с помощью цифрового двойника, изменяют удаленные настройки станции управления оборудованием и/или режимы его эксплуатации и отправляют полученный результат для отображения данных о скважинах, в которых оборудование скважины подлежит оптимизации или замене. 6 з.п. ф-лы, 14 ил.

1. Способ мониторинга энергопотребления оборудования для добычи нефти и газа:

- получение на сервере параметрических данных с датчиков, размещенных на скважине и/или замерной установке,

- определение на сервере дебита скважины на основании полученных параметрических данных с датчиков, размещенных на скважине и/или замерной установке, в режиме реального времени,

- получение из базы данных, связанной с сервером, сведений о диаметре скважины и диаметре погружного электродвигателя (ПЭД), используемого в скважине, и определение порогового значения дебита для каждой скважины в зависимости от полученных сведений,

- сравнение на сервере значений дебита скважин, измеренных в режиме реального времени, с их определенным пороговым значением дебита,

- для скважин, в которых значение дебита превышает пороговое значение, осуществляют моделирование рабочих параметров оборудования скважины с помощью цифрового двойника скважины, расположенного на сервере,

причем моделирование включает анализ энергопотребления эталонного значения, хранящегося в базе данных, и фактического значения потребления электроэнергии оборудования, спущенного в скважину, в режиме реального времени, по результатам которого

изменяют удаленные настройки станции управления оборудованием и/или режимы его эксплуатации

и отправляют полученный результат для отображения данных о скважинах, в которых оборудование скважины подлежит оптимизации или замене.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что моделирование включает анализ по меньшей мере одного из параметров: энергопотребления, силы тока, напряжения, сопротивления, частоты тока, давления и температуры на приеме насоса, давления в погружном электродвигателе и температуры среды в электродвигателе и температуры обмотки электродвигателя.

3. Способ по п. 1, в котором моделирование включает анализ деградации характеристик спущенного в скважину оборудования для определения возможного времени отказа оборудования на основании исторических данных.

4. Способ по п. 1, в котором моделирование включает определение уровня возможного регулирования частоты вращения вала электродвигателя и насоса без потерь производительности скважины.

5. Способ по п. 4, в котором удаленные настройки станции управления изменяют за счет регулирования частоты вращения вала электродвигателя насоса на основании расчетных данных о содержании свободного газа на приеме насоса.

6. Способ по п. 1, в котором по энергопотреблению определяют потерю мощности в питающем кабеле.

7. Способ по п. 1, в котором моделирование включает определение необходимого диаметра насосно-компрессорных труб установки (НКТ) и оптимальной зоны работы оборудования.