В себестоимости добычи нефти затраты электроэнергии уже сейчас превышают 25-35% (в зависимости от условий эксплуатации), и будут в дальнейшем увеличиваться Учебный сайт
Учебные материалы


В себестоимости добычи нефти затраты электроэнергии уже сейчас превышают 25-35% (в зависимости от условий эксплуатации), и будут в дальнейшем увеличиваться






В себестоимости добычи нефти затраты электроэнергии уже сейчас превышают 25-35% (в зависимости от условий эксплуатации), и будут в дальнейшем увеличиваться.

  • В себестоимости добычи нефти затраты электроэнергии уже сейчас превышают 25-35% (в зависимости от условий эксплуатации), и будут в дальнейшем увеличиваться.

  • В балансе потребления электроэнергии нефтяной промышленностью более 2/3 всех затрат связаны с работой скважинных насосных установок. Поэтому очень важной задачей является снижение потребления энергии при подборе и эксплуатации насосных установок, в первую очередь – УЭЦН.





Варианты использования комплектов оборудования УЭЦН

  • Варианты использования комплектов оборудования УЭЦН









Проверка адекватности модели и работоспособность альфа-версии программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти по результатам расчета по скважинам ОАО «Самотлорнефтегаз».

  • Проверка адекватности модели и работоспособность альфа-версии программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти по результатам расчета по скважинам ОАО «Самотлорнефтегаз».

  • Альфа-версия программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти передана во все ЦДО нефтяной компании ТНК-ВР для тестирования и выявления недостатков (сентябрь-октябрь 2010 г.).



Проведен семинар с обсуждением результатов работ по созданию программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти. В работе семинара участвовали разработчики программы и представители всех ЦДО нефтяной компании ТНК-ВР, в которые была передана альфа-версия программы модели бенчмаркинга. По результатам семинара в программу внесены дополнения и изменения (ноябрь 2010 г.).

  • Проведен семинар с обсуждением результатов работ по созданию программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти. В работе семинара участвовали разработчики программы и представители всех ЦДО нефтяной компании ТНК-ВР, в которые была передана альфа-версия программы модели бенчмаркинга. По результатам семинара в программу внесены дополнения и изменения (ноябрь 2010 г.).

  • Модернизированная версия программы модели бенчмаркинга механизированной добычи нефти скомпилирована, оттиражирована и передана в подразделения ТНК-ВР для эксплуатации (декабрь 2010 г).



Программа предназначена для проведения анализа энергетических затрат

при работе скважинных насосных установок для добычи нефти.
  • Программа предназначена для проведения анализа энергетических затрат

    при работе скважинных насосных установок для добычи нефти.
  • Анализ строится на поузловом учете и/или расчете потребляемой энергии

    , необходимой для подъема пластовой жидкости на поверхность земли.


1.1.Определение полезной энергии

(гидравлической энергии), затрачиваемой на подъем пластовой жидкости из данной конкретной скважины (произведение фактической секундной подачи на потребный напор).
  • 1.1.Определение полезной энергии

    (гидравлической энергии), затрачиваемой на подъем пластовой жидкости из данной конкретной скважины (произведение фактической секундной подачи на потребный напор).
  • 1.2.Определение мощности скважинного насоса

    (определяется как отношение полезной энергии к КПД насоса при работе на реальной жидкости в фактической рабочей точке). КПД и рабочая точка насоса определяются с учетом условий эксплуатации.
  • 1.3.Определение фактического режима работы

    приводного электродвигателя

    и его мощности по мощности насоса (определяется как отношение мощности насоса к КПД электродвигателя в конкретном режиме работы).
  • 1.4.Определение рабочего тока

    ПЭД

    при работе на фактическом режиме (определяется из формулы N = 1,73 * U * I *cos , где N – фактическая мощность ПЭД).
  • 1.5.Определение фактических потерь

    в электрокабеле

    (определяется из формулы

    N = 1,732  L[1 + (t – 20)] I 2 cos / (F)

    ).


1.6.Определение активной мощности

, подводимой к скважине (определяется как сумма фактической мощности ПЭД и потерь мощности в кабельной линии).
  • 1.6.Определение активной мощности

    , подводимой к скважине (определяется как сумма фактической мощности ПЭД и потерь мощности в кабельной линии).
  • 1.7.Определение потерь в станции управлении и трансформаторе

    (определяется по характеристике трансформатора и станции управления и мощности, подводимой к скважине).
  • 1.8.Определение суммарных затрат мощности

    для работы данной скважины (определяется как сумма мощности, подводимой к скважине и потерь в станции управления и в трансформаторе).
  • 1.9.Определение коэффициента энергопотребления

    , который является отношением полезной мощности к суммарным затратам мощности для работы данной скважины.
  • 1.10.Определение удельного расхода энергии

    на добычу единицы продукции (одного куб.метра жидкости и одной тонны нефти). Удельный расход энергии определяется отношением суммарных затрат мощности (в сутки) к дебиту скважины по жидкости и по нефти.


Сравнение фактических показателей производится с расчетными «нормированными» показателями, которые определяются следующим образом:

  • Сравнение фактических показателей производится с расчетными «нормированными» показателями, которые определяются следующим образом:

  • 2.1.Выбор «эталонного» насоса – для фактического значения подачи, требуемого напора, конструкции скважины и условий эксплуатации подбирается наиболее эффективный насос (по критерию максимального КПД и требуемой наработки до отказа).









2.2.Определение мощности выбранного скважинного насоса

(определяется как отношение полезной энергии к КПД насоса при работе на реальной жидкости в фактической рабочей точке). КПД и рабочая точка выбранного насоса определяются с учетом всех изменений подачи, напора, потребляемой мощности и рабочей части характеристики в зависимости от условий эксплуатации (температура, давление, наличие свободного газа, фактическая вязкость, обводненность и т.д.).
  • 2.2.Определение мощности выбранного скважинного насоса

    (определяется как отношение полезной энергии к КПД насоса при работе на реальной жидкости в фактической рабочей точке). КПД и рабочая точка выбранного насоса определяются с учетом всех изменений подачи, напора, потребляемой мощности и рабочей части характеристики в зависимости от условий эксплуатации (температура, давление, наличие свободного газа, фактическая вязкость, обводненность и т.д.).
  • 2.3.Выбор ПЭД

    - для подобранного насоса выбирается ПЭД соответствующего диаметрального габарита, имеющий наиболее высокий КПД и минимальные рабочие токи в выбранном режиме работы.
  • 2.4.Выбор электрокабеля

    – для конкретной скважины и выбранного ПЭД выбирается кабель по критерию максимального размера токонесущей жилы.


2.6. Определение расчетных потерь в электрокабеле.

  • 2.6. Определение расчетных потерь в электрокабеле.

  • 2.7. Определение нормированной мощности, подводимой к скважине

    (определяется как сумма фактической мощности выбранного ПЭД и потерь мощности в выбранной кабельной линии).
  • 2.8. Определение потерь в станции управлении и трансформаторе

    (определяется по характеристике трансформатора и станции управления и нормированной мощности, подводимой к скважине).
  • 2.9.Определение суммарных затрат нормированной мощности

    для работы данной скважины (определяется как сумма мощности, подводимой к скважине и потерь в станции управления и в трансформаторе).
  • 2.10.Определение коэффициента энергопотребления

    , который является отношением полезной мощности к суммарным нормированным затратам мощности для работы данной скважины.
  • 2.11.Определение удельного расхода энергии на добычу единицы продукции

    (одного куб.метра жидкости и одной тонны нефти). Удельный расход энергии определяется отношением суммарных нормированных затрат мощности (в сутки) к дебиту скважины по жидкости и по нефти.


Исходные данные могут быть представлены в виде файлов Microsoft Office Excel также есть возможность загрузки исходных данных для подбора оборудования из внешней базы данных (например OilInfoSystem, Alfa, Нефтедобыча).

  • Исходные данные могут быть представлены в виде файлов Microsoft Office Excel также есть возможность загрузки исходных данных для подбора оборудования из внешней базы данных (например OilInfoSystem, Alfa, Нефтедобыча).



При расчете определяется фактическое энергопотребление и энергопотребление при использовании «нормированного» оборудования

  • При расчете определяется фактическое энергопотребление и энергопотребление при использовании «нормированного» оборудования



Предложение по «нормативному» оборудованию, обеспечивающему потенциал энергосбережения на скважинах, заносится в Итоговый Отчет

  • Предложение по «нормативному» оборудованию, обеспечивающему потенциал энергосбережения на скважинах, заносится в Итоговый Отчет



Полученные в ходе расчета показатели выводятся в итоговый отчет и размещаются в столбцах, имеющих подзаголовок

«норма»

в соответствующем названии (например: «Мощность электродвигателя, норма»).
  • Полученные в ходе расчета показатели выводятся в итоговый отчет и размещаются в столбцах, имеющих подзаголовок

    «норма»

    в соответствующем названии (например: «Мощность электродвигателя, норма»).


Энергетическая эффективность работы оборудования в данной скважине определяется:

  • Энергетическая эффективность работы оборудования в данной скважине определяется:

  • разностью фактических и нормированных затрат энергии (в час и в сутки) на подъем пластовой жидкости;

  • разностью и отношением фактического и нормированного коэффициентов энергопотребления;

  • разностью удельных расходов энергии на добычу единицы продукции при фактическом и нормированном расходовании энергии.

  • По желанию оператора кроме общего Итогового Отчета можно получить различные распечатки: расчет потерь к кабельных линиях, в колоннах НКТ, в ПЭД и т.д. для любой выборки по скважинам.



Для высокодебитных скважин потери в НКТ могут быть значительны

  • Для высокодебитных скважин потери в НКТ могут быть значительны



Разработанные модель и программа сравнительного анализа потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных насосных установок позволяют определять потенциал снижения энергопотребления при эксплуатации скважинных насосных установок и намечать первоочередные объекты оптимизации работы системы «пласт – скважина – насосная установка» с точки зрения энергоэффективности.

  • Разработанные модель и программа сравнительного анализа потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных насосных установок позволяют определять потенциал снижения энергопотребления при эксплуатации скважинных насосных установок и намечать первоочередные объекты оптимизации работы системы «пласт – скважина – насосная установка» с точки зрения энергоэффективности.


Карта сайта

Последнее изменение этой страницы: 2018-09-09;



2010-05-02 19:40
author-karamzin.ru 2018 год. Все права принадлежат их авторам! Главная