Винтовые насосы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Винтовые насосы являются одной из наиболее перспективных технологий для добычи нефти в России и за рубежом. Относительная простота конструкции, способность откачки высоковязких эмульсий и жидкостей с повышенным содержанием газа и механических примесей, широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, низкое электропотребление, возможность использования без потери эффективности в наклонных и горизонтальных скважинах - эти и другие достоинства винтовых насосов позволяют им успешно конкурировать с электроцентробежными и штанговыми насосами.

По сравнению со штанговыми винтовые насосы отличаются низкой металлоемкостью (масса наземного привода винтового насоса на порядок меньше массы станка-качалки), простотой установки и обслуживания, значительно меньшими экологическими рисками (при возвратно-поступательном движении полированного штока станка-качалки происходит катастрофический износ устьевого сальника, который зачастую приводит к разливу нефти).

Долгое время считалось, что область применения винтовых насосов ограничивается вязкой нефтью. Это, например, сдерживало их массовое внедрение в Западной Сибири. Однако современные установки винтовых насосов при соответствующем выборе кинематических параметров (коэффициент натяга, кинематическое соотношение и др.) позволяют успешно работать и в условиях маловязкой (нормальной) нефти [1].

В последние годы в связи с разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти роль винтовых насосов существенно возросла, поскольку во многих осложненных условиях они оказываются единственно возможной технологией для добычи нефти.

В зависимости от места расположения двигателя различают установки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом. В первом случае передача энергии от двигателя, расположенного на поверхности, к насосу осуществляется посредством колонны вращающихся насосных штанг [2, 3]. Во втором случае электродвигатель входит в состав погружной части насосной установки и соединен с наземной станцией управления с помощью электрического кабеля.

Сравнительные преимущества и недостатки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом во многом повторяют те, которые имеют место для штанговых и электроцентробежных насосов. В первом случае основные ограничения и риски связаны со штанговой колонной (проблемы эксплуатации в искривленных скважинах, вероятность обрывов и отворотов штанг, более жесткие по сравнению с винтовым насосом с погружным двигателем ограничения по частоте вращения ротора), во втором - с электродвигателем, гидрозащитой и кабелем (перегрев двигателя и эластомера при малых скоростях движения потока, отказы по электрооборудованию и др.).

Указанные особенности определяют наиболее приемлемую область для использования каждого типа винтовых насосов. Установки штанговых винтовых насосов (УШВН) находят свое применение в относительно неглубоких (до 1500-2000 м) умеренно искривленных скважинах при дебитах жидкости в диапазоне от 3 до 150 м³/сут. [4]. Установки винтовых насосов с погружным электродвигателем (УЭВН) могут использоваться в более глубоких (до 3000 м) искривленных и горизонтальных скважинах, где применение УШВН ограничено из-за штанг, и обеспечивать более высокий дебит (до 500 м³/сут.).

Курс нефтяных компаний на оптимизацию добычи нефти, в том числе на снижение издержек, связанных с неэффективным использованием насосного оборудования, заставляет по-новому взглянуть на проблему выбора оптимального способа эксплуатации. Анализ современного состояния нефтедобывающего фонда (проблемы с недостижением потенциала добычи, большой периодический фонд скважин, применение в одних и тех же условиях эксплуатации различных технологий добычи нефти) говорит о существовании возможностей улучшить ситуацию в этом вопросе.

При проведении сравнительной оценки технологий необходимо учитывать множество различных факторов, среди которых превалирующими являются две группы: технологические ограничения и экономическая эффективность. Во многих случаях сравнение рабочих характеристик технологий позволяет сделать однозначный выбор в пользу одной из них, не прибегая к экономическим расчетам. В то же время еще чаще оказывается, что к условиям конкретной скважины возможно применение двух и более технологий добычи, и тогда приходится существенно расширять критерии для сравнения.

В последние годы достаточно широкое распространение получил рейтинговый подход к выбору способа добычи нефти [5], когда на основе анализа технических характеристик насосного оборудования и промыслового опыта выставляется экспертная оценка каждой из исследуемых технологий добычи нефти по группе определяющих параметров. При всех достоинствах этого подхода (многофакторный анализ, простота автоматизации) нельзя не отметить того обстоятельства, что экспертные оценки, из которых складывается итоговый рейтинг, по сути дела являются субъективными. Например, штанговые насосы в России эксплуатируются, как правило, на небольших глубинах (до 1500 м), поэтому их рейтинговый балл для более глубоких скважин будет низким. Однако из этого не следует, что штанговые насосы не применимы в таких скважинах (естественно, при специальном исполнении погружного оборудования, стоимость которого выше по сравнению с традиционно используемым оборудованием).

В настоящей статье предлагается иной подход к выбору способа эксплуатации, который использует результаты расчетов технологических параметров анализируемых способов добычи нефти, а критерием определения оптимального является максимальное значение чистого дисконтированного дохода NPV за выбранное расчетное время. Такой подход позволяет естественным образом учесть ограничения технологий добычи нефти (например, ограничение на максимальное содержание газа на приеме ЭЦН будет определять предельное давление на приеме, максимальный дебит и деградацию напора насоса) и избежать субъективных оценок. С помощью разработанной методики расчета характеристик установок электроцентробежных, штанговых и винтовых насосов для группы тестовых скважин оцениваются условия, при которых каждая из технологий является оптимальной.

Методика расчета технико-экономических параметров технологий добычи нефти

Методика расчета оптимальных технико-экономических параметров технологий добычи нефти предназначена для определения наилучшего способа эксплуатации для конкретной нефтедобывающей скважины. Основной критерий выбора способа эксплуатации - его экономическая эффективность, количественным выражением которой является чистый дисконтированный доход за выбранное расчетное время. При этом технологические параметры для каждого способа эксплуатации выбираются исходя из условия достижения максимального дебита жидкости. Методика позволяет оценить возможность использования различных технологий добычи нефти с учетом ограничений, а также рассчитать максимально достижимые дебит и забойное давление, сравнить технические (КПД, напор, потребляемая мощность) и экономические (NPV, срок окупаемости) характеристики способов эксплуатации.

В качестве исходных данных для проведения расчетов выступают параметры технологического режима нефтедобывающей скважины, а именно - свойства разрабатываемого пласта (пластовые давление и температура, газовый фактор, давление насыщения, плотность и вязкость нефти, коэффициент продуктивности) и характеристики скважины (глубина до верхних дыр перфорации, диаметр обсадной колонны, среднее отклонение от вертикали, устьевое давление), а также технологические ограничения для каждого из анализируемых способов эксплуатации (максимальное содержание газа и температуры пластовой жидкости на приеме насоса, максимальная скорость вращения вала ЭЦН и винтового насоса, предельная длина хода плунжера штангового насоса и др.).

Рабочие параметры погружной установки определяются с помощью метода узлового анализа из условия достижения максимального дебита при существующих ограничениях. При этом расчет многофазного потока в стволе скважины осуществляется на основе известных моделей [6-8]. Чистый дисконтированный доход, полученный в результате эксплуатации выбранной технологии добычи нефти, определяется разностью выручки от добытой нефти и затрат, связанных со стоимостью установки и обслуживанием скважины, с учетом стандартных налоговых отчислений.

Следует отметить, что в отличие от специализированных коммерческих программ для подбора оборудования для добычи нефти (SubPump, RosPump, «Автотехнолог», ПТК «Насос») разработанная методика не учитывает влияние таких факторов, например, как инклинометрия скважины (рассматривается прямолинейная одноступенчатая колонна НКТ) или номенклатура насосного оборудования (используются усредненные характеристики). Вместе с тем расчеты по определению максимально возможного дебита для электроцентробежных, штанговых и винтовых насосов, выполненные с помощью вычислительного алгоритма на основе методики, показали удовлетворительное согласование с результатами расчетов в коммерческих пакетах не только по дебиту и забойному давлению, но и по энергетическим характеристикам насосов (напор, КПД, потребляемая мощность).

Сравнительный анализ эффективности технологий добычи нефти

Геологические условия разрабатываемых нефтяных пластов весьма многообразны, поэтому не представляется возможным провести расчеты по всему спектру изменения пластовых параметров. Руководствуясь озвученными во введении преимуществами винтовых насосов, целесообразно выделить те параметры, которые будут играть ключевую роль в выборе этой технологии по сравнению со штанговыми и электроцентробежными насосами.

К таковым следует отнести вязкость пластовой нефти м, газовый фактор Г, глубину залегания пласта H, коэффициент продуктивности K и обводненность wc. Остальные параметры выберем таким образом, чтобы они примерно соответствовали средним значениям для месторождений Западной Сибири: пластовое давление P_res = 20 МПа, плотность нефти r₀ = 850 кг/м³, давление насыщения P_bp = 15 МПа. Температуру пласта будем рассматривать как функцию от глубины скважины из расчета изменения температуры на 3 градуса на каждые 100 м: T_res = 0,03 H. Скважину будем считать вертикальной с внутренним диаметром обсадной колонны d_well = 130 мм, колонна НКТ состоит из труб внешним диаметром d_tube = 73 мм, давление на устье равно P_wh = 1 МПа.

Общие ограничения, которые будут использоваться в расчетах технологий добычи нефти, представлены в таблице 1. Кроме того, для всех способов эксплуатации устанавливаются минимальное расстояние от насоса до верхних дыр перфорации, равное 50 м, и минимальное погружение под уровень, равное 100 м. Среди прочих ограничений необходимо выделить следующие: для УСШН (установка скважинного штангового насоса) максимальная длина хода полированного штока - 3 м, потери полезной мощности в станке-качалке - 20%, потери, связанные с утечками жидкости в плунжере, - 4%, максимальное приведенное напряжение на штанги - 100 МПа; для УЭЦН (установка электроцентробежного насоса) и УЭВН потери мощности в кабеле - 2,5% на каждые 1000 м; для УШВН предельная нагрузка на штанги (осевая и вращательная) - 350 МПа; для УШВН и УЭВН предельный напор - 2500 м.

Таблица 1

Экономические параметры для расчета включают в себя параметры технологий, стоимость дополнительного оборудования, стоимость нефти, переменные затраты на поддержание добычи и налоговые отчисления. Параметры технологий представлены в таблице 2 и включают в себя стоимость основного оборудования, стоимость ремонта (продолжительностью 5 сут.) и среднюю наработку на отказ, в качестве дополнительного оборудования рассматриваются НКТ (40 у.е./т), насосные штанги (300 у.е./км) и электрокабель (120 у.е./км). Стоимость одной тонны нефти принята равной 5 у.е., переменные затраты на поддержание добычи: ежемесячные затраты на содержание скважины - 200 у.е., стоимость электроэнергии - 2 у.е./1000 кВт·ч, переменные затраты на тонну нефти - 0,03 у.е. и жидкости - 0,03 у.е. Налоговая база состоит из налога на прибыль - 20%, имущество - 2,2%/год и добычу полезных ископаемых - 1,6 у.е./т. Ставка дисконтирования полагается равной 1,2%, среднемесячная норма амортизации оборудования составляет 0,6%. Расчет NPV проводится на один год.

нефть винтовой насос добыча

Таблица 2

Следует отметить, что числовые значения используемых в расчетах параметров, хотя и выбраны на основе промысловых данных, могут отличаться от реальных величин (в случае использования удельных единиц имеется в виду отношение величин). Как показывают исследования, при выборе оптимального способа эксплуатации определяющими параметрами являются цена на нефть, стоимость оборудования и средняя наработка на отказ (или стоимость ремонта). Поэтому для оценки их влияния будут проведены дополнительные расчеты.

На рисунке 1 в качестве примера представлены графики зависимостей расчетных значений дебитов жидкости и величины чистого дисконтированного дохода для четырех технологий добычи нефти при варьировании двух влияющих параметров, а именно - глубины залегания пласта (глубина спуска насоса для УСШН и УШВН при этом подбирается исходя из технологических ограничений, а для УЭЦН и УЭВН принимается равной глубине пласта за минусом 50 м отхода от интервала перфорации) и газового фактора. Остальные четыре влияющих параметра принимают фиксированные значения (глубина пласта - 2500 м, газовый фактор - 250 м³/т, обводненность - 50%, коэффициент продуктивности - 3 м³/(сут.·МПа), вязкость пластовой нефти - 1 Па·с. При больших глубинах залегания пласта (свыше 2200 м) и умеренном содержании газа в жидкости наиболее предпочтительно для добычи нефти использование УЭЦН, поскольку остальные технологии не достигают потенциального дебита из-за ограничений по глубине спуска (УСШН и УШВН) и напору (УЭВН). При последовательном уменьшении глубины залегания пласта дебиты штанговых и винтовых насосов приближаются к дебиту УЭЦН, значения NPV для всех четырех технологий становятся сопоставимыми. В случае варьирования газового фактора определяющим параметром становится предельное газосодержание на приеме насоса, которое у винтового насоса выше, чем у электроцентробежного и штангового.

При выбранных расчетных параметрах критическое значение газового фактора находится в интервале 100-200 м³/т, после превышения которого оптимальным становится применение УШВН и УЭВН вместо УЭЦН (для штангового винтового насоса из-за ограничения по частоте вращения вала при большом газовом факторе начинается фонтанирование через насос, а при малом газовом факторе для расчетных условий «срабатывает» ограничение по напору для винтовых насосов, которое является более строгим, чем для УЭЦН).

Графики зависимостей дебита жидкости и NPV от глубины пласта и газового фактора качественно повторяют друг друга, что вполне естественно, учитывая, что доходы от продажи нефти определяют величину прибыли при расчете чистого дисконтированного дохода, а переменные затраты для всех технологий примерно одинаковы. Для иллюстрации влияния стоимости тонны нефти и наработки на отказ на рисунке 2 приведены графики зависимости NPV от глубины пласта, аналогичные тому, который представлен на рисунке 1. В первом случае была уменьшена стоимость тонны нефти с 5 до 3,5 у.е., во втором изменились наработки на отказ для УЭЦН с 300 до 100 суток и УСШН с 400 до 150 суток (моделирование эксплуатации скважин в условиях повышенного выноса механических примесей).

Из графиков видно, что с уменьшением цены на нефть и падением наработки на отказ для УЭЦН эта технология перестает быть доминирующей, поскольку дополнительная добыча нефти по сравнению с остальными технологиями для нее компенсируется капитальными затратами и затратами на ремонты. При малых наработках на отказ, связанных с интенсивным выносом механических примесей из пласта, электроцентробежные насосы будут однозначно проигрывать другим технологиям при эксплуатации скважин на малых и средних глубинах залегания пласта.

Описанная в настоящей работе методика сравнительного анализа технико-экономической эффективности способов добычи нефти позволяет строить двумерные карты применения технологий. При построении такой карты варьируются два влияющих параметра, а остальные остаются фиксированными около своих средних значений. Выбор способа эксплуатации можно проводить как по максимальному дебиту (в этом случае оценивается только технологическая эффективность методов добычи нефти), так и по наибольшему значению NPV.

На карте отмечены области эффективного применения для каждой из рассматриваемых технологий добычи нефти. Критерием применения для данной технологии является значение NPV, которое должно отличаться от максимального значения среди всех технологий не более чем на 0,5 тыс. у.е. Согласно проведенным расчетам, вся область изменения влияющих параметров (1000 ? H ? 2500 м, 0 ? Г ? 400 м³/т) покрывается хотя бы одной из технологий. При этом характерными критериями для применения УЭЦН являются большая глубина залегания пласта и низкое газосодержание в пластовой нефти, для УСШН - малая глубина залегания пласта и низкий газовый фактор, для УЭВН - высокий газовый фактор при малой и средней глубине скважины. Штанговые винтовые насосы могут успешно использоваться в мало- и среднедебитных скважинах (до 60 м³/сут.) как в стандартных (нормальных) геолого-технических условиях, так и в осложненных с повышенным содержанием мехпримесей и газа в откачиваемой продукции.

Заключение

На основе предложенной методики оценки технико-экономической эффективности способов эксплуатации можно сделать главный вывод о том, что винтовые насосы не являются узконаправленной технологией добычи нефти, а могут массово использоваться и успешно конкурировать с традиционными технологиями - электроцентробежными и штанговыми насосами - в широком диапазоне изменения параметров добычи. При этом основные достоинства винтовых насосов (работа с высоковязкими эмульсиями, большим содержанием механических примесей и свободного газа в пластовой жидкости) обеспечивают их преимущества в тех зонах, где применение УЭЦН и УСШН ограниченно или невозможно.

Проведенные расчеты показывают, что при выборе оптимального способа добычи нефти большое внимание следует уделять не только технологическим преимуществам и недостаткам способов эксплуатации, но и учитывать такие параметры, как наработка на отказ, стоимость оборудования и его ремонта, ценовую и налоговую конъюнктуру. Достижение максимального дебита далеко не всегда гарантирует данной технологии преимущество над остальными, если сопутствующие издержки оказываются соизмеримы с полученной прибылью.

Литература

1. Тимашев Э.О., Ямалиев В.У., Брот А.Р., Виноградов Д.Г., Батищев О.В. Стендовые исследования работоспособности одновинтовых многозаходных насосов при низких частотах вращения винта // Нефтегазовое дело. - 2008. - № 6(1). - С. 137-141.

2. Уразаков К.Р., Валеев А.М., Абдулатипов У.М., Закиров А.Ф. Применение винтовых насосов с поверхностным приводом для добычи нефти // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 108-111.

3. Брот А.Р. Установки винтовых насосов с поверхностным приводом как способ рентабельной эксплуатации малодебитного фонда добывающих скважин // Нефтесервис. - 2010. - № 2. - С. 94-95.

4. Уразаков К.Р., Янтурин А.Ш., Закиров А.Ф., Валеев А.М. Расчет штанговых колонн для привода винтовых насосов в наклонно направленных скважинах // Нефтепромысловое дело. - 1999. - № 4. - С. 31-37.

5. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 448 с.

6. Ansari A.M., Sy!vester N,D., Shoham 0., Brill J.P. A Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow in Wellbores // SPEPF 143, Trans., AIME (1994) 297.

7. Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes // JPT 607, Trans., AIME (1973) 255.

8. Zhang H., Wang Q., Sarica C., Brill J. A Unified Model for Gas-Liquid Pipe Flow via Slug Dynamics - Part 1: Model Development, Trans., ASME 125 (2003) 266.

Размещено на Allbest.ru