close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

...Ñ ÐµÑ Ð½Ð¾Ð»Ð¾Ð³Ð¸Ð¸ Ð½ÐµÑ Ñ ÐµÐ³Ð°Ð·Ð¾Ð´Ð¾Ð±Ñ Ñ Ð¸ и Ñ Ñ Ð¸Ð»Ð¸Ð·Ð°Ñ Ð¸Ð¸ Ð¿Ð¾Ð¿Ñ Ñ Ð½Ð¾Ð³Ð¾ газа

код для вставкиСкачать
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ И УТИЛИЗАЦИИ
ПОПУТНОГО ГАЗА
Дроздов А.Н., РГУ нефти и газа
имени И.М. Губкина
1. Освоение бездействующего и малодебитного
фонда нефтяных и газовых скважин
Традиционный и наиболее распространенный вид механизированной добычи
нефти из низкодебитных скважин – эксплуатация скважин с помощью УШГН. При
этом в последнее время наблюдается активный перевод малодебитных скважин
на УЭЦН.
Осложняющие факторы, высокие издержки и низкая энергоэффективность.
Осложняющие факторы УШГН
Осложняющие факторы УЭЦН
Износ штанг и штанговых муфт
Низкий КПД электроцентробежного насоса
при малых дебитах – не более 30-35%
Высокая металлоемкость
Ухудшение эффективности ЭЦН с
тихоходными ступенями из-за влияния газа
Сложность регулирования
параметров в рабочем режиме
Значительное увеличение потребляемой
мощности ЭЦН при вязкости более 5-10
мПа*с
Ограничения по глубине спуска
насоса и кривизне ствола скважины
Низкая наработка на отказ, связанная с
недостаточным охлаждением двигателя и
пробоем изоляции
2
Схема разрабатываемой при поддержке Фонда «Сколково»
установки погружного электроплунжерного насоса
Соинвестор – ОАО
«Промприбор»
1 – нефтяной или обводнённый
газовый пласт
2 – погружной инвертор
3 – компенсатор гидрозащиты
4 – линейный электродвигатель
5 – протектор гидрозащиты
6 – плунжерный насос
7 – НКТ
8 – эксплуатационная колонна
9 – однопроводная линия питания
10 – станция управления
3
3
Описание инновационного продукта - УЭПН
Линейный вентильный
электродвигатель с
погружным инвертором
 увеличение КПД установки до 56% при
дебитах 5-20 м3/сут
 регулирование подачи в широких пределах
Однопроводная линия
питания
 снижение материалоемкости кабеля
 снижение потерь на передачу
электроэнергии
 увеличение наработки
Гидрозащита
линейного
электродвигателя
Функциональноконструктивное совмещение
узлов двигателя, насоса и
гидрозащиты
 повышение надёжности
КПД, %
55,9 %
60.0
50.0
36,5 %
40.0
Методика расчета
погружных вентильных
электродвигателей
 оптимизация
массогабаритных,
энергетических и
технологических
показателей
УЭПН
УШГН
УЭЦН
25,7 %
30.0
20.0
10.0
0.0
Общий расчетный КПД
4
Освоение и исследование скважин
5
Для освоения скважин перед спуском УЭПН будет использована пакерная
компоновка струйного насоса. Это позволяет очистить призабойную зону
скважины и замерить забойные параметры.
Схема оборудования при освоении и исследовании скважин
пакерными струйными насосами:
1 – струйный насос, 2 – пакер, 3 – пласт, 4 – эксплуатационная
колонна, 5 – НКТ, 6 – глубинный прибор, 7 – ёмкость,
8 – силовой насос, 9 – выкидная линия
5
2. Эффективная эксплуатация скважин УЭЦН в
осложнённых условиях
Применение газосепараторов,
диспергаторов.
Использование конических и мультифазных
насосов.
Применение погружных центробежных
сепараторов механических примесей.
Учет влияния факторов пенистости,
давления у входа в насос, дисперсности,
вязкости жидкости на характеристику ЭЦН
при откачке газожидкостной смеси
Схема центробежного газосепаратора к УЭЦН:
1 - вал, 2 - корпус, 3 - шнек, 4 - кавернообразующее
колесо, 5 - сепарационные барабаны, 6 - узел отвода
газа
6
3. Применение попутного газа для повышения
нефтеотдачи пластов
Актуальность проблемы:
В условиях роста числа месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти и
проблемы утилизации попутного газа особую актуальность для российской нефтедобычи
приобретает создание эффективной, надёжной и простой в обслуживании
инновационной техники и технологий ее применения для повышения нефтеотдачи и
использования попутного газа, позволяющих обеспечить его 95%-ую утилизацию с
полной окупаемостью затрат и получением прибыли.
Суть технологии:
Водогазовое воздействие сочетает в себе положительные стороны таких известных
методов добычи нефти, как заводнение и закачка в пласт углеводородного газа. В
предлагаемой технологии осуществляется наиболее эффективная совместная закачка в
пласт воды и газа с пенообразующими ПАВ с применением насосно-эжекторных систем.
Это дает возможность существенно повысить коэффициент извлечения нефти, а также
степень использования попутного нефтяного газа.
Принципиальная технологическая схема насосно-эжекторной системы
7
Определение области оптимальных газосодержаний водогазовой
смеси в пластовых условиях при фильтрационных исследованиях
Квыт – коэффициент вытеснения нефти
βмин – минимальное газосодержание, соответствующее левой
границе области оптимальных газосодержаний,
βмакс – максимальное газосодержание, соответствующее
правой границе области оптимальных газосодержаний
8
Технологические схемы многоступенчатых блочной (а) и
моноблочной (б) насосно-эжекторных систем
1 – эжектор первой ступени сжатия газа, 2, 4, 5, 7 – многоступенчатые лопастные насосы,
3 –водогазовый сепаратор (гравитационный в схеме «а» и центробежный в схеме «б»),
6 – эжектор второй ступени сжатия газа, 8 – электродвигатель, 9 – торцовое уплотнение,
10 – лабиринтное уплотнение.
9
Преимущества насосно-эжекторной технологии
водогазового воздействия
Обеспечивается высокая эффективность воздействия за счет нагнетания водогазовой
смеси в области оптимальных газосодержаний.
Водогазовое воздействие проводится без дорогостоящих и трудоёмких в обслуживании
компрессорных станций высокого давления, подготовка газа не нужна.
При закачке водогазовой смеси насосно-эжекторной установкой требуется существенно
меньшее давление нагнетания, чем при закачке газа компрессором.
Насосно-эжекторные системы просты, компактны, надёжны, существенно дешевле
бустерных систем, имеют приемлемые значения КПД.
Достигается в несколько раз большее давление нагнетания водогазовой смеси по
сравнению с известными эжекторными технологиями.
Используется попутный газ, сгорающий в факелах.
Пенообразующие ПАВ способствуют и снижению вредного влияния газа на работу
подпорного насоса, и уменьшению потерь на скольжение при закачке водогазовой смеси
по стволу нагнетательной скважины, и повышению нефтеотдачи пласта.
Решается проблема гидратообразования.
Предотвращаются прорывы газа в добывающие скважины.
Используется имеющаяся инфраструктура промыслового обустройства.
Технология может быть успешно реализована как на отдельных скважинах и кустах, так и
на месторождении в целом, и не имеет ограничений по расходу воды.
Насосно-эжекторные системы могут успешно адаптироваться к изменяющемуся в
10
несколько раз расходу газа.
4. Утилизация попутного газа путём совместной
перекачки с нефтью по трубопроводам
Принципиальные схемы дожимных насосно-эжекторных станций
для перекачки водонефтегазовых смесей
а
б
Прямоточные системы:
а – одноступенчатая
без дожимного насоса,
б – двухступенчатая с
дожимным насосом.
1 – входная линия, 2 –
водонефтегазовый сепаратор,
3 – многоступенчатый
лопастной насос,
4 – эжектор, 5 – выкидная
линия, 6 – дожимной
многоступенчатый лопастной
насос
11
Схемы циркуляционных насосно-эжекторных станций
для перекачки водонефтегазовых смесей
в
г
в – циркуляционная
одноступенчатая система.
1 – входная линия,
2 – водонефтегазовый
сепаратор, 3 и 6 –
многоступенчатые
лопастные насосы,
4 – эжектор,
5 – выкидная линия,
7 – газо-конденсатноводяной сепаратор, 8 –
смеситель жидкости и газа
(пористый фильтр).
г – один из вариантов
двухступенчатой системы.
1 – входная линия,
2 и 7 – водонефтегазовые
сепараторы, 3 и 6 –
многоступенчатые
лопастные насосы,
4 и 8 – эжекторы,
5 – выкидная линия.
12
Моноблочная насосно-эжекторная система для утилизации попутного
газа путем совместной перекачки с жидкостью по нефтепроводу
1 – электродвигатель, 2 – частотный
преобразователь, 3 – линия подачи
жидкости, 4, 8, 11, 16, 20, 21, 25 –
регулируемые задвижки, 5 – торцовое
уплотнение, 6 – входной модуль с
осевой пятой, 7 – насос ЭЦН, 9, 13, 18 –
газовые линии, 10 и 24 – линия подачи
газожидкостной смеси, 12 –
центробежный газосепаратор, 14 – насос
ЭЦН, 15 и 22 – линии нагнетания
жидкости из насоса 14, 17 – эжектор
первой ступени сжатия газа,
19 – входная газовая линия в эжектор 17,
23 – эжектор второй ступени сжатия
газа, 24 – выкидная линия, 26 – входная
линия в буллит, 27 – входной буллит
(накопительная ёмкость).
13
5. Использование тепла жидкости и газа для
выработки электроэнергии
По циклу Ренкина:
1 – установка погружного
центробежного насоса
(УЭЦН),
2 – добывающая скважина,
3 – пласт,
4 – насосно-компрессорные
трубы (НКТ),
5 – выкидная линия,
6 – теплообменник,
7 – турбина
(турбодетандер),
8 – генератор,
9 – конденсационное
устройство,
10 – ресивер,
11 – насос.
В качестве низкокипящего рабочего тела
используется озонобезопасный фреон R134
14
Оценка экономической эффективности
по Двуреченскому месторождению
Показатель
Ед. изм.
Значение
NPV
Тыс. руб.
25 639
DPP
годы
4
PI
Ед.
1.39
IRR
%
31%
1000
500
тыс. долл.
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
-500
-1000
-1500
-2000
Дисконтированный денежный поток
Накопленный дисконтированный денежный поток
Расход пластовой продукции по объекту:
19500 м3/сут.
Температура жидкости: 650С
Вырабатываемая электрическая
мощность – 1,5 МВт.
Жизненный цикл проекта: 6 лет
Эффект экономии: 10,25 ГВт*ч/год
Средняя себестоимость электроэнергии:
1.1 руб/кВт*ч
Объём капитальных затрат: 70 млн. руб.
Период амортизации: 10 лет
15
Схема энергетической установки с двухкомпонентным
рабочим телом по циклу Иноземцева Н.Н.
1 – ёмкость для пара,
2 – ёмкость для нагретого газа,
3 – ёмкость для холодного газа
Для условий Двуреченского
месторождения полезная
электрическая мощность – 3,3
МВт (более чем 2 раза выше, чем
с применением цикла Ренкина)
Можно устанавливать вместо АВО на
газокомпрессорных станциях и
дополнительно получать электроэнергию
Рабочие тела для
использования энергии
низкопотенциального тепла –
фреоны, углекислота, аммиак и
другие в паре с азотом,
воздухом, метаном и
водородом.
16
Ваши вопросы…
!
Дроздов Александр Николаевич, д.т.н., профессор
+7 (910) 439-46-74
[email protected]
17
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа