Одним из основных показателей оценки эффективности работы любого элемента производственной цепочки на месторождении (пласт, скважина, система сбора, подготовка и транспортировка скважинной продукции, система поддержания пластового давления) является удельный расход электроэнергии (УРЭ). УРЭ в общем случае определяется отношением потребляемой электроэнергии за выбранный период времени к объему жидкости (добываемой, перекачиваемой, нагнетаемой).
Поскольку достаточно сложно установить эталонные значения УРЭ в связи с многообразием условий эксплуатации месторождения, то на практике используется подход, основанный на сравнении значений УРЭ за два временных периода: базовый и текущий. Если текущее значение УРЭ снизилось относительно базового, то можно говорить о росте энергоэффективности, иначе — о его снижении.
Применительно к процессу механизированной добычи нефти, где сосредоточены основные потребители электроэнергии месторождения (порядка 60 % всех энергозатрат), оценка энергоэффективности проводится путем сравнения УРЭ на добывающих скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) и штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Сравнение может проводиться как для всего действующего фонда, так и для отдельных месторождений и других структурных единиц.
Для определения причин изменения УРЭ проводится факторный анализ. Его целью является выделение основных факторов, которые повлияли на рост или снижение УРЭ. В случае процесса механизированной добычи основными факторами традиционно являются изменение суммарного напора насосных установок и коэффициента полезного действия (КПД).
Основным недостатком бизнес-процесса мониторинга энергоэффективности процесса механизированной добычи нефти в настоящее время является то, что проводимый факторный анализ, как правило, сводится к фиксации роста или снижения УРЭ по группе скважин и слабо коррелирует с выполняемой программой энергосбережения, заключающейся в формировании организационно-технических мероприятий, направленных на снижение УРЭ.
В настоящей работе предлагается модернизированный подход к проведению факторного анализа энергоэффективности механизированной добычи нефти. Он заключается в детализации факторов, влияющих на изменение УРЭ по группе скважин. Детализация включает в себя учет изменения напора из-за изменения пластовых условий, режима работы скважины, потерь в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и выкидной линии, изменения КПД отдельных элементов насосных установок, влияния метеоусловий и т.д. Такая детализация, с одной стороны, приводит к расширению влияющих факторов, с другой — позволяет перейти к адресным мероприятиям, направленным на максимальное снижение УРЭ на конкретных скважинах, если известна причина изменения фактора. В качестве инструмента для проведения расчетов энергопотребления по узлам насосных установок используются цифровые двойники скважины с УЭЦН и ШСНУ [1–3].
После того, как с помощью цифрового двойника будут определены потери электроэнергии в узлах насосной установки для конкретной скважины, можно провести сравнение для базового и текущего месяца и оценить величину изменения этих потерь в сравнении с другими узлами. Далее проводится градация влияния отдельных факторов внутри группы скважин, выделяется наиболее сильный рост УРЭ по этим факторам и формируются адресные мероприятия для исключения их вредного влияния. Таким образом, на основе углубленного факторного анализа становится возможным установить причину роста УРЭ и спланировать корректирующие мероприятия для повышения энергоэффективности механизированной добычи.

Удельный расход электроэнергии по жидкости (кВт·ч/м3) по месторождению, региону или всему фонду механизированных скважин за месяц определяется как отношение суммарной потребляемой электроэнергии W (кВт·ч/мес.) к суммарной добыче жидкости Q (м3/мес.) по всем скважинам, входящим в структурную единицу:

Изменение УРЭ является разностью значений в текущем и базовом месяцах:

и может происходить:
1. По причине ввода новых скважин (ВНС) и вывода скважин в бездействие (ВБД). В этом случае одна или несколько скважин эксплуатируются только в базовом месяце, либо в текущем. Поскольку поскважинное сравнение в данном случае невозможно, то изменение УРЭ для таких скважин целиком списывается на этот фактор: ∆УЭРВНС/ВБД(i) = ∆УЭР⁽ⁱ⁾;
2. По причине изменения способа эксплуатации (СЭ) скважин. В этом случае способы эксплуатации скважины для базового и текущего месяца будут различны (УЭЦН-ШСНУ или, наоборот, ШСНУ-УЭЦН) и детальный факторный анализ также нецелесообразен: ∆УЭРСЭ⁽ⁱ⁾ = ∆УЭР⁽ⁱ⁾;
3. По причине изменения режима работы скважин. В этом случае скважина присутствует и в базовом, и в текущем месяце, и при этом эксплуатируется одним и тем же способом (при этом необязательно, чтобы насосная установка была той же самой);
4. По причине проведения текущего и капитального ремонта скважины (ТКРС) и вывода скважины на режим ВНР в базовом или текущем месяце. В этом случае во время проведения ТКРС происходит потребление электроэнергии, но не отбирается пластовая жидкость, а во время ВНР происходит потребление электроэнергии на отбор жидкости глушения;
5. По причине изменения метеоусловий. В этом случае в зависимости от температуры окружающего воздуха на некоторых наземных объектах (ТМПН, АГЗУ, СУДР, наземный кабель) происходят дополнительные потери электроэнергии из-за необходимости поддержания параметров этих объектов (речь идет прежде всего о принудительном нагреве с помощью обогревательных элементов);
6. По прочим причинам, к которым относятся те факторы, которые невозможно обоснованно отнести ни к одному из пяти вышеописанных.
В наиболее общем случае (в базовом и текущем месяце скважина эксплуатировалась одним и тем же способом) месячное энергопотребление по i-й скважине за j-й период времени определяется факторами 3–5:

а добыча жидкости вычисляется через средний дебит жидкости qj⁽ⁱ⁾ (м³/сут) за j-й период, число календарных дней Nj (сут/мес.) и длительность ТКРС (ВНР) в анализируемом месяце t_{ТКРС/ВНР j}⁽ⁱ⁾ (сут/мес.):

Расчет месячного потребления электроэнергии во время ТКРС и ВНР (кВт·ч/мес.) в формуле (3) выполняется для тех скважин, на которых в анализируемом месяце проводились эти мероприятия:

где UТКРС/ВНР — удельные затраты на проведение ТКРС (ВНР) (кВт·ч/сут).
Расчет изменения месячного потребления электроэнергии из-за метеоусловий (кВт*ч/мес.) выполняется для тех наземных объектов (АГЗУ, ТМПН, СУДР, наземный кабель), которые относятся к скважине.
Потребляемая мощность во время нормальной эксплуатации (кВт·ч/мес.) рассчитывается по формуле:

где Eреж j⁽ⁱ⁾ — суточное энергопотребление (замерное или расчетное с помощью цифрового двойника скважины) i-й установки в анализируемом месяце (кВт·ч/сут).
Для детализации влияющих факторов на изменение УРЭ из-за режима работы скважины выразим потребляемую ею мощность через полезную мощность и КПД установки по формуле:

где ∆P — перепад давлений в насосе (атм), q_см — расход смеси через насос (м³/сут), η — КПД установки, 101,325, 24 и 86 400 — переводные коэффициенты из атм в кПа, часов в сутки и суток в секунды соответственно. В свою очередь перепад давлений в насосе можно представить в виде:

где Р_вык и Р_пр — давления на выкиде и приеме насоса (атм), ρсм — плотность смеси в насосе (кг/м³), g — ускорение свободного падения (м/с²), H — фактический напор насоса, м,
101325 — переводной коэффициент из атм в Па.
Если предположить, что отношение расхода смеси через насос к дебиту жидкости в поверхностных условиях q_см/q остается примерно постоянным при различных режимах работы установки, то основными факторами, которые будут влиять на изменение УРЭ по причине изменения режима работы скважины, будут являться следующие:
1. Напор насоса:

Здесь и далее нижние индексы 1 и 2 обозначают значения параметров в базовом и текущем месяцах соответственно.
2. КПД установки:

3. Плотность смеси в насосе:

Напор насоса согласно (9) выражается через разность давлений на выкиде и приеме насоса. Давление на приеме зависит в основном от двух факторов: технологического (частота для УЭЦН и произведение числа качаний на длину хода для ШСНУ — чем выше эти показатели, тем ниже давление на приеме) и геологического (коэффициент продуктивности — чем ниже продуктивность скважины, тем ниже давление на приеме при фиксированной частоте). Давление на выкиде в свою очередь зависит от буферного давления (чем выше буферное давление, тем выше давление на выкиде), линейного давления (чем больше разность буферного и линейного давлений, тем выше давление на приеме) и гидравлических потерь в НКТ (чем больше потери, тем выше давление на выкиде). С учетом вышеописанного для напора учитываются следующие вспомогательные факторы: линейное давление, буферное давление, гидравлические потери в НКТ, частота (число качаний), продуктивность пласта.
КПД установки можно разбить на составляющие по узлам. Для УЭЦН учитываются потери в насосе, электродвигателе, погружном кабеле, трансформаторе, станции управления. Для ШСНУ можно выделить потери в насосе, штанговой колонне, станке-качалке и приводе.
Если суточное электропотребление в формуле (6) не замеряется и не может быть по каким-либо причинам рассчитано с помощью цифрового двойника (например, отсутствуют данные о типоразмере насосной установки), то детализация изменения УРЭ из-за режима работы скважины невозможна. В этом случае оно списывается на прочие причины.
Для того, чтобы рассчитать суммарные показатели изменения УРЭ по факторам, необходимо просуммировать энергопотребление для базового и текущего месяца по всем скважинам для каждого фактора, сумму разделить на суммарный дебит в этом месяце и найти разность:

Основные мероприятия для повышения энергоэффективности разработки месторождения в целом и механизированной добычи в частности приводятся в нормативных документах нефтедобывающих компаний. Кроме этого, ряд мероприятий, не относящихся явно к энергосберегающим, косвенно оказывают влияние на изменение УРЭ по скважине. В рамках предлагаемого подхода используются все перечисленные мероприятия. Алгоритм для формирования рекомендаций для механизированной скважины будет следующим:
1. Определяем, является ли рост УРЭ для анализируемой скважины сверхкритическим. Для этого можно использовать условие выполнения хотя бы одного из двух критериев:

• превышение изменения УРЭ от заданной абсолютной величины в кВт·ч/м³ (например, 1 кВт·ч/м3;
• превышение изменения УРЭ от заданной относительной величины в процентах к УРЭ базового месяца (например, 10 %).

Если оба критерия не выполняются, то проведение каких-либо мероприятий на скважине не требуется.
2. Если изменение УРЭ является сверхкритическим, то далее переходим к выбору наиболее значимого фактора, для исключения которого и будет предлагаться соответствующее мероприятие.
Перечень основных мероприятий, соответствующих каждому доминирующему фактору, приведен в таблице 1. Выбор конкретного мероприятия и его дизайн осуществляются технологическим персоналом. При расчете дизайна мероприятий, связанных с изменением режима работы скважины (расчет оптимальной частоты тока УЭЦН, числа качаний ШСНУ, длительностей циклов откачки и накопления при периодической эксплуатации скважин), может быть использован цифровой двойник.

На рисунке 1 показана диаграмма факторного анализа для одного из нефтяных месторождений Республики Башкортостан. В качестве базового месяца рассматривается январь 2021 года (в это время на месторождении действующий фонд скважин с УЭЦН и ШСНУ составлял в общей сложности 38 скважин), в качестве текущего — август 2021 года (58 скважин механизированного фонда). Как следует из диаграммы, за прошедшее время произошло снижение УРЭ примерно на 2 кВт·ч/м³, при этом изменение фонда скважин за счет ВНС и ВБД, напротив, привело к росту УРЭ на 4 кВт·ч/м³, но было скомпенсировано изменением УРЭ за счет напора, КПД и плотности (в сумме примерно на 6 кВт·ч/м³).

По результатам факторного анализа алгоритмом рекомендованы мероприятия на 11 скважинах, в т.ч.: смена ЭЦН на четырех скважинах, изменение режима — на трех скважинах, проведение ГТМ — на трех скважинах, скребкование — на одной скважине (табл. 2).

Прогнозное снижение УРЭ по фонду из 58 скважин после проведения рекомендуемых мероприятий составит 0,36 кВт·ч/м³, в том числе за счет изменения напора на 0,27 кВт·ч/м³ и КПД — на 0,09 кВт·ч/м³.
Как показали расчеты, основными доминирующими факторами, влияющими на изменение УРЭ по механизированному фонду скважин, если сравниваются данные близких временных периодов, являются изменение напора (изменение режима работы насосного оборудования, износ насоса, засорение рабочих органов насоса, уменьшение проходного сечения НКТ) и КПД насосных установок. Влияние факторов «ВНС/ВБД», «плотность», «СЭ» и «ТКРС/ВНР» становится значимым, если базовый месяц удален по времени от текущего, как в рассмотренном примере (рис. 1), либо на месторождении массово проводятся ГТМ или меняется численность или структура действующего фонда. Фактор «Метеоусловия» проявляется в осенне-зимний и зимне-весенний периоды, когда происходят включения/отключения приборов подогрева производственных объектов и скважинной продукции.
Количественная оценка экономического эффекта от применения факторного анализа энергоэффективности механизированной добычи в производственные процессы может быть сделана по результатам ее будущего внедрения на нефтедобывающих предприятиях. При этом факторный анализ следует рассматривать в контексте выполнения существующей программы по повышению энергоэффективности механизированной добычи, как дополнительный инструмент оперативного поиска мероприятий по снижению удельного энергопотребления.