Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Подготовка нефти и газа
  • Реинжиниринг объектов наземной инфраструктуры действующих месторождений. Энергоэффективность в программах реинжиниринга

Реинжиниринг объектов наземной инфраструктуры действующих месторождений. Энергоэффективность в программах реинжиниринга

Реинжиниринг – это комплексный подход к оценке объектов наземной инфраструктуры действующих месторождений, направленный на оптимизацию технологического процесса, повышение экономических показателей, сокращение капитальных и эксплуатационных затрат. В задачи реинжиниринга входит обеспечение соответствия мощностей наземной инфраструктуры объектов, перспективным планам разработки, добычи жидкости, нефти и газа.

Основные предпосылки разработки и реализации программ реинжиниринга – это наличие избыточных (недозагруженных) мощностей наземной инфраструктуры, неэффективных эксплуатационных затрат на подготовку и транспорт продукции, ограничение пропускной способности линейных и площадочных объектов.

Реинжиниринг охватывает все основные объекты наземной инфраструктуры от кустов скважин до пунктов сдачи продукции сторонним потребителям, включая выкидные и нагнетательные линии одиночных добывающих и нагнетательных скважин; промысловые трубопроводы сбора продукции скважин и закачки воды и газа; площадочные объекты; пункты учета и сдачи / приемки готовой скважинной продукции потребителям; объекты энергетики; а также объекты теплои водоснабжения и т.д. В период 2011-2014 годов разработанные программы реинжиниринга были успешно реализованы в семи дочерних обществах ОАО «НК «Роснефть». В 2015 году разработаны программы по оптимизации эксплуатационных затрат объектов инфраструктуры на территории деятельности ООО «РН-Краснодарнефтегаз» и ООО «РН-Пурнефтегаз».

25.03.2016 Инженерная практика №03/2016
Черников Анатолий Федорович Менеджер сектора анализа проектов оптимизации, отдел реинжиниринга ООО «РН-ЦЭПиТР»

Рис. 1. Основные этапы реинжиниринга
Рис. 1. Основные этапы реинжиниринга

Процесс реинжиниринга состоит из двух ключевых фаз: разработки программы реинжиниринга и ее реализации (рис. 1). Фаза 1 делится на несколько последовательных этапов. Первый этап – это сбор и актуализация исходных данных, необходимых для разработки программы реинжиниринга, включая данные о лицензионных соглашениях, технологические схемы разработки, перспективные планы по добыче жидкости, нефти и газа, закачке воды, информацию о наличии и состоянии объектов наземной инфраструктуры и эксплуатационных затратах, целевые корпоративные программы, ИПР, планы реконструкции, развития и обустройства объектов наземной инфраструктуры, собственные мероприятия общества и др.

На втором этапе выполняется анализ существующей наземной инфраструктуры: проверка соответствия мощностей перспективным планам по добыче, построение гидравлических моделей трубопроводных систем, моделирование площадочных объектов. Оценивается эффективность использования технологического оборудования, эксплуатационных затрат, формируется базовый вариант развития месторождения, определяются проблемные зоны и выявляется потенциал для оптимизации.

На третьем этапе разрабатываются и оцениваются технические решения (ТР), направленные на оптимизацию работы объектов наземной инфраструктуры, технологических процессов и эксплуатационных затрат. При этом выполняется предварительный отбор ТР в соответствии с определенными критериями, такими как техническая и технологическая целесообразность внедрения, отсутствие негативного влияния на окружающую среду, отсутствие внешних ограничений, возможность реализации в дочернем обществе. Экономическая оценка технических решений производится по нескольким направлениям: объем инвестиций; экономия операционных и капитальных затрат (OPEX / CAPEX); показатели эффективности проекта NPV, PI, IRR, DPP. Далее определяются экономически эффективные технические решения по указанным выше критериям с оценкой потенциальных рисков.

Рис. 2. Примеры выполнения оценки рисков, анализа чувствительности и расчета накопленного денежного потока
Рис. 2. Примеры выполнения оценки рисков, анализа чувствительности и расчета накопленного денежного потока

Для каждого ТР определяется набор рисков, влияющих на успешность реализации проекта, которые ранжируются по степени критичности в матрице приоритизации рисков (рис. 2). Также по каждому ТР выполняется анализ чувствительности в формате графика «торнадо», рассчитываются необходимые инвестиции и накопленный денежный поток (с учетом дисконтирования).

Рис. 3. Пример ранжирования технических решений
Рис. 3. Пример ранжирования технических решений

На четвертом этапе формируется программа реинжиниринга, включающая в себя отранжированный перечень наиболее экономически эффективных ТР, которые могут быть реализованы в ближайшей перспективе с учетом приоритетов и возможного финансирования (рис. 3). Данная программа согласовывается и утверждается для включения в бизнес-план Общества с разбивкой по годам реализации и основным статьям затрат (ПИР, закупка оборудования, СМР).

На пятом этапе формируются технические требования и задания на проектирование по всем ТР включенным в программу реинжиниринга для дальнейшей разработки ПИР.

Фаза 2 включает в себя этапы по разработке и экспертизе ПД и РД реализуемых проектов оптимизации, закупку оборудования, строительно-монтажные и пуско-наладочные работы.

ПРИНЦИП ФОРМИРОВАНИЯ ПРОГРАММЫ РЕИНЖИНИРИНГА

Программа реинжиниринга формируется по принципу поэтапной реализации предлагаемых ТР (этапы А → В → С) (табл. 1). Этап A – это возможность реализации в ближайшей перспективе. Критерии формирования этапа А включают ТР, которые могут быть исполнены в течение ближайших трех-пяти лет или уже находятся на стадии реализации.

Таблица 1. Сводные экономические показатели предлагаемой программы реинжиниринга (пример)
Таблица 1. Сводные экономические показатели предлагаемой программы реинжиниринга (пример)

Этап B реализуется после внедрения ТР этапа А и рассматривается в качестве его дальнейшего развития. Этап В формируется из ТР, экономика которых в значительной степени зависит от изменения макропараметров (цены на нефть, тарифы на электроэнергию, курс валют и т.п.); а также ТР, реализация которых влияет на улучшение производственного процесса, но требует значительных капитальных вложений и может производиться поэтапно. Учитывая, что действующие месторождения дочерних обществ (ДО) находятся на завершающей стадии разработки, возможности капитальных вложений при падающем профиле добыче ограничены.

При существующих сценарных условиях ТР этапа В могут не соответствовать экономическим критериям проекта. В случае изменения макропараметров, экономические показатели ТР этапа В могут быть актуализированы.

Заключительный этап С (рекомендательные опции, как правило, организационного характера) реализуется после этапов A и В, а также после более подробного анализа целесообразности реализации предлагаемых мероприятий.

С целью учета возможного дефицита финансирования ТР в рамках каждого этапа ранжируются по приоритетам: приоритет 1 – это высокорентабельные решения с высокой доходностью (DPI >2) и небольшим сроком окупаемости (не более пяти лет). Приоритет 2 – решения со средней доходностью (DPI» 1,4-2) и средним сроком окупаемости 5-10 лет. Приоритет 3 – умеренно рентабельные решения: DPi »1,2-1,4, срок окупаемости более 10 лет.

ПРОЕКТЫ РЕИНЖИНИРИНГА В ПЕРИОД 2011-2014 ГОДОВ

В 2011-2014 годах были разработаны семь программ реинжиниринга для месторождений Оренбургского региона, Самотлорского месторождения, северной группы месторождений Нижневартовского региона, месторождений Няганьского региона (Талинский и Ем-Еговский ЛУ), месторождений ОАО «Варьеганнефтегаз» (объекты ППН / ППД, теплоснабжения).

Рис. 4. Основные технические решения, принятые в проектах реинжиниринга 2011-2014 гг.
Рис. 4. Основные технические решения, принятые в проектах реинжиниринга 2011-2014 гг.

По итогам разработки программ реинжиниринга была сформирована и систематизирована база данных по производственным объектам наземной инфраструктуры активов, разработаны и утверждены мероприятия по оптимизации. На рис. 4. показаны основные технические решения, реализованные в рамках проектов инжиниринга в период с 2011 по 2014 год. В частности, это вывод площадочных объектов из эксплуатации с достижением экономического эффекта за счет сокращения ОРЕХ на поддержание объектов и остановки неэффективно используемых мощностей. Сокращение САРЕХ достигнуто за счет отказа от реконструкции выводимых мощностей.

Применение ЧРП на насосах перекачки воды и нефти позволило сократить ОРЕХ на электроэнергию за счет использования энергосберегающего оборудования.

Оптимизация работы насосного оборудования и системы ППД в целом обеспечила сокращение ОРЕХ за счет экономии электроэнергии при оптимизации системы закачки, насосного оборудования и электрических приводов. Также сокращение ОРЕХ достигается за счет экономии энергозатрат при выработке собственной электроэнергии.

Расчетная экономия операционных и капитальных затрат (OPEX + CAPEX) при реализации данных программ реинжиниринга за 20-летний период ориентировочно составит порядка 15 млрд. руб. (без учета дисконтирования).

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ В ПРОГРАММАХ РЕИНЖИНИРИНГА

В структуре экономии эксплуатационных затрат в проектах реинжиниринга (при расчете на 20 лет) порядка, 35% приходятся на сокращение затрат на техническое обслуживание, 17% – на оптимизацию численности персонала, а вклад сокращения прочих расходов составляет ориентировочно 10%. Энергосберегающий эффект составляет 39% от общей экономии эксплуатационных затрат, из них 80% экономии достигается оптимизацией работы насосного оборудования, 12% – за счет вывода объектов из эксплуатации и 8% – за счет применения ЧРП (рис. 5).

Рис. 5. Статьи экономии эксплуатационных затрат в проектах реинжиниринга (расчет на 20 лет)
Рис. 5. Статьи экономии эксплуатационных затрат в проектах реинжиниринга (расчет на 20 лет)

В структуре энергосберегающего эффекта по электроэнергии (в ГВт-ч) (рис. 6) основная экономия приходится на оптимизацию насосного оборудования (52%).

Рис. 6. Структура энергосберегающего эффекта (инициативы 2012-2014 гг.)
Рис. 6. Структура энергосберегающего эффекта (инициативы 2012-2014 гг.)

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТОВ РЕИНЖИНИРИНГА

Основной эффект заключается в перераспределении загрузки площадочных объектов до оптимальных значений (65-105%), выводе из эксплуатации избыточ-

ного оборудования/объектов при снижении операционных затрат на поддержание на 15-30%, а также снижение удельного энергопотребления объектов до значений, близких к модельным параметрам.

В связи с изменением/корректировкой профиля добычи на зрелых месторождениях, макроэкономических/ сценарных условий, достигнутые результаты по реинжинирингу требуют актуализации. Поэтому реинжиниринг рекомендуется проводить с периодичностью раз в 4-5 лет (рис. 7).

Рис. 7. Эффективность в программах реинжиниринга 2011-2014 гг.
Рис. 7. Эффективность в программах реинжиниринга 2011-2014 гг.

ПРОЕКТЫ РЕИНЖИНИРИНГА 2015 ГОДА

В 2015 году силами ООО «РН-ЦЭПиТР» разработаны программы реинжиниринга для ООО «РН-Краснодарнефтегаз» и ООО «РН-Пурнефтегаз».

В программу ООО «РН-Краснодарнефтегаз» включены технические решения по следующим направлениям: вывод из эксплуатации недозагруженных объектов ППД, с переводом закачки на другие объекты; замена типоразмеров насосного оборудования с применением частотно-регулируемых приводов; оптимизация технологии подготовки воды с применением безподпорной схемы подачи воды на КНС.

Таблица 2. Параметры экономии электроэнергии от внедрения технических решений в ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
Таблица 2. Параметры экономии электроэнергии от внедрения технических решений в ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

Расчетное снижение потребления электроэнергии от реализации данной программы составляет 15% для объектов ППН и 41% – для ППД. Потенциальная экономия электроэнергии за 2018-2034 годы составит 55,9 ГВт-ч (рис. 8, табл. 2).

Рис. 8. Энергоэффективность вариантов оптимизации инфраструктуры ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
Рис. 8. Энергоэффективность вариантов оптимизации инфраструктуры ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

В ООО «РН-Пурнефтегаз» при анализе технологических режимов работы насосов ППН / ППД был выявлен потенциал оптимизации по снижению энергопотребления.

В программу реинжиниринга включены наиболее экономически эффективные технические решения по следующим направлениям: вывод из эксплуатации недозагруженных объектов (водозабор и УПСВ-1); замена типоразмеров и оптимизация насосного оборудования с применением частотно-регулируемых приводов.

Расчетное снижение потребления электроэнергии от реализации предлагаемой программы в ООО «РНПурнефтегаз» составляет 31% по объектам ППН, 18% – по объектам ППД и 25% – по объектам консервации. В период 2018-2034 годов экономия электроэнергии составит ориентировочно 1198,8 ГВт-ч (рис. 9, табл. 3)

Таблица 3. Параметры экономии электроэнергии от внедрения технических решений в ООО «РН-Пурнефтегаз»
Таблица 3. Параметры экономии электроэнергии от внедрения технических решений в ООО «РН-Пурнефтегаз»
Рис. 9. Энергоэффективность вариантов оптимизации инфраструктуры ООО «РН-Пурнефтегаз»
Рис. 9. Энергоэффективность вариантов оптимизации инфраструктуры ООО «РН-Пурнефтегаз»
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Использование специализированного ПО для расчета энергопотребления на механизированном фонде скважин
Первые результаты испытания кабеля сечением 42 мм кв. для снижения тепловых потерь в скважинах Ванкорского месторождения
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2017

Инженерная практика

Выпуск №10/2017

Промысловый трубопроводный транспорт
Актуализация нормативно-технической базы трубопроводного транспортаРезультаты испытаний новых марок сталей, защитных покрытий и химреагентовТрубопроводный транспорт высоковязкой нефтиОценка способов защиты стыков сварных соединенийДиагностика и эксплуатация неметаллических трубопроводных системОсобенности углекислотной коррозии и антикоррозионной защиты газопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
ОРЭ — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

ОРЭ '2017. Практика применения технологий ОРД и ОРЗ, проектирования и интеллектуализации разработки многопластовых месторождений

19 декабря 2017 г., г. Москва
Обсуждение в кругу руководителей и специалистов в области разработки месторождении и эксплуатации механизированного фонда скважин результатов новых ОПИ и эксплуатации скважинных компоновок для ОРЭ, геофизического оборудования для раздельного учета и методик мониторинга параметров добычи, систем управления для ОРЭ и перспектив развития данного направления.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.