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».
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.
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).
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.
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).
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).
В структуре энергосберегающего эффекта по электроэнергии (в ГВт-ч) (рис. 6) основная экономия приходится на оптимизацию насосного оборудования (52%).
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).
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.
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).
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)
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.