Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Обобщение опыта внедрения энергосберегающих технологий на Южно-Хыльчуюском нефтегазовом комплексе

Основные технические и технологические решения по энергосбережению должны выбираться на стадии проектирования нефтегазовых комплексов (НГК) в зависимости от условий эксплуатации и структуры энергопотребления основными потребителями. В условиях эксплуатации Южно-Хыльчуюского НГК основными потребителями электроэнергии оказываются динамическое оборудование и система электрообогрева трубопроводов и прочих элементов промысловой инфраструктуры.

Комплексный подход к выбору технических и технологических решений на стадии проектирования Южно-Хыльчуюского НГК позволил сократить энергопотребление в 2009 году более чем в 1,5 раза по сравнению с проектными значениями.

После ввода в эксплуатацию ЮжноХыльчуюского нефтегазового комплекса основные задачи оптимизации энергопотребления связаны с сокращением гидравлических потерь в системе «нефтедобывающие скважины — система нефтесбора — ЦПС — система ППД — нагнетательные скважины».

07.03.2010 Инженерная практика №03/2010
Шарапов Игорь Владиславович Начальник ОДНГ ООО «Нарьянмарнефтегаз»

Географическое положение и краткая характеристика Южно-Хыльчуюского нефтегазового месторождения
Географическое положение и краткая характеристика Южно-Хыльчуюского нефтегазового месторождения

Южно-Хыльчуюское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа в 120 км юго-восточней города Нарьян-Мар. Рельеф местности на территории месторождения представляет собой озерно-болотистую равнину с абсолютными отметками +33 и +54 м, на которой имеют широкое распространение многолетние мерзлые породы. Климат района субарктический с избыточным увлажнением. Температура воздуха колеблется от -46 до +30°С.

В районе месторождения, как и на границе, практически всего Ненецкого автономного округа отсутствуют линии электропередач. В этой связи снабжение промысла электрической и тепловой энергией осуществляется за счет построенного автономного источника — энергоцентра на 125 МВт (5 турбин по 25 МВт), топливом для которого служит попутный нефтяной газ. К началу 2010 года закончено строительство ряда энергоемких технологических объектов. Введены в эксплуатацию три кустовые площадки скважин, установка подготовки нефти, установка подготовки пластовой воды, установка очистки газа от сероводорода, система транспорта нефти и система транспорта воды.

ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ

Особенность строительства трубопроводных систем технологических и инфраструктурных объектов нефтегазового комплекса в суровых условиях Крайнего Севера и дефицит энергетических мощностей в регионе требуют особого внимания к внедрению энергосберегающих технологий. Поэтому решением задачи энергосбережения на Южно-Хыльчуюском НГК специалисты «Нарьянмарнефтегаза» начали заниматься еще на стадии его проектирования.

Анализ распределения энергопотребления при проектировании обустройства месторождения Южное Хыльчую
Анализ распределения энергопотребления при проектировании обустройства месторождения Южное Хыльчую

В частности, в ходе предпроектных проработок были определены основные узлы -потребители электроэнергии (см. «Анализ распределения энергопотребления при проектировании обустройства месторождения Южное Хыльчую»). Согласно этому расчету, на динамическое оборудование и систему электрообогрева трубопроводов, технологических емкостей и блок-боксов приходится 82,5% энергопотребления. На основе проведенного анализа в процессе выполнения проекта обустройства были приняты основные технические и технологические решения по энергосбережению.

Во-первых, были установлены частотные преобразователи (ПЧ) для регулирования режима работы практически всего динамического оборудования, используемого на нефтегазовом комплексе при добыче, подготовке и транспорте нефти и воды, закачке воды в пласт и т.д. Во-вторых, для теплоизоляции трубопроводов было решено использовать покрытия с низкой теплопроводностью и эффективные системы их обогрева (СКИН-системы). В системе ППД решили применять технологию внутрикустовой закачки воды, добываемой водозаборными скважинами. И, наконец, была поставлена задача добиваться максимально возможного использования тепловой энергии котлов-утилизаторов энергоцентра (горячая вода) для обогрева жилых, производственных помещений и в технологических процессах.

ДИНАМИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

В настоящее время на Южно-Хыльчуюском НГК 95% динамического оборудования оснащено частотно регулируемыми приводами (ЧРП). Широкое внедрение ЧРП, особенно для энергоемкого насосного оборудования, позволило существенно сократить энергетические затраты за счет исключения неоправданных потерь энергии, возникающих при использовании традиционных способов регулирования тока с помощью фидеров. Приэтом мы используем достаточно широкий спектр ЧРП различных производителей (см. «Основное энергоемкое динамическое оборудование на Южно-Хыльчуюском нефтегазовом комплексе, введенное в эксплуатацию по состоянию на 20.02.2010»).

Основное энергоемкое динамическое оборудование на Южно-Хыльчуюском нефтегазовом комплексе, введенное в эксплуатацию по состоянию на 20.02.2010
Основное энергоемкое динамическое оборудование на Южно-Хыльчуюском нефтегазовом комплексе, введенное в эксплуатацию по состоянию на 20.02.2010

Так, например, на насосной станции внешнего транспорта при существующем объеме прокачки нефти (это 1020 м3/час на Варандейский терминал) работают три насоса с частотой 43 Гц, которые потребляют 2,44 МВт·ч электроэнергии вместо проектных 3 МВт·ч при частоте 50 Гц. Таким образом, экономия электроэнергии составляет около 19%. Необходимо также отметить, что использование частотных преобразователей позволяет не только снизить энергопотребление, но и увеличивает срок службы насосных установок.

ОСНАЩЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

На Южно-Хыльчуюском НГК в условиях Крайнего Севера все трубопроводы построены в наземном исполнении с теплоизоляцией и электрообогревом. Технологическое оборудование также располагается в отапливаемых блок-боксах. Технологические емкости оборудованы теплоизоляцией и электрообогревом. Поэтому вторым по значимости после динамического оборудования потребителем является система электрообогрева.

Потери тепла при использовании традиционных теплоизоляционных материалов и K-FLEX
Потери тепла при использовании традиционных теплоизоляционных материалов и K-FLEX

С целью сокращения энергозатрат все внутренние трубопроводы были оборудованы наименее энергоемкой СКИН-системой для обогрева и обвязаны теплоизолирующим покрытием K-FLEX, которое отличается низкой теплопроводностью на протяжении всего периода эксплуатации (см. «Потери тепла при использовании традиционных теплоизоляционных материалов и KFLEX»). Из таблицы видно, что если в первый год эксплуатации теплопроводность покрытия K-FLEX ниже, чем у минеральной ваты на 15,4% по потерям, то к 9-мугоду эксплуатации эта разница достигает уже 55% потери тепла. Для K-FLEX это 115 Вт/м2, а при использовании традиционного материала — 455 Вт/м2.

Использование таких материалов, как K-FLEX обеспечивает и ряд других преимуществ: меньшие габариты системы «изолируемый объект — теплоизоляция», простота обслуживания и ремонта теплоизоляции, а также больший срок службы теплоизоляции (гарантия 20 лет).

СИСТЕМА ППД

Третий по значимости потребитель электроэнергии на НГК — система ППД. При ее проектировании была заложена и в последующем реализована технология внутрипластовой закачки воды в системе ППД, что позволило значительно сократить энергозатраты на транспортировку воды от водозаборных скважин до насосных станций высокого давления, расположенных на кустовых площадках. Первая и третья кустовые площадки оснащены шурфовыми скважинами, а на кустовой площадке №2 расположена БКНС.

В начальный период эксплуатации месторождения КВЧ в продукции водозаборной скважины №1 составляла от 20 до 40 мг/л, тогда как в проекте значилась цифра 3 мг/л. Поэтому в ходе эксплуатации месторождения пришлось кардинально изменить схему транспорта и закачки воды.

Наконец в соответствии с проектом была реализована схема использования тепловой энергии, вырабатываемой на котлах-утилизаторах энергоцентра Южного Хыльчую для обогрева жилых и производственных помещений.

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ

Внедрение только рассмотренных технических решений позволило в 2009 году сократить среднегодовую потребляемую мощность Южно-Хыльчуюского нефтегазового комплекса с 64 МВт до 40,5 МВт (см. «Фактическое распределение потребления электроэнергии по Южно-Хыльчуюскому месторождению, включая нефтепровод до БРП Варандей за 2009 г.»). Анализ энергопотребления свидетельствует о снижении доли потребляемой электроэнергии динамическим оборудованием и системой электрообогрева. При проектировании доля этих узлов-потребителей должна была составлять 82,5%, но в результате принятых решений снизилась до 72% от общего энергопотребления.

Фактическое распределение потребления электроэнергии по Южно-Хыльчуюскому месторождению, включая нефтепровод до БРП Варандей за 2009 г.
Фактическое распределение потребления электроэнергии по Южно-Хыльчуюскому месторождению, включая нефтепровод до БРП Варандей за 2009 г.

ТЕКУЩИЕ ЗАДАЧИ

После ввода в эксплуатацию Южно-Хыльчуюского НГК возникла дополнительная проблема неэффективного энергопотребления, связанная с завышенными гидравлическими потерями в системе транспорта нефти. Эта проблема появилась из-за несоответствия фактических уровней добычи и закачки проектным значениям. Последнее обстоятельство, в свою очередь, объясняется изменением дебитов добывающих скважин на месторождении в связи с корректировкой схемы его разработки на основе новой геологической информации. Вместо пяти проектных кустовых площадок по факту были построены три площадки. Вместо 90 добывающих скважин построили 60, и при этом уровни добычи сохранились на том же самом значении.

В свою очередь проблему потерь в системе транспорта нефти от скважин до пункта подготовки можно решать двумя путями: за счет оптимизации работы отдельных участков эксплуатационной колонны нефтегазодобывающей скважины и за счет применения НКТ с покрытием для снижения потерь в гидравлическом подъемнике (см. «Результаты гидравлического расчета системы сбора Южно-Хыльчуюского месторождения…»).

Результаты гидравлического расчета системы сбора Южно-Хыльчуюского месторождения для максимальных дебитов (обводненность 50%) для первой кустовой площадки при проектном забойном давлении 138 атм.
Результаты гидравлического расчета системы сбора Южно-Хыльчуюского месторождения для максимальных дебитов (обводненность 50%) для первой кустовой площадки при проектном забойном давлении 138 атм.
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: С чем связана закупка импортных частотных преобразователей?
Игорь Шарапов: С частотными преобразователями у нас работают высокодебитные скважины (более 400 м3/сут.). И есть у нас основная проблема, которую не могут решить сами производители частотников. Постоянно выгорают теристоры, дроссели и т.д. С импортными частотниками с самого ввода месторождения проблем абсолютно никаких не возникало. Надежного оборудования российского производства такой мощности пока нет.
Вопрос: Обычно основная доля энергопотребления приходится на добычу, а в вашем случае этот процесс оказывается совсем не на первом месте. С чем это связано?
И.Ш.: Дело в том, что, во-первых, мы добываем нефть с большим содержанием сероводорода, в связи с чем приходится применять соответствующие установки для ее подготовки: установки очистки газа сероводорода, установки очистки нефти от сероводорода, установка получения серы и т.д. Кроме того, мы пока еще не вышли на высокий уровень добычи.
Вопрос: Поясните, пожалуйста. Ведь у вас электроэнергия вырабатывается собственными мощностями. В чем же тогда состоит экономический эффект от повышения энергоэффективности? У вас сократилось количество агрегатов в работе?
И.Ш.: Да, у нас теперь больше агрегатов находятся в резерве, а остальные работают в оптимальном режиме.
Вопрос: Тогда у вас должен возникать вопрос с утилизацией «сэкономленного» газа, да?
И.Ш.: Да. Сейчас чем больше мы потребляем газа, тем выше коэффициент его утилизации. Но таким образом вопросы не решаются. У нас закуплено оборудование для компрессорной станции высокого давления. Просто пока оно еще не введено в эксплуатацию.
Вопрос: За счет чего увеличилась доля потерь электроэнергии в сетях? Может быть, не все частотники оснащены фильтрами?
И.Ш.: Нет. Это просто перераспределение долей за счет снижения общего потребления энергии на динамическом оборудовании.
Вопрос: Вы как-то защищаете скважины от растепления многолетних мерзлых пород?
И.Ш.: Все наземное оборудование оснащено термостабилизацией. Скважины мы дополнительно не защищаем. Держим обычный динамический уровень.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Энергетические показатели добычи нефти
Модель бенчмаркинга для нефтегазового оборудования
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2022

Инженерная практика

Выпуск №04/2022

Механизированная добыча. Управление производством. Защитные покрытия
Результаты работы с механизированным фондом скважин ПАО «ЛУКОЙЛ» за 2021 годДегазация затрубного пространства скважин, уход от фонтанирования скважин через затрубное пространствоРемонт НКТ с защитным полимерным покрытиемДинамическое моделирование механизированной добычи малодебитными скважинами с МГРП, пробуренными на баженовскую свитуМетодика определения энергозатрат УЭЛН, основанная на оценке энергопотребления всей насосной установкой в сбореРазработка и внедрение насосов для скважин с осложненными условиями эксплуатации
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь 2022
Техническая отраслевая конференция

Восточная Сибирь ‘2022: эффективные технологии разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Новые вызовы. Технологический суверенитет

23-25 августа 2022 г., г. Иркутск
С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию начальников и экспертов управлений бурения и ремонта скважин, специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин, руководителей управлений добычи нефти и газа, подготовки и транспортировки нефти и газа. В совещании также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов, программного обеспечения и другие заинтересованные предприятия и организации.