Привалов Сергей Николаевич Главный энергетик — начальник отдела ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» осуществляет добычу нефти на 77 месторождениях ХМАО и ЯНАО, из которых 52 в настоящее время находятся в разработке, тогда как на остальных 25 ведутся геологоразведочные работы. В 2009 году Общество добыло 57 388 млн т.у.т. углеводородного сырья (см. «Распределение добычи по предприятиям ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2009 г.»). Эксплуатационный фонд скважин компании насчитывает 16 018 скважин (см. «Производственные мощности ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»).

Добыча нефти и газа неразрывно связана с электроэнергетикой. Сегодня в Обществе создана развитая система передачи и распределения электрической энергии. На балансе ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» находятся 219 трансформаторных подстанций классом напряжения 35-110 кВ и установленной мощностью 2933 МВА. Имеется 5042 комплектных трансформаторных подстанций 10/6/0,4 кВ. Протяженность ВЛ-6,35 и 110 кВ насчитывает 10441,1 км, а количество используемых электродвигателей разных классов, напряжений и мощности достигает 52371 штук.

Доля Общества «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» как самого крупного дочернего предприятия нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» в общем электропотреблении компании составляет 63%. В 2009 году предприятия добывающего Общества потребили 8 857 МВт·ч электроэнергии (см. «Динамика производственного потребления электроэнергии по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2008-2012 гг.»). Это несколько ниже, чем годом ранее, что связано, в частности, с мероприятиями по энергосбережению. Кроме того, при переходе на другой уровень напряжения потери в электрических сетях легли на баланс сетевых компаний. Между тем, по нашим прогнозам, уже к 2012 году потребление электроэнергии Обществом достигнет 9 млрд 223 млн кВт·ч в год.

ЗАТРАТЫ НА ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ

Несмотря на выполнение мероприятий по энергосбережению, в связи с ростом тарифа на электроэнергию доля затрат на топливно-энергетические ресурсы в структуре себестоимости продукции ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» постоянно растет. По итогам первого полугодия прошлого года эта цифра составила 32% (см. «Доля затрат на энергию в структуре себестоимости продукции ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»).

Доля затрат на электроэнергию в себестоимости добываемой нефти у большинства нефтяных компаний в начале 1990-х годов составляла 5% и занимала 10-12 место среди всех затрат, а к концу 2008 года возросла до 15-25%, перейдя на 3-5 место и продолжив неуклонный рост в 2009 году. По прогнозам аналитиков, к концу 2010 года энергозатраты будут составлять уже 25-40% в себестоимости добываемой нефти и займут 2-3 место среди всех затрат.

Такое существенное увеличение доли расходов на электроэнергию вызвано ростом нерегулируемой части тарифа, и, по всей видимости, мы увидим продолжение этой тенденции после планируемого завершения либерализации энергорынка в 2011 году.

ПРОГРАММА ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

Понимая эту ситуацию, руководство НК «ЛУКОЙЛ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2010 году инициирует новый этап реализации программы повышения энергоэффективности, в результате которого за три года этот показатель планируется повысить на 6-8%.

Принятая программа энергосбережения стала частью общего направления оптимизации затрат и предусматривает не только стандартные мероприятия организационного характера (сокращение потерь в электрических сетях, компенсацию реактивной мощности, внедрение энергосберегающих источников света), но и сокращение затрат на электроэнергию в основных процессах добычи нефти (подъем жидкости из скважин, ППД и др.). При этом в качестве приоритетных направлений по снижению потребления топливно-энергетических ресурсов в программе выделены: 1) модернизация технологического оборудования; 2) развитие собственных источников генерации на попутном нефтяном газе; и 3) развитие возобновляемой энергетики.

ВЕНТИЛЬНЫЕ ПРИВОДЫ

На предприятиях нефтедобычи и нефтепереработки основная доля потребления электроэнергии приходится на насосное оборудование. Сегодня мы хорошо понимаем, что только работая совместно с технологами можно получить экономический эффект. Поэтому, в частности, программой предусмотрено изменение технологических режимов работы оборудования. Вместе с тем самая значительная экономия будет достигнута за счет замены асинхронных двигателей на вентильные и за счет модернизации насосов системы ППД (см. «Основные направления среднесрочной программы энергосбережения на 2010-2012 гг.»).

Погружные насосные установки с вентильными приводами обладают лучшими функциональными характеристиками и более высокими ресурсными и энергетическими показателями. Разработку и производство вентильных двигателей осуществляет дочернее предприятие НК «ЛУКОЙЛ» ООО «РИТЭК-ИТЦ».

Для получения уточненных данных по снижению энергопотребления при замене асинхронных двигателей на вентильные в декабре 2008 года были проведены сравнительные испытания на предприятиях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фактические замеры потребления электроэнергии УЭЦВ и УЭВН с вентильными и асинхронными приводами в скважинах названных предприятий показали более низкое среднесуточное потребление электроэнергии УЭЦН и УЭВН с вентильными приводами. Экономия электроэнергии составила от 10 до 30% в зависимости от режима работы скважины.

На основании полученных данных об экономии электроэнергии при использовании вентильных двигателей запланировано проведение масштабного проекта по внедрению вентильных двигателей в ТПП «Покачевнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Предполагаемый фонд скважин для оборудования вентильными двигателями составляет 646 штук или 44,9% от всего фонда скважин; предполагаемый экономический эффект — 185,9 млн рублей. Срок окупаемости инвестиций — 2,7 года.

МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ППД

Самые большие затраты электроэнергии при добыче нефти приходятся на насосное оборудование систем ППД. Объем потребляемой этими узлами электроэнергии составляет около 35% от всего производственного потребления.

Подготовка проекта модернизации насосов ППД Общества осуществлялась совместно с фирмой Sulzer Pumps Ltd, оборудование которой отличается высоким качеством и надежностью, о чем свидетельствуют результаты его эксплуатации на наших месторождениях. Сотрудники компании Sulzer провели обследование насосных станций в ТПП «Когалымнефтегаз» и ТПП «Покачевнефтегаз» и подготовили расчеты возможного экономического эффекта от модернизации насосов ППД.

Согласно полученным данным, установленные в настоящее время насосы ЦНС для закачки воды и поддержания пластового давления имеют низкий КПД (63%), низкую наработку на отказ (в среднем 8000 рабочих часов). Материалы корпусных деталей насосов в силу свойств закачиваемой воды быстро изнашиваются и требуют замены. Кроме того, насосы с подшипниками, смазываемые перекачиваемой средой, не подходят для закачки воды в пласт и требуют конструктивного изменения на подшипники со смазкой маслом.

В результате модернизации систем ППД планируется достичь снижения общего энергопотребления на 30 млн кВт·ч в год, а также обеспечить существенное увеличение эксплуатационной долговечности насосов (см. «Модернизация насосов ППД»).

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПНГ ДЛЯ ГЕНЕРАЦИИ

По официальным данным, ежегодно на факелах в России сгорает 20 млрд м3 попутного нефтяного газа (ПНГ). И мы понимаем, что таким образом сгорает готовое топливо для выработки как тепловой, так и электрической энергии.

Программа развития собственных источников генерации позволяет ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь», во-первых, обеспечить исполнение требований лицензионных соглашений с доведением уровня использования нефтяного попутного газа до 95%; вовторых, повысить энергобезопасность, снижая энергодефицит электрической мощности и вырабатывая электроэнергию по цене ниже тарифа сетевых компаний; в-третьих, предотвратить загрязнение окружающей среды продуктами сгорания факельного газа, что позволяет снизить уровень штрафных санкций за выбросы загрязняющих продуктов сгорания.

До 2007 года компания «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» эксплуатировала всего три собственных газопоршневых электрических станции (ГПЭС) с установленной мощностью машин 43,4 МВт. Начиная с 2007 года Общество реализует программу развития источников собственной генерации на базе газотурбинных электрических станций (ГТЭС). Была выполнена реконструкция с увеличением мощности ГТЭС Северо-Губкинского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз», и уже в 2008 году введена в эксплуатацию ГТЭС 72 МВт Ватьеганского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз». В 2009 году введены в опытно-промышленную эксплуатацию ГТЭС 48 МВт Тевлинско-Русскинского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» и ГТЭС 24 МВт Пякяхинского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз». В настоящее время ведутся работы по осуществлению проекта ГТЭС 36 МВт на Каменном лицензионном участке ТПП «Урайнефтегаз» с расширением до 48 МВт. Проектирование находится в заключительной стадии с планируемым началом строительства в 2010 году и вводом в эксплуатацию в 2011 году (см. «Характеристики газопоршневых и газотурбинных электростанций»). Основное энергосиловое оборудование ГТУ-12П Общество уже приобрело. И надо отметить, что все ГТЭС строятся на оборудовании российских производителей.

При планируемом потреблении электроэнергии в 2012 году в объеме 9 223 112 тыс. кВт·ч собственная выработка электроэнергии в ООО « ЛУКОЙЛЗападная Сибирь» составит 1 379 704 тыс. кВт·ч, или 15% от общего потребления электроэнергии (см. «Динамика производства и потребления электроэнергии по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2008-2012 гг.»).

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ

Сегодня доля производимой из возобновляемых источников энергии составляет в мире всего 3,4% (см. «Доля различных источников энергии в производстве электроэнергии в мире»). Однако, несмотря на доминирующую роль углеводородного топлива в производстве электроэнергии (67%), его запасы снижаются, что требует замещения другими видами топлива. Многие страны разработали программы энергоэффективности, «споткнувшись» о нефть, и опыт высокоразвитых стран показывает, что проблемы энергодефицита можно и нужно решать за счет возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Инвестиции США в строительство электростанций на ВИЭ в 2008 году составили $120 млрд (см. «Инвестиции в строительство электростанций на ВИЭ»). А общая мощность электростанций на ВИЭ на начало 2009 г. достигла 280 ГВт. Очевидно, что роль возобновляемой энергетики год от года будет расти.

Для России возобновляемая энергетика является новым направлением, и оно не нашло пока у нас широкого распространения в отличие от других стран.

На сегодняшний день в России доля ВИЭ в первичном производстве энергии составила около 2%, а в производстве электроэнергии — около 1%. В настоящий момент в стране работают ТЭС на биотопливе, малые ГЭС и геотермальные электростанции. Ориентиром для прогнозирования роста мощности электростанций, работающих на возобновляемых источниках энергии в России, является Распоряжение Правительства РФ 1-р от 08.01.2009 г., где были установлены основные направления политики по использованию ВИЭ на период до 2020 г. и определена доля ВИЭ в энергетическом балансе России, которая должна увеличиться до 4,5% в 2020г. Однако для строительства ветровых и солнечных электростанций, аналогичных тем, что работают в Европе, США, Китае и Индии, необходима серьезная поддержка со стороны государства.

Учитывая, что в стратегии развития Компании важное место занимает обеспечение экологической безопасности, снижение воздействия на природу и применение инновационных энергосберегающих технологий, было принято решение о начале работ в этой области. С учетом географии бизнеса Компании и наличия потенциала ВИЭ, стоимостных показателей и надежности оборудования в качестве приоритетных видов ВИЭ в настоящий момент рассматриваются гидрои ветроэнергетика, а также солнечная и геотермальная энергетика.

Компания осуществила несколько практических шагов в области возобновляемой энергетики и реализовала пилотные проекты. Две новые АЗС в Сербии оснащены фотоэлектрическими станциями мощностью 4 кВт каждая. ФЭС выдает в сеть всю электроэнергию, которая оплачивается по специальному тарифу. Несмотря на отсутствие законодательной поддержки таких проектов в России, в сентябре 2009 года сдана в эксплуатацию первая АЗС Компании, оснащенная фотоэлектрической станцией мощностью 10 кВт, расположенная в Красной поляне.

В настоящее время ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» рассматривает возможности использования ВИЭ, исходя из местных условий и наличия соответствующего потенциала источника возобновляемой энергии, и прорабатывает варианты реализации пилотных проектов.

СБЕРЕЖЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Всего на балансе Управления теплоснабжения (УТС) ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» находится 102 котельных. Большинство котельных отработали свои нормативные сроки эксплуатации и требуют замены. Установленная мощность котлов значительно превышает подключенную нагрузку, что в свою очередь снижает коэффициент использования и, как следствие, ведет к росту затрат на эксплуатацию оборудования.

В этой связи Общество «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2009 году разработало программу по снижению затрат на выработку тепловой энергии собственными котельными на период 2010-2014 гг. (см. «Программа сбережения теплоэнергии на 2010-2014 гг.»). Программа предусматривает автоматизацию 43 котельных и включает в себя два этапа: 1) снижение затрат за счет увеличения коэффициента использования котельного оборудования (консервация); 2) внедрение автоматизированных котельных.

При исполнении программы внедрения автоматизированных котельных планируется:

• Сократить затраты на производство тепловой энергии в объеме 86158 тыс. руб.
• Увеличить выработку тепловой энергии на одного работающего с 885 Гкал до 1098 Гкал.
• Уменьшить количество обслуживающего и оперативного персонала на 289 человек (с 1494 до 1205).
• Снизить себестоимость 1 Гкал тепловой энергии с 2740,9 до 1606,3 руб.

ПЛАНИРУЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

По среднесрочной программе 2010-2012 гг. ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» планирует инвестировать в энергосберегающие технологии 1 362,5 млн рублей. При этом экономия электроэнергии составит 110,5 млн кВт·ч, а экономический эффект — 416,1 млн рублей.