Инженерная практика
Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram Facebook

Повышение энергоэффективности нефтедобычи

В 2007-2009 годах АНО «Центр энергосбережения Республики Башкортостан» (ЦЭРБ) провел ряд энергетических обследований на нефтедобывающих предприятиях ОАО «ТНК-ВР» и ОАО «Газпром». В 2006-2007 годах были также проведены НИР по разработке РД по энергоэффективному использованию нефтегазового оборудования, а также выполнена работа по анализу состояния электромеханического оборудования (ЭМО) и разработана методика определения эффективности ЭМО для группы предприятий ТНК-ВР.

Основываясь на опыте проведенных нами работ, в целом можно сказать, что ситуация с вопросами энергосбережения в области добычи нефти заслуживает оценки «удовлетворительно». Причиной тому служат применение устаревших технологий в процессах эксплуатации скважин, систем ППД и в целом разработки месторождений. При этом потенциал экономии электроэнергии при эксплуатации скважин может достигать 15-20%. Это связано с применением насосных установок с большой потребляемой мощностью, эксплуатацией многих скважин в условиях форсирования отборов жидкости и неудачным выбором технологических режимов скважин. Ситуация с этими вопросами постепенно улучшается, однако темпы этого процесса явно низкие.

07.03.2010 Инженерная практика №03/2010
Байков Игорь Равильевич Директор АНО «ЦЭ РБ», д.т.н., профессор
Елисеев Максим Валерьевич Главный инженер проектов АНО «ЦЭ РБ»

При проведении энергоаудита нефтегазодобывающих предприятий необходим комплексный подход, включающий рассмотрение процессов потребления энергоресурсов на всех стадиях. Причиной перерасхода может служить как нерациональное использование оборудования, которое достаточно легко выявить при инструментальном обследовании, так и использование устаревших технологий и схем. Поэтому к энергоаудиту должны привлекаться организации, обладающие опытом работы в данных областях и имеющие в своем составе компетентных специалистов с научным и практическим стажем работы. Кроме того, энергоаудитор должен обладать достаточной инструментальной базой для обследования всех специфических аспектов деятельности нефтегазодобывающего предприятия.

Идеальным вариантом проведения энергетического аудита является тесное сотрудничество внешнего энергоаудитора со специалистами добывающих компаний, что позволяет более точно определить проблемные места в вопросах энергосбережения и подобрать наиболее оптимальные пути решения. Энергоаудит, проводимый добывающими компаниями собственными силами, не всегда способен дать объективную картину в оценке общего потенциала энергосбережения. Внешний подрядчик при условии его бесспорной компетенции способен предложить весь спектр мероприятий: от малозатратных и условно беззатратных до перспективных направлений и замены устаревших схем, которые могут быть реализованы при поведении плановых реконструкций.

К сожалению, положение в данной сфере оказания услуг не отвечает необходимым требованиям. Часто возникают ситуации, когда главным критерием по определению победителя в тендере на проведение энергоаудита становится цена услуг, а никак не качество их предоставления. В этом случае может оказаться целесообразнее вообще не проводить энергетическое обследование, нежели в погоне за низкой ценой в результате получить неудовлетворительный результат. Поэтому выбор подрядной организации для проведения энергетического аудита должен в первую очередь основываться на опыте и результате ее работы на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности.

НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

Основываясь на опыте нашего сотрудничества с нефтедобывающими предприятиями, можно выделить следующие наиболее перспективные направленияповышения энергоэффективности: гидродинамическое согласование режимов работы нефтяного пласта и скважин, оптимизация работы наземной инфраструктуры системы сбора и обработки продукции скважин, сокращение давлений при перекачке вод системы ППД от КНС до кустов скважин, согласование режимов работы скважин с учетом их интерференции на участке нефтяной залежи, применение на начальных стадиях разработки систем с естественными режимами работы пластов (на истощение), оптимизация выбора технологий проведения на скважинах ремонтных работ и др. Количественная оценка участия предлагаемых мероприятий в энергосбережении затруднена, т.к. она зависит от условий добычи нефти и газа на каждом предприятии.

Оценить значимость мероприятий по снижению потребления электроэнергии в том или ином направлении можно на основе структуры потребления. Основными потребителями электроэнергии на большинстве нефтедобывающих предприятий являются установки ПЭД и ШГН, системы ППД и системы первичной подготовки нефти (ППН).

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭНЕРГОАУДИТА

В результате энергоаудита одного из НГДУ было установлено, что 62% обследованных ШГН неуравновешенны, в результате чего потери электроэнергии составили 10,4% от общего потребления неуравновешенными станками-качалками. Обследование ПЭД дало следующие результаты: сравнительный анализ замены существующих асинхронных двигателей на вентильные показал, что реализация данного мероприятия позволит уменьшить удельные затраты на подъем 1 м3 жидкости на 1 км на 0,43 кВт/м3/км (10%); кроме того, были выявлены ЭЦН с асинхронными двигателями, эксплуатирующиеся вне допустимого диапазона характеристик, удельные затраты на которых составляли до 8,8 кВт/м3/км, при том что удельные затраты с вентильными ПЭД составляли 4,1 кВт/м3/км; рекомендуемая замена ЭЦН на 2010 год позволит снизить потребление электроэнергии на 1975,1 тыс. кВт·ч/год, а срок окупаемости (с учетом только экономии электроэнергии) составит два года.

В результате анализа энергоэффективности эксплуатации насосного оборудования КНС системы ППД выявлен общий потенциал энергосбережения, который составил 16812 тыс. кВт·ч/год, в т.ч. от повышения КПД насосного оборудования 1425 тыс. кВт·ч/год, за счет регулирования и замены типоразмера насосов 15387 тыс. кВт·ч/год.

В настоящее время в России многие месторождения вступили в позднюю стадию разработки, что проявляется высокой обводненностью добываемой нефти. Аналогичное состояние в системе добычи сложилось и в обследованном НГДУ. В результате были предложены варианты оптимизации схем технологических потоков системы ППН. Обследование насосов системы ППН показало, что потенциал экономии по среднегодовому объему откачки продукта составляет 28,5 млн руб./год, в т.ч. за счет повышения КТС — 3,5 млн руб./год и за счет снижения потерь на регулировании — 25,0 млн руб./год.

На основе результатов энергетических обследований должны составляться программы энергосбережения для обследуемых предприятий и устанавливаться сроки их реализации. Последующие энергоаудиты должны оценивать эффективность энергосберегающих мероприятий и полноту их выполнения.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Энергетика эксплуатации скважин механизированными способами, выбор способа эксплуатации, пути повышения энергоэффективности
Энергетические показатели добычи нефти
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №02/2020

Инженерная практика

Выпуск №02/2020

Методы увеличения нефтеотдачи. Повышение пластового давления
Единые требования к качеству воды, используемой на нефтяных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»Повышение эффективности водогазового и паротеплового воздействия на пластПовышение эффективности малогабаритных систем подготовки воды для ППДМалообъемные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи на основе закачки малообъемных оторочек дисперсно-наполненных композицийТехнические решения для организации заводненияПрименение защитных покрытий и оборудования в скважинах системы ППД
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2021
Производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ ‘2021: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией. Эксплуатация промысловых трубопроводов в условиях высокой коррозионной активности

Новые даты: 22-23 июня 2021 г., г. Ярославль
Конференция носит рабочий характер и нацелена на обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и потенциала технологий в области работы с фондом скважин, осложненным коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.