Энергетические показатели добычи нефти
Нарастающая актуальность повышения энергоэффективности нефтедобычи в условиях ограниченных профессиональных ресурсов и большого фонда скважин привела к необходимости пересмотра подходов к оценке правильности подбора оборудования.
В этой связи в конце 2009 года на одном из предприятий ОАО «ТНК-ВР» стартовал проект, в рамках которого параллельно с оценкой технологической эффективности подбора насосного оборудования механизированного фонда скважин проводился анализ по критерию энергоэффективности и по экономическим показателям его работы. Проведенный эксперимент позволил выявить и в значительной степени реализовать потенциал энергосбережения, привел к внедрению нового алгоритма оценки эффективности подбора оборудования, а также способствовал выработке у задействованных в рутинном подборе скважинного оборудования специалистов «энергоэффективного мышления».
В общих энергозатратах на производственные процессы добычи нефти основную долю занимает добыча жидкости механизированным способом (см. «Распределение энергопотребления по процессам»). При этом определение энергоэффективности работы механизированного фонда скважин представляет собой довольно сложную задачу, поскольку эксплуатация этого фонда — очень динамичный процесс, связанный с постоянными ремонтами и движением бригад. Кроме того, регулярно принимаемые решения по режиму работы оборудования в каждой скважине могут существенно влиять как на показатели энергопотребления, так и на технологическую эффективность.
И все же на одном из предприятий «ТНК-ВР» был проведен соответствующий аналитический эксперимент. На основе отчетности по графикам движения бригад ПРС, информации о характеристиках работы скважин до ремонта и номинальных показателей работы насосных блоков и насосов (без учета характеристик ПЭД, кабеля, и наземного оборудования) определялся наиболее эффективный алгоритм оценки подбора оборудования. Основанием послужило то, что порядка 80% энергозатрат определяются характеристиками насосного узла, включая сам насос. И ключевым фактором в данном случае является подбор оборудования по характеристикам подачи и напора.
Одним из итогов проведенной работы стала сводная таблица с предложением по изменению применявшихся на тот момент подходов к оценке эффективности подбора оборудования (см. «Сравнение методов оценки эффективности подбора оборудования»).
Левая колонка таблицы отражает подход, предусматривающий тщательное изучение эксплуатации каждой скважины. В этом случае мы говорим о высоком качестве инженерной обработки информации и фактически гарантированном результате по каждой конкретной оцениваемой скважине. Однако такой подход требует привлечения значительных кадровых ресурсов, в связи с чем на значительном фонде скважин его не всегда можно реализовать.
Описанный во второй колонке метод позволяет определять ситуацию с энергопотреблением по механизированному фонду в целом, по каждому графику движения бригад.
Кроме этого, был введен ряд дополнительных форм отчетности, что позволяет теперь оценивать изменения потребляемой фондом мощности, в том числе при переводе скважин на другой способ эксплуатации (см. «Изменение потребляемой мощности в целом и в зависимости от перевода на газлифт»). То есть на каждом этапе мы можем оценивать, насколько правильно отработал целый коллектив технологов и других инженерно-технических работников с точки зрения энергопотребления, энергоэффективности.
Так, например, получаемые графики позволяют четко отслеживать изменение потребляемой фондом в целом мощности, в зависимости от динамики добычи (см. «Характеристика изменения потребляемой мощности соответственно динамике добычи»). И цифры оказываются довольно значительными, ведь 1,5 или даже 1 МВт увеличения либо снижения потребляемой мощности — это серьезная нагрузка для предприятия. А порой мы этого вообще даже не видим, потому что трудно оценить комплексные изменения на механизированном фонде в рамках текущего мониторинга с учетом происходящих изменений технологического режима на каждой скважине.
Следующий график двумя линиями показывает какая была ситуация до ремонта, и что мы получили после ремонта (см. «Потенциал снижения потребляемой мощности за счет реализации предложений. Изменение удельных показателей потребления энергии до ремонта и после ремонта»). Например, до ремонта по перечню скважин, которые входили в график движения, удельное потребление составляло 230 кВт/т добываемой жидкости. В результате проведенных мероприятий и принятых решений мы можем прогнозировать удельное потребление в сумме по данным скважинам на уровне 184 кВт/т. Это серьезные цифры: даже 5%-ное снижение можно считать очень весомым результатом. Это позволяет на текущий момент оценить динамику энергоэффективности на фонде скважин.
Красная линия показывает потенциал снижения потребляемой мощности по скважинам фонда в абсолютных цифрах. И здесь хорошо видно, с чего все начиналось и к каким показателям мы пришли. В данном случае параллельно с составлением фактических графиков и принятием решений подключались специалисты для обсуждения неоднозначных вопросов.
Кроме работы по еженедельным графикам движения бригад, проводилась также помесячная оценка результатов. Точно так же по типовой форме отчетности по остановкам и запускам суммировалась информация (см. «Результат по форме «Запуски-остановки»). Проект стартовал в начале декабря 2009 г., и вот мы уже четко видим изменения даже по номинальной мощности: минус 2,5 МВт, минус 781 МВт, и далее динамика в этом отношении сохраняется.
После проведения работы было принято решение спроецировать полученный опыт на показатели другого предприятия. Потенциал снижения энергопотребления в результате реализации предложений показан на графике (см. «Результат аналитического расчета по мехфонду на основании форм «Запуски-остановки»). Для того, чтобы определиться по каждой цифре, мы делали экспресс-оценку по каждой скважине.
Подбор насоса по напорным характеристикам и подаче проводили в программе SubPump (см. «Алгоритм выполнения расчета в программе SubPump»).
Кабель и ПЭД в данном случае не включали в подбор. Кроме собственно насоса, подбирали также НКТ. Благодаря тому, что свойства нефти по фонду были практически одинаковыми и обводненность имела высокие значения, для упрощения подбора НКТ построили специальные таблицы (см. «Варианты расчета НКТ при подборе ЭЦН»).
ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ
Поначалу были большие противоречия между этими характеристиками и энергоэффективностью. Через некоторое время весь коллектив технологов, геологов и т.д. начал энергоэффективно думать, оценивая каждую скважину.
примерно часа 3–4. Но здесь важно понимать, что целей было две. С одной стороны, надо было определить, что происходит с мехфондом в процессе работы с ним. А с другой, воспитать ответственность у коллектива. В каждую скважину должно спускаться правильно рассчитанное оборудование. И все. Мы просто попытались вернуться к первоначальной задаче: правильный подбор и правильная комплектация оборудования. И эта задача решалась всем коллективом инженеров.
Совершенно верно говорят энергетики: как же так, без нас решается вопрос, что будет, что не будет? Не дадим просто энергию — и все, не можем дать просто-напросто. Есть потолок возможности потребления электроэнергии, но существуют в то же самое время задачи по увеличению добычи, по переводу с газлифта, например, в мехфонд и т.д. Обе задачи пытаются согласовать между собой за счет совершенствования подбора оборудования, поскольку выход за «энергетический потолок» означает необходимость увеличения мощности фидеров, сетей, оборудования защиты и всего остального.
Задача технологов в этом смысле — в тех рамках, которые поставили энергетики, решить вопросы, которые поставили геологи. Технологи между ними как между молотом и наковальней.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.