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

Мониторинг эффективности работы насосных агрегатов ППД и ППН

Энергоаудиты, проводимые в силами отдела энергосбережения и энергоэффективности научно-исследовательского института (НИПИ) ООО «СамараНИПИнефть», позволили обобщить опыт контроля энергоэффективности работы центробежных насосных агрегатов наземной инфраструктуры систем поддержания пластового давления (ППД) и трубопроводного транспорта нефтедобывающей компании (НК). В число проанализированных методов контроля энергоэффективности, в частности, вошли ведение унифицированных форм контроля энергоэффективности и создание автоматизированной системы контроля энергоэффективности (АСКЭ). Полученный опыт применения унифицированных форм мониторинга наземной инфраструктуры в НК свидетельствует о целесообразности применения данного способа контроля энергоэффективности насосных агрегатов в процессах ППД, внешней и внутренней перекачки жидкости, тогда как организация системы АСКЭ требует существенных затрат времени и инвестиций. К преимуществам унифицированных форм также относится улучшение взаимодействия структурных подразделений НК и повышение оперативности действий персонала.

01.04.2018 Инженерная практика №02/2018
Дядечко Олег Олегович Начальник отдела энергосбережения и энергоэффективности ООО «СамараНИПИнефть»
Калмыков Максим Николаевич Ведущий инженер отдела энергосбережения и энергоэффективности ООО «СамараНИПИнефть»
Колесников Алексей Владимирович Ведущий инженер отдела энергосбережения и энергоэффективности ООО «СамараНИПИнефть»

Системы поддержания пластового давления и подготовки и перекачки нефти (ППН) характеризуются высокой энергоемкостью. Из всего объема потребляемой при добыче нефти электроэнергии на ППД приходится 20-25%, на ППН – от 7 до 15%.

В наземной инфраструктуре основной потребитель электроэнергии – центробежные насосы, на них приходится до 95% от общего количества электроэнергии, затрачиваемой на ППД и ППН. Затраты на электроэнергию занимают значительную часть в процессе подготовки и перекачки нефти, а также поддержания пластового давления.

В Компании на текущий момент работают 123 насосных блока в системе ППН и 24 – в системе ППД. В каждом насосном блоке установлены от 3 до 5 насосных агрегатов (НА). Очевидно, что обеспечение эффективной эксплуатации такого парка невозможно без мониторинга работы динамического оборудования. В свою очередь, для организации мониторинга необходим точный учет потребляемой электроэнергии и расхода жидкости, что позволяет своевременно проводить корректирующие мероприятия по выявлению неэффективного использования электроэнергии при перекачке и закачке жидкости.

Существуют по меньшей мере три способа решения данной обширной и трудоемкой задачи.

РАЗРАБОТКА И ПРИМЕНЕНИЕ ПО

Рис. 1. Взаимодействие автоматизированных систем для реализации системы АСКЭ
Рис. 1. Взаимодействие автоматизированных систем для реализации системы АСКЭ

Программное обеспечение (ПО) для мониторинга энергоэффективности технологических процессов в режиме реального времени, или автоматизированная система контроля энергоэффективности (АСКЭ), должна включать себя следующие компоненты (рис.1):

  • систему мониторинга и контроля технологических параметров работы насосных агрегатов, включающую расходомеры, датчики давления на приеме и выкиде насосного агрегата, датчики температуры перекачиваемой жидкости;
  • корректно отстроенную систему АСТУЭ для контроля потребления электрической энергии как пообъектно, так и поагрегатно;
  • актуальную базу насосных агрегатов с паспортными характеристиками работы насоса, которая заносится в АСКЭ для сравнения отклонений от фактических паспортных значений (все характеристики насосных агрегатов пересчитываются с учетом плотности и вязкости жидкости);
  • постоянный контроль на объектах ППН плотности и вязкости жидкости для корректной оценки КПД и напорной характеристики насосных агрегатов: если в алгоритме АСКЭ пренебрегать параметрами плотности и вязкости, то энергоэффективность насосного агрегата может быть завышена или занижена.

На данный момент реализация системы АСКЭ невозможна по нескольким причинам. Во-первых, автоматизированная система контроля технологических параметров реализована не на всех объектах НК. Во-вторых, в насосном парке НК присутствуют электродвигатели с напряжением питающей сети 0,4 и 6,0 кВ. АСТУЭ производит мониторинг потребления электрической энергии электродвигателями с напряжением питающей сети 6 кВ (310 шт.), а из электродвигателей с напряжением питающей сети 0,4 кВ (2998 шт.) лишь около 10% подключены к системе АСТУЭ и оснащены счетчиками электрической энергии. В-третьих, ежемесячный мониторинг плотности и вязкости жидкости проводится не более чем на 40% объектов.

ЕЖЕМЕСЯЧНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ БРИГАДОЙ

Рис. 2. Схема взаимодействия инженерно-технологических служб при проведении замеров для контроля энергоэффективности работы насосных агрегатов наземной инфраструктуры
Рис. 2. Схема взаимодействия инженерно-технологических служб при проведении замеров для контроля энергоэффективности работы насосных агрегатов наземной инфраструктуры

Контроль энергоэффективности работы насосного оборудования посредством ежемесячных замеров расхода электрической энергии и технологических параметров силами выезжающей на объекты бригады требует решения следующих задач (рис. 2):

  • обучение и стажировка персонала для проведения замеров технологических и электроэнергетических (потребление и качество электрической энергии) параметров;
  • закупка высокоточных портативных приборов для измерения параметров электрической энергии;
  • организация получения оперативной информации от технологического персонала по переключениям
  • между насосными агрегатами (если нет круглосуточного дежурства электротехнического персонала на объектах);
  • создание бригады для выполнения выездных замеров по факту на технологических установках или содержание большого штата электромонтеров, которые будут круглосуточно находиться на объектах ППН и ППД НК и проводить измерения параметров электрической энергии;
  • консолидация измерений в единой отчетной форме.

Таким образом, при реализации данного способа контроля энергоэффективности работы насосного оборудования возникает необходимость создания подразделения, которое будет заниматься только замерами и сведением информации в единую базу.

ВНЕДРЕНИЕ УНИФИЦИРОВАННОЙ ФОРМЫ

Еще одним способом решения поставленной задачи может служить внедрение унифицированной формы контроля энергоэффективности работы насосного оборудования наземной инфраструктуры.

На момент подготовки настоящей статьи в НК ведется разработанная НИПИ форма по контролю энергоэффективности работы насосного оборудования наземной инфраструктуры ППН и ППД в формате Microsoft Excel.

Рис. 3. Анализ работы насосного оборудования на примере одного из цехов ППН
Рис. 3. Анализ работы насосного оборудования на примере одного из цехов ППН

Эффективность работы более 350 насосных агрегатов ежемесячно оценивается по ряду критериев.В первую очередь, это контроль фактического мгновенного расхода в границах рабочей части напорной характеристики насосного агрегата в зависимости от его типоразмера (рис. 3). Второй критерий – потенциал энергосбережения по насосному блоку – складывается из двух составляющих: 1) техническое состояние насосного блока; 2) гидравлические потери от дросселирования.

Таблица 1. Анализ вывода оборудования УПН в капитальный ремонт до наступления плановой наработки по выводу в капитальный ремонт на примере одного из цехов ППН
Таблица 1. Анализ вывода оборудования УПН в капитальный ремонт до наступления плановой наработки по выводу в капитальный ремонт на примере одного из цехов ППН

Помимо этого, определяется значение фактического КПД насосных агрегатов (если фактическое потребление распределено корректно) и проводится сравнение этого значения с номинальным КПД в зависимости от параметров перекачиваемой жидкости. Анализ вывода оборудования в капитальный ремонт до наступления плановой наработки по выводу в капитальный ремонт формируется автоматически (табл. 1). Также автоматически в насосном блоке формируется анализ наработки насосного оборудования с наиболее высоким КПД (табл. 2).

Таблица 2. Анализ наработки насосного оборудования с наиболее высоким КПД в насосном блоке на примере одного из цехов ППН
Таблица 2. Анализ наработки насосного оборудования с наиболее высоким КПД в насосном блоке на примере одного из цехов ППН
Рис. 4. Анализ фактического и нормативного УРЭ по насосным блокам на примере одного из цехов ППН
Рис. 4. Анализ фактического и нормативного УРЭ по насосным блокам на примере одного из цехов ППН

И, наконец, проводится оценка нормативного и фактического удельного расхода электроэнергии (УРЭ) по следующим процессам: внутренняя перекачка, внешняя перекачка, ППД, ППД+утилизация, утилизация (нормативное УРЭ определяется как произведение коэффициентов на разницу между давлением в линии и давлением на приеме насосного агрегата) (рис. 4-6).

Рис. 5. Анализ УРЭ по процессу внутренней перекачки нефти на примере одного из цехов ППН
Рис. 5. Анализ УРЭ по процессу внутренней перекачки нефти на примере одного из цехов ППН
Рис. 6. Анализ УРЭ по процессу ППД на примере одного из цехов ППН
Рис. 6. Анализ УРЭ по процессу ППД на примере одного из цехов ППН

Пример анализа представлен на рис. 4. Из рисунка видно, что УПСВ-1 работает в оптимальном режиме, тогда как ДНС-1 работает неэнергоэффективно, и в отношении данного объекта необходимо принимать неотложные корректирующие действия.

УПСВ-2 и ДНС-2 работают неэнергоэффективно, требуется разработать корректирующие мероприятия и выполнить их при наступлении благоприятных экономических условий.

При разработке данной формы специалистам НК и НИПИ пришлось столкнуться с рядом проблем, связанных с распределением фактически потребленной электрической энергии поагрегатно и с учетом технологических параметров перекачиваемой жидкости.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИ ПОТРЕБЛЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Решение задачи распределения фактической потребленной электрической энергии поагрегатно осложняется тем, что не все низковольтные насосные агрегаты обеспечены средствами учета электроэнергии. Учет обеспечен только на вводах РУ 0,4 кВ. В этой связи заполнение карт учета электрической энергии проводится вручную, что приводит к ошибкам, связанным с человеческим фактором. Также отсутствует автоматизированная сверка оперативной отчетности в части технологических показателей в разрезе насосных агрегатов.

Для решения вышеперечисленных проблем были разработаны корректирующие мероприятия. Так, в форму расчета потенциала энергосбережения и контроля энергоэффективности были добавлены следующие столбцы для заполнения: инвентарный или заводской номер прибора учета; место установки прибора учета; номер ячейки; марка ЭД.

Для учета нагрузок потребления электрической энергии по агрегатам, питающимся по 0,4 кВ, технологический персонал ввел в оперативный двухчасовой журнал дополнительную информацию: показания амперметров по насосным агрегатам. Данная информация передается в управление энергетики для анализа и корректного распределения электрической энергии в форме мониторинга эффективности работы насосных агрегатов.

Для определения фактического потребления электрической энергии электротехническому персоналу дана возможность выбора способа определения фактического потребления: по счетчику электрической энергии или по току нагрузки, напряжению и cosφ (рассчитывается автоматически в зависимости от номинального тока и тока нагрузки). В форму потенциала энергосбережения добавлен столбец типа методики расчета фактического потребления. В Компании ведутся плановые работы по установке счетчиков на низковольтное оборудование (0,4 кВ).

Разработан алгоритм проверки фактического потребления электроэнергии, основанный на сравнении фактического потребления с расчетным через технологические параметры перекачиваемой жидкости. Допуск расчетного потребления для сравнения с фактическим потреблением составляет ±20%. В результате внедрения формы потенциала энергосбережения с алгоритмом проверки фактического потребления выявляются объекты с некорректным распределением электроэнергии. На основании этих данных группа учета электрической энергии выполняет повторную проверку коэффициентов трансформации по току и напряжению, корректировку схем подключения счетчиков электроэнергии и тем самым минимизирует ошибочное заполнение унифицированных форм.

Разработан внутренний двухсторонний акт между технологическим и электротехническим персоналом Компании для улучшения взаимодействия между службами, обеспечения корректности вносимых данных и исключения влияния человеческого фактора.

Поскольку НИПИ реализует функции «оператора» формы контроля энергоэффективности работы насосного оборудования, сотрудники отдела энергосбережения НИПИ проводят ежемесячный мониторинг форм, а также выдают рекомендации и замечания в адрес групп учета и технологического персонала Компании на основании анализа и проверки исходных данных. Данная процедура создана для контроля корректного заполнения форм.

УЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Другой ряд проблем был связан с учетом технологических параметров перекачиваемой жидкости. Во-первых, возникла необходимость усреднения расхода перекачиваемой жидкости по всем НА в насосном блоке, поскольку в насосных блоках присутствуют НА разного типоразмера. Также необходимо усреднять и давление на выкиде НА.

Следующая возникшая проблема была связана с расчетом рабочей зоны насосных агрегатов: необходимо было усреднять номинальный расход насосного блока в зависимости от наработки.

Наконец, в связи с отсутствием унификации форм отсутствовала и техническая возможность учета работы НА в формате Excel по объектам ППН (доступны только журналы).

Для решения вышеперечисленных проблем были разработаны корректирующие мероприятия.

С целью усреднения расхода по насосному блоку было принято решение общий расход перекачиваемой жидкости делить на суммарную наработку по насосному блоку. Результатом становится усредненный мгновенный расход жидкости на каждый насосный агрегат. Для усреднения давления на выкиде НА было предложено усреднять месячное давление в зависимости от наработки НА, т.е.

где P – средневзвешенное давление по насосному блоку; P1, P2, P3 – среднее давление поагрегатно; T1, T2, T3 – наработка НА поагрегатно.

Для корректной оценки рабочей зоны насосного блока было предложено принять рабочую зону для всех НА от 0,8 до 1,2 и рассчитывать ее с учетом наработки по каждому НА:

где Qсред – усредненный расход жидкости по насосному блоку; Qном1, Qном2, Qном3 – номинальный расход жидкости по каждому НА; n – среднее количество работающих НА в месяц.

Для оценки рабочей зоны поагрегатно было предложено рабочие зоны разбить в зависимости от типоразмера НА. Подсчет количества НА, находящихся в рабочей зоне, в зависимости от типоразмера производится автоматически (табл. 3).

Управлению подготовки нефти и газа (УПНГ) была предложена унифицированная форма для ведения сводок в формате MS Excel.

После устранения вышеперечисленных проблем расчет потенциала энергосбережения стал более корректным. В результате внедрения алгоритма разработки мероприятий по мониторингу объектов ППН и ППД был выявлен дополнительный потенциал.

ВЫВОДЫ

В 2017 году при планировании программы энергосбережения на 2018 – 2022 годы на основании анализа данной формы было разработано более 100 мероприятий по объектам ППН и более 20 мероприятий по объектам ППД.

После проверки на рентабельность из общего количества мероприятий в программу энергосбережения были включены 28 мероприятий по объектам ППН и 12 мероприятий по объектам ППД с общим эффектом 45 026,60 тыс. кВт-ч.

Ведение унифицированной формы мониторинга эффективности работы насосного оборудования в НК позволяет:

  • усилить эффективное взаимодействие между службами главного механика, УПНГ, УППД и управления энергетики;
  • выводить оборудование в капитальный ремонт и обосновывать экономическую целесообразность этого при снижении КПД;
  • осуществлять оперативное реагирование персонала на увеличение удельного расхода электроэнергии по процессам перекачки жидкости, ППД, утилизации;
  • разрабатывать энергоэффективные мероприятия по насосному оборудованию.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Методическое руководство к выполнению курсовых работ для студентов специальности 220301 «Оборудование нефтегазовых производств». – Новосибирск, 2008.
  2. Нефтегазопромысловое оборудование / В.Г. Крец, Л.А. Саруев, В.Г. Лукьянов, А.В. Шадрина. – Томск, 2010.
  3. ГОСТ 6134-2007. Насосы Динамические. Методы Испытаний (ИСО 9906:1999).
  4. Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции. – Томск: Изд-во ТПУ, 2004.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Разработка и внедрение мобильной установки подготовки скважинной продукции на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Реализация мероприятий по повышению энергоэффективности в ЦДНГ-3 ТПП «Покачевнефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

10 – 14 сентября 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.