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

Энергообеспечение нефтепромыслов ОАО «РИТЭК»

Большинство западносибирских месторождений ОАО «РИТЭК» расположены в районах с недостаточно развитой инфраструктурой, где отсутствуют единые нефтеи газосборные магистрали, нет возможности подключения к магистральным энергетическим сетям. Для решения этих проблем ОАО «РИТЭК» начиная с 1998 года проводит инновационную политику по внедрению нового типа генерирующего оборудования. В настоящее время на месторождениях компании функционируют несколько ГПЭС, готовится к запуску ГТЭС.

06.11.2011 Инженерная практика №11/2011
Кулаков Алексей Олегович Начальник отдела подготовки и транспорта нефти и газа ОАО «РИТЭК»
Нургалиев Ренат Галеевич Главный инженер ТПП «РИТЭККогалымнефть» ОАО «РИТЭК»

Рис. 1. ГПЭС на Средне-Хулымском месторождении
Рис. 1. ГПЭС на Средне-Хулымском месторождении

Первым опытом компании «РИТЭК» в сфере автономного обеспечения нефтепромыслов стало применение энергопоездов типа ПЭ-6М установленной мощностью 1 МВт, работающих на сырой нефти. Позже с целью сокращения потребления нефти и увеличения уровня использования попутного нефтяного газа (ПНГ) энергопоезда были переведены на работу в газонефтяном цикле. В 2006 году был заключен договор с компанией ОАО «Звезда энергетика» на поставку газопоршневых электростанций (ГПЭС) мощностью 1,5 МВт каждая на базе двигателей Cummins для нужд Средне-Хулымского месторождения (рис. 1).

ПРИМЕНЕНИЕ ГПЭС И ГТЭС

В составе ГПЭС находятся два компонента: газопоршневая установка (ГПУ) QSV 91G Cummins и генератор Stamford HV824C. Десять 18-цилиндровых двигателей с электронным впрыском топлива, отрегулированных под топливный газ, выбраны ввиду их устойчивости к нестабильности топлива, высокому содержанию азота и окиси углерода, а также низкому уровню выбросов вредных веществ в выхлопных газах.

Система газоочистки включает в себя изолированный (с целью снижения утечек) газопровод, установку сепарации крупных и мелких взвесей, а также установку удаления воды. В результате достигается стабилизация качества утилизируемого топлива, необходимого для нормального функционирования ГПУ. Каждая установка оборудована самостоятельной системой контроля и управления, а также блокирования на случай возникновения нештатных ситуаций. Нормативный расход газа при 100%-ной нагрузке согласно паспорту составляет 293 нм3/МВт·ч. Топливный газ подается после прохождения через систему очистки в микс-камеру, где он соединяется с воздухом, и в виде газовоздушной смеси впрыскивается в КВС. Среднее эффективное давление в камере внутреннего сгорания составляет 14 атм. Минимальное метановое число без снижения мощности достигает 52%, что можно считать довольно высоким показателем для условий использования столь нестабильного топлива.

В настоящее время ОАО «РИТЭК» использует три аналогичные станции на Средне-Хулымском, Восточно-Перевальном и Сергинском месторождениях. Применение ГПЭС взамен энергопоездов также позволяет ОАО «РИТЭК» применить и успешно использовать условия ст. 6 Киотского протокола в части снижения уровня выброса парниковых газов.

Для нужд малых месторождений в ОАО «РИТЭК» применяются ГПЭС производства ЗАО «ПФК Рыбинсккомлекс». Эти станции применяются на Мензелинском месторождении ТПП «ТатРИТЭКнефть» и Средне-Назымском месторождении ТПП «РИТЭКБелоярскнефть». В этих ГПЭС используются газопоршневые агрегаты отечественного производства на базе двигателя, изготавливаемого Ярославским моторным заводом (ЯМЗ), мощность одной установки составляет 350 кВт.

На Гежском месторождении ОАО «РИТЭК» в настоящее время производится обкатка и пусконаладочные работы газотурбинной электростанции (ГТЭС) «УРАЛ-4000» мощностью 4 МВт на базе авиационных турбин производства ОАО «Авиадвигатель». Следует подчеркнуть, что перечисленные проекты ОАО «РИТЭК» являются вынужденной мерой по обеспечению удаленных месторождений электроэнергией. Окупаемость проектов достигается только при включении в экономический расчет средств, сгенерированных по механизму ст. 6 Киотского протокола за счет сокращения выбросов.

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА И КОРРЕКТИРОВКА СОСТАВА ПНГ

На основании внутренних регламентирующих документов раз в квартал производится отбор проб ПНГ с целью последующего анализа и контроля химического состава отобранного газа при помощи хроматографов типа «Кристалл-5000». Замер влажности газа в ОАО «РИТЭК» не производится, влажность условно принимается за 100%. Для расчета метанового числа, характеризующего детанационную стойкость газа, используются данные анализа компонентного состава ПНГ, проводимого в химико-аналитической лаборатории компании.

КПД ГПЭС составляет в среднем 43%, ГТЭС — 25%. Повышение КПД возможно при корректировке состава используемого газа, в первую очередь повышении метанового числа. С этой целью проводятся испытания новых типов оборудования для очистки газа. Одним из таких типов оборудования стали установки, основанные на криогенном эффекте. Установки подготовки топливного газа смонтированы на Восточно-Перевальном и Средне-Хулымском месторождениях на линии входа ПНГ на приеме ГПЭС. При функционировании установок достигается увеличение метанового числа и выделение нестабильного газового конденсата (С6+). Также в ходе проектирования объектов рассматривались варианты применения очистки ПНГ при помощи мембранной технологии, предлагаемые ОАО «НИПИгазпереработка» в сотрудничестве с ЗАО «Грасис».

На наш взгляд, в настоящее время на рынке отсутствуют опробованные эффективные технологии корректировки состава ПНГ. Большая часть производителей ограничивается установкой нескольких фильтров-сепараторов для очистки газа от капельной жидкости. При этом состав газа остается прежним, кроме того, имеет место периодическая детонация газа в газоперекачивающих агрегатах.

ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ ППД В ОАО «РИТЭК»

В настоящее время основной парк высоконапорных насосных агрегатов системы ППД ОАО «РИТЭК» представлен АНТ-90 и АНТ-150.

Начиная с текущего года идет внедрение БКНС с центробежными горизонтальными насосными установками. Данные виды оборудования обладают рядом преимуществ и недостатков.

В ОАО «РИТЭК» применяются следующие типы высоконапорных насосных агрегатов:

  • АНТ-90 производительностью от 75 м3/сут при Рвых = 350 кгс/см2 до 299 м3/сут при Рвых = 140 кгс/см2, мощность электропривода составляет 90 кВт;
  • АНТ-150 производительностью от 205 м3/сут при Рвых = 350 кгс/см2 до 645 м3/сут при Рвых = 117 кгс/см2, мощность электропривода составляет 160 кВт;
  • ГНУ 320-160 производительностью от 225 м3/сут при глубине спуска 1750 м до 430 м3/сут при 1075 м, мощность электропривода составляет 160 или 20 кВт.

Транспорт рабочего агента к приему высоконапорных агрегатов осуществляется по низконапорным водоводам подпорными насосами типа ЦНС либо с сепарационных емкостей под давлением столба жидкости.

КПД насосных агрегатов типа АНТ составляет до 90%, типа ГНУ — до 70%. Каждый насос производит закачку в одну скважину. Высоконапорные насосные станции и нагнетательные скважины находятся в пределах одной кустовой площадки.

МКНС-90, оснащенные насосными агрегатами типа АНТ-90, и МКНС-150 с насосными агрегатами АНТ-150 относятся к плунжерным станциям объемного типа. Характеристики «расход — давление» изменяются заменой плунжеров на другие диаметры или в пределах одного диаметра плунжера изменением частоты вращения электропривода (частотным регулированием). Оборудование размещается в индивидуальном блок-боксе с отсеком автоматики и управления.

Регулирование «подача-напор» в БКНС 320–1600 с горизонтальными центробежными насосными установками типа ГНУ 320-160 (динамические) осуществляется изменением частоты вращения электропривода. Оборудование также размещается в индивидуальном блок-боксе с отсеком автоматики и управления.

Система скважинного управления закачками реализована с учетом особенностей применяемого оборудования: закачка рабочего агента в пласт происходит по принципу «один насос — одна скважина». Режимы закачки устанавливаются и регулируются вручную.

Основной парк высоконапорных насосных агрегатов составляют АНТ-90 и АНТ-150 производства ООО «Буланашский машиностроительный завод», входящего в ООО «Генерация». С учетом возможностей энергосистемы, небольшой потребляемой мощности, частотного регулирования приводом, достаточно высокого КПД, возможности закачки рабочей жидкости с содержанием твердых частиц до 200 мг/л и температурой до 50°С применение оборудования данного типа достаточно эффективно. Вместе с тем такие факторы, как сложность конструкции, средняя надежность, трудоемкость и необходимость регулярного обслуживания, большая продолжительность времени на восстановление, сводят на нет основные преимущества от его использования.

ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

В течение последнего года на месторождениях ОАО «РИТЭК» внедряются БКНС 320-1600 производства компаний «Купер», «Нефтемаш», «ОЗНА» с однотипными центробежными горизонтальными насосными установками.

К достоинствам горизонтальных насосных установок типа ГНУ 320–1600 следует отнести следующие качества:

  • простота устройства, компактность, небольшие габариты при достаточно большой производительности;
  • простота и удобство ежедневного обслуживания эксплуатирующим персоналом;
  • низкая трудоемкость технического обслуживания и ремонта в процессе эксплуатации;
  • удобство монтажа/демонтажа оборудования внутри блок-бокса;
  • на восстановление работоспособности установки при наличии запасных частей и ремонтного персонала на месторождении требуется менее трех часов;
  • высокий МРП работы.

К недостаткам относятся:

  • зависимость напора установки от частоты вращения ротора;
  • ограничение применения в области малых производительностей и больших напоров: невозможно при необходимости закачать в одиночную скважину сверхмалое количество рабочей жидкости (ниже рабочей зоны) без потери КПД; в таких случаях предпочтительнее использовать плунжерные насосы;
  • требовательность к рабочей среде.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕПЛО И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ

Распределение энергопотребления по ТПП «РИТЭККогалымнефть» ОАО «РИТЭК» выглядит следующим образом:

  • 73% приходится на добычу нефти, из них 49% — на насосную добычу нефти, 12% — на закачку воды, 2% — на подготовку нефти, 10% — на общепромысловые нужды:
  • 1,5% расходуется на производство тепла;
  • 5,0% приходится на подъем и подачу воды;

По 10% потребляют магистральный транспорт нефти и процесс бурения скважин.

Учет расхода электроэнергии ведется в кВт-ч. На газопоршневых поршневых электростанциях установлены счетчики электроэнергии типа СЭТ 4ТМ с погрешностью 0,2%.

В ОАО «РИТЭК» разработаны и утверждены мероприятия по теплои энергосбережению на 2011–2013 годы. В ходе реализации мероприятий предусмотрено:

  • внедрение ЧРП на станках-качалках;
  • внедрение ЧРП с блоками технологических защит на МКНС;
  • внедрение СУ с преобразователем частоты для нефтеперекачивающих насосов;
  • монтаж установок компенсации реактивной мощности в сетях электроснабжения;
  • замена ламп накаливания на нефтепромысловых объектах энергосберегающими лампами;
  • замена систем электроподогрева на нагрев от котельных установок, использующих в качестве топлива попутный нефтяной газ;
  • внедрение источников освещения на светодиодах.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Повышение энергоэффективности функционирования наземной инфраструктуры ТНК-ВР
Основные направления развития системы ППД ОАО «Татнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2021

Инженерная практика

Выпуск №03/2021

Механизированная добыча. ППД. Подготовка нефти. Ремонт скважин
Технологии дистанционного управления работой скважин осложненного фондаПрименение высокооборотных УЭЦН специального исполнения на скважинах с неизвестным потенциалом и нестабильным притокомОпределение температуры насыщения нефти парафинами, оценка эффективности покрытий НКТ, визуальный анализ отложенийЗащита погружного кабеля УЭЦН от механических повреждений при СПОРазвитие применения технологии крепления ПЗП Secure 2020Системы подготовки воды для ППД, оптимизация работы объектов подготовки и перекачки нефти
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Подготовка нефти и газа
НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ 2021
Научно-практическая отраслевая Конференция

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ ‘2021. Эффективные химические технологии для нефтяного комплекса

7-9 сентября 2021 г., г. Казань
Обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области применения нефтепромысловой̆ химии. На конференции будут обсуждаться вопросы применения химических методов для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пласта, защиты внутрискважинного оборудования от осложнений, химические реагенты для строительства, подготовки, транспортировки и хранения нефти и газа, химические реагенты для глушения скважин.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Методы борьбы с осложнениями – сентябрь 2021
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин '2021

21 - 24 сентября 2021, г. Москва
ООО «Инженерная практика» в рамках программы «Наставник» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин '2021». Программа тренинга высылается по запросу. Сроки проведения: 21-24 сентября 2021 г..