Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

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»
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2022

Инженерная практика

Выпуск №04/2022

Механизированная добыча. Управление производством. Защитные покрытия
Результаты работы с механизированным фондом скважин ПАО «ЛУКОЙЛ» за 2021 годДегазация затрубного пространства скважин, уход от фонтанирования скважин через затрубное пространствоРемонт НКТ с защитным полимерным покрытиемДинамическое моделирование механизированной добычи малодебитными скважинами с МГРП, пробуренными на баженовскую свитуМетодика определения энергозатрат УЭЛН, основанная на оценке энергопотребления всей насосной установкой в сбореРазработка и внедрение насосов для скважин с осложненными условиями эксплуатации
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь 2022
Техническая отраслевая конференция

Восточная Сибирь ‘2022: эффективные технологии разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Новые вызовы. Технологический суверенитет

23-25 августа 2022 г., г. Иркутск
С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию начальников и экспертов управлений бурения и ремонта скважин, специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин, руководителей управлений добычи нефти и газа, подготовки и транспортировки нефти и газа. В совещании также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов, программного обеспечения и другие заинтересованные предприятия и организации.