Зуев Алексей Сергеевич Начальник Управления энергоэффективности и энергосбережения ПАО «НК «Роснефть»

Адекватной модели сравнительного анализа энергозатрат на добычу нефти или жидкости по скважинам, ЦДНГ и предприятиям на данный момент не существует. Стандартные графики энергозатрат на добычу тонны жидкости по предприятиям, на самом деле, не дают никакого понимания ситуации (см. «Удельное потребление всей электроэнергии на тонну жидкости по отдельным предприятиям в 2009 г.»). Это просто общие цифры, на основе которых обычно делается вывод следующего характера: «Раз на этом предприятии удельные энергозатраты в два раза выше, чем на другом, значит, здесь есть двукратный потенциал повышения энергоэффективности. У вас тут что-то не так, давайте, работайте». Понятно, что адекватность такого анализа не выдерживает критики.

В свою очередь у технического персонала нет объективного понимания текущих потерь электроэнергии, связанных с особенностями месторождения и ошибками при подборе оборудования, эксплуатации оборудования с отклонением от рабочей зоны, а также с гидравлическими и электрическими потерями при неверно подобранном лифте, кабеле и т.д.

Естественно, при таком порядке вещей у высшего звена руководства нет понимания, насколько эффективно эксплуатируется мехфонд по предприятию, почему растут удельные расходы электроэнергии на добычу и с чем это связано. Соответственно и оценить результативность работы по энергосбережению также нет никакой возможности.

КРИТИЧНЫЕ УЗЛЫ

Известен набор узлов УЭЦН, в которых происходят потери или идет значительное потребление электроэнергии (см. «Бенчмаркинг по направлению механизированной добычи нефти»).

Если спускаться сверху вниз, то, во-первых, это фонтанная арматура. Здесь мы наблюдаем потерю давления на штуцере, приводящую к потерям электроэнергии. Вследствие неправильного подбора установки по напору, мы вынуждены компенсировать потерю давления дополнительными затратами электроэнергии. Вторым пунктом идет потеря мощности в колонне НКТ соответственно ее диаметру и глубине спуска УЭЦН. Например, при динамическом уровне 500 м и глубине спуска 2000 м потери в лифте оказываются значительными. То же самое относится и к кабелю. Здесь мы также говорим о глубине спуска и о подборесечения кабеля, в зависимости от величины рабочего тока и температуры.

Самый крупный узел этой системы — ЭЦН. При отклонении параметров подачи насоса от рабочей зоны происходит потеря мощности, снижается КПД и энергоэффективность.

И, наконец, потери в ПЭД, для которого мы оцениваем коэффициент загрузки, cosφ.

При отклонении фактической мощности ПЭД от номинальной мы наблюдаем потери в кабеле.

БЕНЧМАРКИНГ МЕХДОБЫЧИ

В настоящее время мы планируем создать программный продукт под условным названием «бенчмаркинг мехдобычи», работа которого будет основываться на данных по технологическому режиму работы добывающих скважин. На начальном этапе планируется использовать стандартные существующие данные по техрежиму для проведения расчета потерь электроэнергии по каждой скважине (см. «Алгоритм использования модели бенчмаркинга (уровень 1 — начальный)»). Мы предполагаем, что это будет программа уровня комплексов «Автотехнолог» и SubPump.

Система будет выдавать ряд расчетных параметров по каждой скважине. Во-первых, это «идеальный КПД» — режим энергопотребления при КПД всего оборудования равном единице. То есть в данном случае мы узнаем, сколько необходимо затратить киловатт-часов на добычу тонны жидкости в идеальном случае. Именно эта цифра позволит в последующем оценивать КПД добычи на скважине, корректно сравнивая показатели с данными по другим скважинам и предприятиям.

Следующая цифра — нормативный удельный расход. Этот показатель характеризует КПД УЭЦН, параметры работы двигателя, коэффициент его загрузки, потери на штуцере, потери в лифте и в кабеле при правильном подборе оборудования и его эксплуатации в оптимальных рабочих зонах.

Расчетный удельный расход — это тот же показатель, но с учетом фактических параметров работы установки. Система также будет рассчитывать суммарные потери электроэнергии за сутки (в кВт·ч) за счет отклонения фактических показателей от норматива. Отклонение характеризуется в процентах.

Такой подход позволит анализировать весь фонд скважин как по ЦДНГ, так и в целом по предприятию. В частности, мы получим возможность довольно просто за счет фильтрации по параметрам определять перечень скважин со значительными потерями электроэнергии и планировать работу по этим скважинам.

Второй уровень реализации модели бенчмаркинга, который мы называем целевым, — это тот же самый программный продукт, но интегрированный в информационную систему предприятия (см. «Алгоритм использования модели бенчмаркинга (уровень 2 — целевой)»).

Информацию по техрежиму в данном случае мы предполагаем дополнять необходимыми данными по сечению кабеля, рабочей частоте, станции управления и т.д., для того чтобы с меньшей ошибкой определять расчетный удельный расход. И также планируется рассчитывать удельный расход по скважинам.

Данные о потреблении электроэнергии будут передаваться со станции управления через существующий канал связи и отражаться в общей таблице по скважине.

Еще один дополнительный показатель — отклонение расчета от факта. Превышение по этому показателю величины в 5% ставит вопрос о достоверности данных учета электроэнергии и данных о технологическом режиме. Это будет сигналом к проверке каналов поступления данных.

ЦЕЛИ ВНЕДРЕНИЯ

Ожидаемый результат внедрения данной программы в технических службах предприятий — это, прежде всего, контроль энергоэффективности и текущих потерь по скважинам, цехам и каждому предприятию в целом. Кроме того, система позволит планировать ГТМ с учетом показателей энергоэффективности (приоритеты по скважинам) и выявлять некорректные данные о техрежиме при отклонении фактического удельного расхода электроэнергии от расчетного.

Для руководства предприятий, в свою очередь, важным преимуществом будет контроль динамики изменения энергоэффективности механизированной добычи и текущих потерь по предприятиям и бизнес-направлению «Разведка и добыча» (БН РиД) в целом. Это даст возможность более предметно планировать меры по повышению энергоэффективности мехобычи в рамках общей стратегии БН РиД и по повышению эффективности эксплуатации мехфонда. И, конечно, как было сказано выше, это возможность корректного сравнения операционных затрат по статье «электроэнергия на мехдобычу» между предприятиями и принятие управленческих решений.

Поскольку доля затрат на электроэнергию по некоторым активам уже составляет более 30%, энергоэффективность стала одним из самых важных параметров при оценке эффективности эксплуатации мехфонда в целом. Судя по предварительным расчетам, у многих предприятий есть весьма существенный потенциал повышения энергоэффективности — разница между нормативным и фактическим расходом электроэнергии (см. «Потенциал повышения энергоэффективности по предприятиям»). Конечно, сократить разрыв в 20% — задача трудновыполнимая, но за счет технологических возможностей добиться 5-процентного результата вполне возможно.