Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3 by Андрей Гурьянов

Геология и геологоразведка. Капитальное строительство. Строительство скважин. Повышение нефтеотдачи. Текущий и капитальный ремонт скважин. Механизированная добыча. Транспорт и подготовка УВС.

Инженерная практика №3’2010

В номере:

`2010 Производственно-технический нефтегазовый журнал

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА

Энергетика эксплуатации скважин механизированными способами, выбор способа эксплуатации, пути повышения энергоэффективности

Oilfield Engineering

Выбор оптимального режима эксплуатации комплексных приводов с вентильным двигателем

Энергосберегающий дизайн УЭЦН, УЭВН, УШВН, ШСНУ

Определение энергоэффективности на стадии подбора добывающего оборудования Повышение энергоэффективности с использованием частотнорегулируемых приводов

Повышение энергоэффективности на нефтедобывающих предприятиях: стратегия, программы, практический опыт, энергоаудит

Хотите, чтобы все сложилось благополучно?

Не теряйте времени на поиски!

Долото SMITH IDEAS – самое подходящее долото.

Когда требуется долото, точно соответствующее Вашим условиям бурения, лучшее решение – долото SMITH IDEAS.

Мы проектируем долота при помощи уникальной Интегрированной Инженерно-Аналитической Системы IDEAS, воплощая в них революционно новый уровень взаимодействия динамики режущей структуры с породой. При этом мы учитываем поведение долота и всей бурильной колонны до поверхности. Каждый раз результаты использования системы IDEAS подтверждают ее непревзойденную эффективность, как самого совершенного и точного средства проектирования высокопроизводительных долот, а также подбора оптимального бурового инструмента и технологических режимов для любых заданных условий бурения. Вам срочно требуется идеально подходящее долото? Звоните в ближайшее представительство SMITH и требуйте долото IDEAS!

В О З М О Ж Н О С Т И Б Е З Г РА Н И Ч Н Ы

ул.

Обручева

30/1,

Москва,

495

730

0731

инженерная практика

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА: Повышение энергоэффективности добычи нефти и газа

Повышение энергоэффективности нефтегазодобычи как инженерная задача складывается из множества уровней выбора, начиная с решений о способе эксплуатации фонда скважин и заканчивая режимом эксплуатации каждой отдельной спущенной в скважину насосной установки. Более того, повышение энергоэффективности добычи нефти и газа как самоцель сегодня не имеет перспектив. Каждое решение должно соотноситься с целевыми показателями по уровням добычи и экономикой нефтедобывающего предприятия в целом. Связанный с последовательным повышением тарифов на электроэнергию рост доли энегргозатрат в себестоимости добычи углеводородов сделал вопросы бережного отношения к затрачиваемой энергии чрезвычайно актуальными. Тем не менее системная работа в этом направлении в большинстве случаев только-только начинает складываться. Она требует новых моделей взаимодействия технологов, энергетиков, геологов, производителей оборудования, разработчиков программного обеспечения и многих других специалистов, так или иначе вовлеченных в эксплуатацию механизированного фонда скважин. Вошедшие в номер материалы рассказывают о, зачастую, первом опыте и пилотных проектах добывающих и сервисных компаний, их поставщиков и подрядчиков по совершенствованию подбора скважинного оборудования, выбора режимов его эксплуатации и внедрению новых технических решений по критерию энергоэффективности. Как и полагается в таких случаях, открытых вопросов пока гораздо больше, чем ответов. Но путь осилит идущий. Ведь каждый новый номер нашего журнала — это рассказ об инженерной практике профессионалов нефтегазовых промыслов. Это средство профессионального общения и повод для проявления уважения к Профессии.

Издатели и редколлегия журнала «Инженерная Практика»

№

3/2010

Производственно-технический журнал «Инженерная Практика», 03’2010

Редколлегия: КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович, координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н. kamaletdinov@opserv.ru, www.pump-sovet.ru ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич, заведующий кафедрой, профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н. ivanovskivn@rambler.ru www.energy-seminar.ru

Главный редактор: Александр ДОЛГОПОЛЬСКИЙ a.dolgopolsky@energy-press.ru Реклама и услуги Издательства: Евгений БЕЛЯЕВ Маркетинговое агентство BGpromotion Тел.: +7 (903) 580-94-67 E.Belyaev@BGpromotion.ru Издательство Energy Press: Тел./факс: +7 (495) 371-01-74 www.energy-seminar.ru, www.energy-press.ru info@energy-press.ru Почтовый адрес: 109428, Россия, г. Москва, ул. Рязанский проспект, 30/15, а/я 9

Подписка: Оформить бесплатную подписку и скачать электронные версии выпусков журнала можно на вебсайте (www.energy-seminar.ru). Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная Практика» — официальное издание семинаров Экспертного совета по механизированной добыче нефти, Издательства Energy Press и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, посвященных совершенствованию производства и технологий в области разработки нефтегазовых месторождений и добычи нефти и газа.

Типография «Юнион Принт» г. Н. Новгород, Окский съезд, д. 2. Тел.: +7 (831) 439-44-99

Свидетельство о регистрации СМИ: ПИ №ФС77-38359 от 20 января 2010 г. Воспроизведение материалов журнала «Инженерная Практика» не допускается без соответствующей ссылки на источник.

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА Энергетика эксплуатации скважин механизированными способами, выбор способа эксплуатации, пути повышения энергоэффективности ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич, заведующий кафедрой РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, д.т.н., профессор

Повышение энергоэффективности на предприятиях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

ПРИВАЛОВ Сергей Николаевич, главный энергетик — начальник отдела ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Энергетические показатели добычи и подготовки нефти КОНОВАЛОВ Владимир Викторович, главный специалист отдела энергосбережения Управления энергетики ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

Обобщение опыта внедрения энергосберегающих технологий на Южно-Хыльчуюском нефтегазовом комплексе ШАРАПОВ Игорь Владиславович,

Энергосберегающий дизайн УЭЦН 26

ТАРАСОВ Виталий Павлович, главный специалист ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

начальник ОДНГ ООО «Нарьянмарнефтегаз»

Выбор оптимального режима Модель бенчмаркинга для нефтегазового оборудования

ЗУЕВ Алексей Сергеевич, начальник отдела энергосбережения Управления энергетики ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

Определение энергоэффективности на стадии подбора добывающего оборудования

ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич, заведующий кафедрой РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, д.т.н., профессор

эксплуатации комплексных приводов с вентильным двигателем для обеспечения максимальной экономии электроэнергии АХМАДЕЕВ Руслан Ринатович, начальник отдела добычи нефти и газа ТПП «Покачевнефтегаз»

Энергетическая эффективность вентильных Повышение энергоэффективности нефтедобычи БАЙКОВ Игорь Равильевич, директор АНО «ЦЭ РБ», д.т.н., профессор, 42

ЕЛИСЕЕВ Максим Валерьевич, главный инженер проектов АНО «ЦЭ РБ»

приводов УЭЦН и УЭВН РЕБЕНКОВ Сергей Викторович, ведущий инженер ООО «РИТЭК-ИТЦ»

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Фото на обложке: коррозия ПЭД. СТЕПАНОВ С.Г. ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Издатели: ООО «Издательство «Энерджи Пресс» ООО «Би Джи Промоушн» info@energy-press.ru

Тел./факс: +7 (499) 270-5525

seminar@pump-sovet.ru

www.pump-sovet.ru

Семинары, организуемые Экспертным советом по механизированной добыче нефти в 2010 году совместно с Издательством Energy Press: • Эффективная эксплуатация малодебитного фонда скважин, 23–24 июня 2010 г., Центр международной торговли, г. Москва. • Системы мониторинга и управления для механизированного фонда скважин, 14–15 сентября 2010 г., г. Нефтеюганск. • Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений, 9–10 ноября 2010 г., г. Нижневартовск.

www.pump-sovet.ru

Гор. линия: +7 (929) 613-4017

Семинары, организуемые Издательством Energy Press в 2010 году: • Отказы и аварии скважинного оборудования. ПРС и аварийные работы, 12–13 октября 2010 г., г. Уфа. • Планирование и экономическая оценка эффективности геолого-технологических мероприятий на фонде скважин, Осень 2010 г., г. Уфа. • Оптимизация добычи нефти. Практика применения технологий ОРЭ, ОРЗ и интеллектуализация скважин, 14–15 декабря 2010 г., г. Уфа. Семинары проводятся в формате рабочих совещаний (workshop) и рассчитаны на аудиторию из числа ведущих технологов, технологов цехов добычи нефти и газа, руководителей и специалистов ПТО добычи нефти, отделов внутрискважинных работ, разработки НГМ и работы с мехфондом и других производственных и научно-технических подразделений. Протоколы, архивы и материалы прошедших семинаров, а также подробная информация о ближайших мероприятиях публикуются на вебсайте Экспертного совета — www.pump-sovet.ru. Оформить заявку на участие в семинаре и выступление можно, заполнив специальную форму в разделе «Заявка на участие».

По всем вопросам об участии в семинарах и подготовке выпусков «Инженерной практики» по их итогам, пожалуйста, обращайтесь к Елене БЕЛЯЕВОЙ.

Горячая линия: +7 (929) 613-4017. E-mail: info@energy-seminar.ru Тел./факс: +7 (495) 371-0174, (499) 270-5525, (929) 613-4017

www.energy-seminar.ru

ООО «РН Ставропольнефтегаз»

Экспертный совет по механизированной добыче

Энергоэффективность добычи нефти

ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич Заведующий кафедрой РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, д.т.н., профессор

ЭНЕРГЕТИКА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕХАНИЗИРОВАННЫМИ СПОСОБАМИ, ВЫБОР СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ерез год или через полтора года в России перестанут продаваться лампочки накаливания. Используя приходящие им на смену люминесцентные лампы, действительно можно экономить около двух тысяч рублей семейного бюджета в год. Но для того чтобы изготовить, а потом утилизировать эти содержащие ртуть лампы, необходимо затратить количество энергии, достаточное для работы обычной лампочки в течение девяти месяцев. Сейчас на тендерах по закупкам ГНО стало модно учитывать, помимо цены оборудования, его КПД. Но представьте себе, что произошел разлив 5 м3 нефти в болотистой пойме, и возможен прорыв нефти. Будем ли мы тащить туда на большом транспорте тяжелый насос с высоким КПД или быстро перебросим вертолетом малый насос, который с низким КПД за полчаса откачает всю нефть? Даже если КПД малого насоса будет в три раза меньшим, мы истратим столько энергии и средств на доставку

Прогнозируемое распределение добычи нефти по способам в РФ 80 70 60 50 40 30 20 10 0

1975 УЭЦН

4 №3/2010

1988 СШНУ

2009 Фонтан

2020 Газлифт

Иные

большого насоса, что его высокий КПД и энергоэффективность перестанут иметь значение. Да еще и нефть за это время уйдет. К вопросу энергоэффективности нужно подходить с учетом множества сопряженных аспектов, не превращая ее в самоцель и не ориентируясь только на прямой эффект. Повышение энергоэффективности добычи нефти — это комплексная задача для совместной работы энергетиков, технологов по добыче нефти, машиностроителей и экономистов. В настоящем материале мы рассмотрим наиболее злободневные на сегодня практические стороны этой работы, относящиеся к эксплуатации мехфонда скважин, разработке и внедрению нового оборудования. По разным данным, в России насчитывается от 150 до 155 тысяч нефтяных скважин. Примерно 30 тысяч скважин из этого числа простаивают. С одной стороны, это экономия энергозатрат, но нельзя забывать о том, что разработка месторождений во многом страдает из-за неправильной сетки размещения скважин и недостатков их эксплуатации. Средний дебит российской нефтяной скважины составляет всего-навсего 8,4 тонны в сутки. В США средние дебиты намного меньше (1,4 т/сут.) но американская нефтяная промышленность эксплуатирует свыше 600 тысяч скважин. В Саудовской Аравии намного меньше скважин, но зато каждая скважина дает очень приличное количество нефти — в среднем около 380 тонн в сутки. Если говорить о глобальных факторах, то именно от этого в целом для каждой страны зависит и себестоимость добычи нефти, и энерговооруженность каждой скважины. С газовой промышленностью дело обстоит несколько проще: энергозатраты на единицу добываемой продукции в данном случае намного меньше, и в основном затраты энергии требуются для систем сепарации, систем подготовки, кондиционирования газа,

инженерная практика Режимы эксплуатации УЭЦН Характеристика ступени насоса ЭЦНДА 8 7

Напор, м

РЧХ на воде

5 4

РЧХ на нефти

3 2 1 0

поскольку сегодня для работы газовых скважин используются только фонтанные системы. Однако в ближайшее время российской газовой отрасли, скорее всего, предстоит заняться добычей метана из угольных пластов. В процессе добычи из угольных пластов придется отбирать жидкость, и работа этих насосных установок будет требовать затрат энергии. И в этом случае КПД оборудования будет очень и очень важен, поскольку, помимо решения задачи подъема жидкости с минимальными затратами, нужно будет решать вопросы ее утилизации. В принципе, такая же проблема стоит и перед системами поддержания пластового давления, где КПД имеет колоссальное значение.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКВАЖИН ПО СПОСОБАМ ЭКСПЛУАТАЦИИ В настоящее время продолжает расти количество скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами с электроприводом (ЭЦН). Начиная 1990-го года увеличение фонда УЭЦН происходит за счет сокращения числа скважин, оборудованных штанговыми насосными установками. В то же самое время почти не растет число так называемых «прочих» скважин, эксплуатируемых в первую очередь винтовыми насосными установками как с погружным двигателем, так и с поверхностным приводом. Такая распространенность УЭЦН связана, в основном, с тем, что это очень гибкий инструмент для нефтяников. Фактически ничего не переделывая на устье скважины, можно менять установки так, как нам захочется, после каких бы то ни было ГТМ, ГРП и т.д. Со штанговыми насосами, естественно, такое невозможно. Между тем, прогноз на обозримое будущее раскрывает перед нами иную картину (см. «Прогнозируемое распределение добычи нефти по способам в РФ»). В прошлом году 71% объема добычи нефти в нашей стране был обеспечен УЭЦН. Но уже в ближайшее время, насколько можно судить сегодня, доля центробежных насосов в добыче будет значительно

В левой части работает 35% всех УЭЦН

В РЧХ работает до 50% всех УЭЦН

100

110

120

В правой части работает 15% всех УЭЦН

Параметры эксплуатации отечественных УЭЦН 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Кп<0,75

В рабочей части

Кп>1,25

Характеристики ступеней и УЭЦН различных типоразмеров КПД, напор, мощность

Энергосбережение?

Подача, Q РЧХ1

РЧХ2

Напор ступени: 3 – 20 м Монтажная высота ступени: 30 – 180, мм; КПД: 25 – 70% №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Области применения механизированных способов добычи нефти (технические возможности) Напор, м

ГПНУ 3000 СШНУ ДУСШН

2000

УЭЦН

УЭДН 1000

УШВН

Подача, м 0

100

1000

10000

снижена. В первую очередь это связано с тем, что на тех месторождениях, где сегодня используются УЭЦН, резко увеличивается обводненность и снижается пластовое давление. В то же время на вводимых сегодня в разработку месторождениях центробежные насосы зачастую не могут применяться в силу высокой вязкости нефти. И в будущем, с началом активной разработки шельфа, эта тенденция будет только набирать силу. К 2020 году доля нефти, которая будет добываться малораспро-

страненными сегодня видами оборудования, и в первую очередь винтовыми насосными установками, может достичь 10%. Также должна возрасти и доля нефти, добываемой с помощью фонтанных и газлифтных установок. В данном случае речь также прежде всего идет о месторождениях на шельфе с пока еще высокими пластовыми давлениями. С другой стороны, расти будут абсолютные цифры добычи жидкости каждым видом оборудования. И поскольку будет добываться намного больше воды, а нефти будет меньше, вопросы энергосбережения и энергоэффективности оборудования для механизированной добычи станут одними из самых важных.

Зависимость энергоэффективности УЭЦН от условий работы Энергоэффективность

1800

Н = Ндин

L спуска, м

2500

Температура, °C

Глубина, м

Энергоэффективность

Свободный газ, %

Св. газ, % 20

Н = Нсп

60 Р = Рнас

Энергоэффективность

Р = Рпл Ндин, м 1500

Энергоэффективность

Тпр, °C КВЧ, г/л 4 6 №3/2010

140

инженерная практика Влияние свободного газа Энергоэффективность Высокодебитные ЭЦН Среднедебитные ЭЦН Низкодебитные ЭЦН

Кол-во свободного газа 0

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ Распределение расхода энергии на подъем жидкости, поддержание пластового давления (ППД), промысловый транспорт нефти и газа и их подготовку существенно разнится в зависимости от региона и свойств разрабатываемых пластов. Но самым главным потребителем электроэнергии в подавляющем большинстве случаев оказываются скважинные насосные установки. К сожалению, только на трети скважин УЭЦН работают в пределах рабочей части номинальной характе-

100%

ристики (см. «Режимы эксплуатации УЭЦН»). В значительной части случаев установки эксплуатируются за пределами левой границы рабочей характеристики, некоторое количество — в правой части. Левая зона отличается низким КПД, тогда как усилия на рабочих колесах, направляющих аппаратах, в системах осевых подшипников достаточно велики, а количество жидкости, которое отводит тепло от этих элементов, достаточно мало. Именно поэтому работа большого количества установок в левой зоне приводит к тому, что износ подшипниковых узлов резко возрастает, равно как и затраты на подъем жидкости в связи с низким КПД и

№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Лопастные насосы с колесами открытого типа

Насос НЦ-6

Насос-диспергатор МНД 01

большими температурами. Повышение температуры приводит не только к снижению наработки на отказ, но и очень сильно влияет на энергопотребление оборудования. Сегодня нередко приходится слышать, как некоторые фирмы-изготовители оборудования заявляют о создании новых энергоэффективных ЭЦН, указывая на их существенно меньшую номинальную мощность при одинаковых напорных характеристиках со стандартным оборудованием. Однако на практике может оказаться, что все энергетические преимущества оказываются вне рабочей части характеристики (см. «Характеристики ступеней и УЭЦН различных типоразмеров»). Поэтому сформулированные таким образом энергетические преимущества не только не полезны, но даже вредны, поскольку могут ввести в заблуждение. Сделать вывод о том, в каком режиме работает оборудование, можно только с учетом того, что мы, кроме тока, будем измерять еще очень большое количество разных параметров работы оборудования.

ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УСТАНОВОК РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ Существует схема областей применения скважинных насосных установок разного типа в соответствии с их техническими параметрами (см. «Области применения механизированных способов добычи нефти (технические возможности)»). Если же подходить к 8 №3/2010

этому вопросу с точки зрения энергоэффективности или экономики, то картина будет значительно отличаться. Конечно, очень неплохо было использовать, например, установки диафрагменных насосов для малодебитных скважин, но экономика по надежности этого вида оборудования намного проигрывает другим видам оборудования, в частности, штанговым насосным установкам. На сегодняшний день есть технологии, которые позволяют штанговым винтовым насосным установкам работать в очень широких пределах и с высоким КПД при достаточно низком уровне затрат на подъем жидкости. Есть и еще и разработки, которые в ближайшее время, надеюсь, тоже появятся — это так называемые высокотемпературные насосы, которые позволят работать уже при больших глубинах подвески этих насосов и даже при условиях термовоздействия на пласт, что тоже позволит расширить области применения такого вида оборудования. При этом особый интерес сегодня представляют установки винтовых насосов с погружным двигателем, и прежде всего вентильным двигателем.

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН Энергоэффективность УЭЦН зависит от многих параметров (см. «Зависимость энергоэффективности УЭЦН от условий работы»). Например, чем больше глубина подвески насоса, тем больше будет снижаться энергоэффективность. И тому есть несколько причин. Во-первых, увеличиваются потери в кабельной линии, во-вторых, увеличиваются потери в НКТ. Существенно ухудшаются энергетические показатели работы ступеней ЭЦН с повышением газового фактора, даже если мы применяем предвключенные устройства разного типа. Снижается энергоэффективность также и при заглублении динамического уровня — при уменьшении забойного давления, в том числе, при сложных профилях скважин и в скважинах с большим отходом от вертикали. В данном случае, во-первых, опять же уве-

инженерная практика Энергоэффективная эксплуатация мало- и среднедебитных скважин: одновинтовой сдвоенный насос 14 7

личивается длина подвески, а кроме того, возникающее в рабочих колесах усилие увеличивает силы трения в опорах, и установка начинает потреблять больше мощности. Как мы знаем, чем выше содержание механических примесей, тем быстрее выходит из строя насос, но это не единственный отрицательный результат. Наличие механических примесей увеличивает коэффициенты трения во всех парах сопряжения трения, и соответственно, увеличивает затраты электроэнергии при работе такого вида оборудования. И наконец температура. Повышение температуры приводит к тому, что увеличивается сопротивление кабельной линии, ухудшается смазка всех трущихся деталей, соответственно, затраты электроэнергии на подъем жидкости будут увеличиваться. Высокая температура не только повреждает изоляцию кабеля, но и значительно снижает проводимость жил. И поэтому сегодня особенно важна работа по замене старых видов изоляции на более термостойкие. По данным некоторых экспериментов, на 1000 м стандартной кабельной линии даже при невысоких температурах мы можем потерять от 9 до 25 кВт, в зависимости от рабочих токов. В реальных условиях снижение напряжения может быть таким большим, что будет просто невозможно обеспечить нормальный запуск двигателя.

МЕХПРИМЕСИ В большом количестве случаев (до 65-66%) причиной отказа ГНО становится засорение мехпримесями. До момента выхода оборудования из строя начинается увеличение коэффициентов трения и соответствующее увеличение затрат мощности. Все, конечно, зависит от индекса абразивности конкретного вида мехпримесей. Некоторые виды механических примесей работают вообще как смазка. Например, мелкодисперсные глины работают как прекрасная смазка подшипников скольжения. Но большинство видов мехпримесей все же приводят к уменьшению наработки на отказ и увеличению энергозатрат на перекачку жидкости.

4 11

9 8

4 2 1

6 7

1 – основание 2 – пусковая муфта 3 – осевая опора 4 – эксцентриковая муфта 5 – нижний премный фильтр 6 – правый винт 7 – правая обойма

8 – левый винт 9 – левая обойма 10 – корпус 11 – верхний приемный фильтр 12 – золотниковый клапан 13 – ловильная головка 14 – шламовая труба

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР Выше уже было сказано об отрицательном влиянии свободного газа на энергоэффективность (см. «Влияние свободного газа»). Во многих регламентах, во многих технических условиях написана цифра 25% свободного газа, не более. Чем выше подача насоса, тем более эффективно можно работать даже при большом количестве свободного газа. Низкодебитные насосы не могут работать уже при 18-20% свободного газа. Их №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Гидропривод с использованием НКТ в качестве уравновешивающего груза 1 2

3 4

F 5 6

Fтц

7 8 17 9 10 11

12 13 14 15

1 - гидроцилиндр; 2 - поршень; 3 - шток; 4 - трубный гидроцилиндр; 5 - полый шток; 6 - фальшток;

7 - тяги; 8 - распределитель; 9 - насос; 10 - бак; 11 - траверса; 12 - колонна штанг;

13 - НКТ; 14 - плунжер; 15 - цилиндр насоса; 16 - переливной клапан; 17 - шланг.

КПД и энергоэффективность падают при наличии всего 5-10% свободного газа. В этой связи применяется достаточно много разных предвключенных устройств. Впрочем, они не всегда играют только положительную роль. Во-первых, установки, в которых используется, например, газосепаратор, затрачивают достаточно большое количество дополнительной энергии. Кроме того, известно, что применение газосепараторов провоцирует повышенное солеотложение, а солеотложение, естественно, снова приводит к уменьшению КПД, по крайней мере за счет того, что увеличивается коэффициент трения и требуется большая мощность на работу таких систем.

30 м3/сутки. Переход на габарит 5А в скважинах диаметром 146 мм увеличивает подачу ЭЦН на 40% и напор на 15-25%. Для 6-го габарита подача увеличивается на 90%, а напор — на 40-52%). Одновременно на 3-10% увеличивается КПД ступени. Это обеспечивает улучшение работы всех видов оборудования, и в частности снижение затрат электроэнергии на подъем единицы жидкости. Сложная ситуация складывается с эксплуатацией боковых стволов, в которых диаметр обсадных колонн иногда не превышает 102 мм. Это 3-й условный габарит. Работать при 3000 оборотах с этим оборудованием невозможно. Напор «родной» ступени составляет от 1 до 2,5 метров. И таких ступеней для желаемого напора придется использовать 1-1,5 тысячи. Кроме того, места для размещения опоры в каждом рабочем колесе, в каждом направляющем аппарате настолько мало, что контактные напряжения в опорах будут очень большими. А если мы говорим о том, что нужно работать при больших частотах вращения, то в этом случае износ будет повышаться кратно. Например, при увеличении в два раза частоты вращения напор будет увеличен в четыре раза, скорость скольжения будет увеличена в два раза. Соответственно, перемножение этих двух параметров дает 8 единиц. То есть в 8 раз быстрее будет происходить износ всех подшипниковых узлов. Кроме того, КПД таких ступеней, к сожалению, в этом габарите невозможно поднять выше 35%. И поэтому такая установка будет иметь общий КПД на уровне 8-15%. Только если ничего другого нельзя будет установить в боковом стволе скважины, придется использовать такие установки.

ГАБАРИТЫ ЭЦН Еще одно направление повышения энергоэффективности сегодня заключается в применении ЭЦН увеличенных габаритов. Еще несколько лет назад производители насосного оборудования начали вплотную заниматься разработкой ЭЦН повышенных диаметральных габаритов, и притом для малых дебитов. Сегодня в габарите 5А выпускаются насосы даже на 10 №3/2010

ИСПОЛНЕНИЕ ЭЦН Для разных условий эксплуатации сегодня предлагается большое количество разных вариантов изготовления рабочих колес, направляющих аппаратов, опорных шайб, опор самих направляющих аппаратов. Могут использоваться промежуточные подшипники, пакетная сборка и т.д. При этом, например, увеличение

инженерная практика Длинноходовые насосные установки

количества промежуточных подшипников приводит к уменьшению числа рабочих степеней в каждой секции, а, во-вторых, к увеличению сил трения и соответствующему понижению энергоэффективности. То же самое можно сказать и о применении пакетной сборки там, где в этом нет необходимости. Пакетная сборка будет отличаться более высоким потреблением электроэнергии при всех прочих равных условиях, чем обычная классическая система.

394ʺ

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ Очень многие оборудованные ЭЦН скважины к настоящему моменту оснащены системами частотного преобразования (ПЧ). Это дает возможность увеличить напор при увеличении частоты вращения, увеличить подачу такого насоса, но есть и ограничения. Во-первых, это ограничение по мощности. В достаточно широком пределе частот вращения мощность ПЭД линейно зависит от частоты вращения вала, а мощность центробежного насоса, подсоединенного к этому двигателю, является функцией в кубической степени. Асинхронные двигатели при малой загрузке имеют очень низкий коэффициент мощности, то есть cosφ. Пока нефтяники, да и многие другие, еще не платят за реактивную мощность, но, видимо, так будет продолжаться недолго. Скорее всего, в ближайшее время будет принято решение о том, что придется платить за установочную мощность, а не только за активную мощность. А в этом случае недогрузка двигателя будет приводить к большим денежным затратам. Вообще все потери в центробежных насосах можно подразделить на несколько основных типов. Это, в первую очередь, механические потери, потери в подшипниках, потери гидравлические, потери гидродинамического торможения, которые уменьшают КПД в левой части характеристики, и дисковые потери. Дисковые потери зависят от частоты вращения в пятой степени, зависят от диаметра самого рабочего колеса, и от вязкости жидкости. Увеличение частоты вращения приводит к тому, что дисковые потери резко возрас-

H A

тают. И поэтому, если при одной и той же перекачиваемой жидкости мы увеличим в два раза скорость вращения, то у нас КПД ступени, а соответственно, и насоса, будет падать примерно на 10-15%. Именно поэтому обычно, когда изображают характеристики насоса при разных частотах, рисуют только напорную характеристику, а КПД обычно никогда не изображают, чтобы не пугать. Это тоже нужно обязательно иметь в виду. Особенно это важно при откачивании такими насосами жидкости повышенной вязкости.

ОТКРЫТЫЕ КОЛЕСА Одно из удачных технических решений, позволяющих снять многие из обозначенных выше проблем, — колеса открытого типа (см. «Лопастные насосы с колесами открытого типа»). У открытых колес нет диска, в связи с чем практически сходят на нет осевые нагрузки на рабочее колесо и, следовательно, увеличение частоты вращения не будет приводить к увеличению нагрузки на торцовые системы подшипников скольжения. Малая масса колес тоже уменьшает потребности в электроэнергии, особенно при запуске, и упрощает их балансировку. Замена только одного лопаточного аппарата или импеллера таких насосов позволяет изменять харак№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

теристики насоса в том направлении, которое нам необходимо. При освоении скважины после ГРП можно снизить КПД насоса, но исключить при этом его забивание мехпримесями. После очистки скважины можно, наоборот, уменьшить напорные характеристики, повысив КПД, и долговременно эксплуатировать это оборудование скважины с максимальным экономическим и энергетическим эффектом.

ПОКРЫТИЯ Сегодня проводится большое количество испытаний новых видов материалов, которые уменьшают коэффициенты трения и увеличивают наработку на от-

каз. Ведь когда мы говорим об энергоэффективности, нельзя отрывать процесс добычи нефти от процесса подземного ремонта. Мы знаем, каких затрат и в энергетике, и в стоимостном выражении требует каждый ПРС. Новые материалы должны снижать энергопотребление даже при эксплуатации ГНО, а уж тем более в совокупности по эксплуатации и ПРС. Современные покрытия рабочих колес ЭЦН во многих случаях позволяют отказаться даже от химии для защиты от солей и коррозии. Но самое главное с точки зрения энергопотребления — это невозможность отложения солей и механических примесей на этих поверхностях, что увеличивает КПД.

Длинноходовая глубиннонасосная установка

Лента

1000

ДГУ

500

СШНУ

12 №3/2010

1000

2000

3000

4000

5000

Напор, м

инженерная практика

ВЕНТИЛЬНЫЕ ПРИВОДЫ И ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ Отдельным направлением повышения эффективности механизированной добычи стало использование вентильных двигателей, которые обеспечивают возможность регулирования добычных возможностей, отслеживание режимов работы УЭЦН, отличаются высоким КПД (до 93%), малым перегревом, низкими токами и малой зависимостью крутящего момента от частоты вращения. Еще одна интересная разработка — перспективная система винтового насоса для эксплуатации мало- и среднедебитного фонда скважин (см. «Энергоэффективная эксплуатация мало- и среднедебитных скважин: одновинтовой сдвоенный насос»). Эта система обеспечивает при дебитах до 80 м3/сут. в два раза более высокий КПД, чем установки центробежных насосов.

ШТАНГОВЫЕ УСТАНОВКИ Я считаю, что в ближайшее время СШНУ снова станут очень востребованными. В «Татнефти» принята большая программа по замене установок центробежных насосов с дебитами до 80-125 м3 в сутки на штанговые насосные установки. В компании посчитали, что так будет эффективнее с точки зрения энергетики и намного эффективнее с точки зрения затрат на подземный ремонт и всех остальных видов затрат. Видимо, в некоторых случаях нужно будет и в Западной Сибири возвращаться к эксплуатации скважин штанговыми насосами. Там, где это будет давать технико-экономический эффект. Основные направления совершенствования СШНУ следующие: • использование длинноходовых механических и гидравлических приводов СШНУ; • создание длиноходовых, дифференциальных, высоко- и малодебитных насосов; • создание установок для одновременнораздельной эксплуатации; • создание высокопрочных штанг для условий форсированных отборов нефти (в том числе канатных); • создание НКТ с внутренним покрытием.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПРИВОД Одна из интересных выпускаемых сегодня систем для СШНУ — система с гидравлическим приводом (см. «Гидропривод с использованием НКТ в качестве уравновешивающего груза»). Однако при всех преимуществах по энергоэффективности и прочим факторам, гидропривод сегодня имеет ряд недостатков. Это утечки рабочей жидкости, низкая надежность уплотняющих элементов и насоса гидропривода, необходимость регулярного контроля обслуживающим персоналом и, в целом, сложная и дорогостоящая конструкция.

ДЛИННОХОДОВЫВЕ УСТАНОВКИ Еще одна разработка — так называемые длинноходовые скважинные насосные установки (ДСНУ), или приводы штанговых насосов. Колонна штанг перемещается с помощью каната, троса или ленты, ремня или цепи, намотанных на барабан, реверсивно вращаемый электродвигателем через редуктор или с приводом от гидромотора. В своей нише они дают очень высокий технико-экономический и энергетический эффект. Различают низкопрофильные (шурфовые, не применимые в наших климатических условиях) и башенные (мачтовые) ДСНУ. Мачтовые ДСНУ отличаются длиной хода до 10 и более метров (см. «Длинноходовые насосные установки»). Длина хода полированного штока составляет до 10 метров, система полностью уравновешена, контргрузы определяются по известным методикам, и мощность двигателя в этом случае примерно в 1,5 раза меньше, чем мощность ПЭД УЭЦН под те же самые параметры работы, особенно при дебитах до 150 м3/сутки. Длинноходовые насосные установки могут использоваться также и для проведения подземного ремонта. Вместо подвески полированного штока подвешивается крюк, на который подвешивается штанговый элеватор, при помощи которого штанговый вставной насос поднимается без необходимости работы агрегата подземного ремонта. Перспективны ДСНУ и для применения в метановых скважинах: высокий КПД, возможность широкого ре№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Относительная скорость ТПШ, доли ед.

Сравнение скорости движения штанг при использовании разных видов приводов 1 0,5

Время цикла, доли ед.

0 0,2

0,4

0,6

0,8

-0,5 -1 Станок–качалка

Цепной привод

Использование канатных штанг 2

1 – привод 2 – канат для проведения ПРС 3 – полый полированный шток 4 – оборудование устья скважины

ЦЕПНЫЕ ПРИВОДЫ

6 – захват каната 7 – вставной насос 8 – НКТ с замковой опорой 5

6 7 8

14 №3/2010

гулирования подачи, возможность работы с высоко газированными жидкостями (до 50%), возможность сокращения затрат на дополнительное оборудование (для проведения ПРС). Высокий КПД достигается за счет постоянной скорости перемещения на большей части хода плунжера, а также за счет того, что уменьшается относительный объем мертвого пространства. В свое время в Оренбурге достаточно широко применялась система длинноходовой глубиннонасосной установки, в которой приводом служил барабан, а насосная часть представляла собой сваб, который ходил по насосно-компрессорным трубам (см. «Длинноходовая глубиннонасосная установка»). Длина подъема подъема сваба могла составлять от 50 до 300 метров. Напор таких систем мог быть достаточно большим при небольших дебитах. И наоборот, можно было использовать установку для очень высокого дебита даже при достаточно больших значениях динамического уровня — 1000-1200 метров. Насосы этого типа могут целенаправленно использоваться для откачки высоковязких жидкостей и газожидкостных смесей, но часто оказываются неэкономичными по энергетическим характеристикам.

ДСНУ положили начало новому классу безбалансирных приводов с редуцирующим преобразующим механизмом (РПМ) с гибкими звеньями. В качестве замкнутых гибких звеньев применяются приводные роликовые цепи, в связи с чем этот тип приводов и получил название «цепные приводы» (см. «Применяемые типы цепных приводов»). Главная особенность этого типа привода в том, что схема РПМ позволяет увеличить длину хода цепного привода без резкого увеличения его металлоемкости. При этом обеспечивается очень длинный ход штока при постоянной скорости, а значит, очень хороший коэффициент наполнения штангового насоса и увеличение коэффициента подачи (см. «Сравнение скорости движения штанг при использовании разных видах приводов»). Следовательно, увеличивается КПД установки в целом. Можно

инженерная практика Преимущества канатных штанг Динамические нагрузки, кН

Коэффициент подачи насоса

1,0

Штанги Канат

Штанги 10

Канат 0,75

Число качаний, 1/мин 0

Глубина подвески насоса, м 0,5

говорить еще и о том, что такая система повышает эффективность за счет транспортабельности и в основном за счет заводской готовности для эксплуатации. Замеры с помощью узлов коммерческого учета электроэнергии показали на 33% более высокую энергоэффективность цепных приводов по сравнению со станками-качалками и на 50% более низкое энергопотребление при дебитах до 80 м 3 /сут. в сравнении с УЭЦН.

КАНАТНЫЕ ШТАНГИ Еще одним решением в области СШНУ, которое может привести к снижению нагрузок и снижению энергопотребления, может служить применение канатных штанг (см. «Использование канатных штанг»). В конце 1980-х годов были созданы такие системы, они прошли межведомственные испытания и были приняты Министерством нефтяной промышленности в 1991 году к серийному производству. Министерство выделило деньги на приобретение канатовьющих машин в Германии и для оснащения этими канатовьющими машинами Харцызского сталепроволочно-канатного завода. Однако, после распада СССР об этой системе на многие годы забыли, но недавно оказалось, что не все. За рубежом об этой системе помнили, и сегодня, например, в Норвегии даже на морских промыслах используются канатные штанги точно такой же конструкции. Наружный диаметр канатов — 20 мм, разрывное усилие — 46-48 тонн, удлинение по сравнению с обычной штангой больше всего на 15%. Преимущества — отсутствие муфт и налипания парафина, невозможность протирания колонны НКТ и самих канатных штанг, меньшая масса, меньшие инерционные и вибрационные нагрузки, меньшие силы трения штанг о колонну НКТ и о вязкую жидкость. Кроме того, использование канатных штанг обеспечивает ускорение ПРС и уменьшения затрат энергии (см. «Преимущества канатных штанг»).

750

1500

1750

2000

ШВН С ПОВЕРХНОСТНЫМ ПРИВОДОМ Сегодня существует возможность использовать ШВН с поверхностным приводом не только в вертикальных, не только в наклонных скважинах, как это делается в Канаде и в Венесуэле, но и в скважинах с большим темпом набора кривизны (см. «Штанговый винтовой насос с поверхностным приводом»). Преимущество таких установок состоит в высоком КПД. При небольших дебитах (до 100 м3/сут.) КПД этих установок намного выше, чем КПД УЭЦН и СШНУ, поскольку отсутствуют клапанные узлы, отсутствует вредное мертвое пространство и т.д. Отсутствуют системы уравновешивания, потому что идет постоянное вращение приводного вала, которым являются штанги, и соответственно, уравновешивать здесь ничего не надо. В данном случае отсутствует проблема центровки приводной системы, но иногда появляется проблема раскачивания устья скважины. Систему необходимо укреплять. И, наконец, последнее преимущество ШВН с поверхностным приводом заключается в простоте изменения подачи практически без изменения напора.

ПОКРЫТИЯ НКТ Многие скважинные насосные системы забиваются отложениями солей, парафинов и т.д. Естественно, это приводит к тому, что уменьшается возможность прокачки потока жидкости, увеличиваются гидравлические потери, снижается общий КПД. Есть много разных возможностей по изменению этого положения вещей. Один из интересных вариантов — внутреннее силикатное эмалевое покрытие НКТ. Покрытие этого типа очень хорошо сопротивляется ударам, достаточно просто наносится. При экономичной модели производства и ценовой политике экономическая и энергетическая составляющая использования НКТ с силикатным покрытием не вызывает никаких сомнений. №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Штанговый винтовой насос с поверхностным приводом

Зажим устьевого сальникового штока Защитное ограждение ремня Привод патентованный с пустотелым валом Подшипники имеются для 3 диапазонов нагрузки Встроенный тормоз обратного вращения Мотор 5-75 л.с. Разъемный узел установкии уплотнения в устье скважины

СИСТЕМЫ ППД

Переходники к устью скважины и лифтовой колонне, соответствующие российским стандартам

Стандартный или прямой привод колонны насосных штанг

Ротор из нержавеющей стали или хромированных сплавов Эластомер статора из различных материалов для совместимости с жидкостями и абразивоустойчивости Штифт Анкеры, если требуются 16 №3/2010

Для многих добычных систем КПД, конечно, важен, но может и не являться самым главным фактором. Наработка на отказ иногда обеспечивает возможность работы тех или других систем даже при низком КПД с минимально возможными эксплуатационными затратами. Совершенно по-иному дело обстоит в системах ППД. Применение старых испытанных систем типа ЦНС говорит о том, что здесь есть очень большой резерв повышения энергоэффективности. В частности, только повышение гладкости поверхности рабочих колес направляющих аппаратов, которые используются в этих системах, позволяет повысить коэффициент полезного действия на 3-8%. При мощности приводного двигателя в 1000-1500 кВт эти проценты складываются в очень и очень приличную сумму. Поскольку работает таких систем очень много, то общий эффект может быть очень значительным (см. «Влияние шероховатости поверхности каналов центробежного насоса на КПД»). Так, например, шероховатость поверхности в 60 мкм может быть обеспечена нанесением покрытия на литье. В то же время уже через 2-3 месяца после начала эксплуатации незащищенные поверхности обретают шероховатость на уровне 360 мкм. Существуют стандартные камеры для нанесения порошка, который, расплавляясь на поверхности детали, обеспечивает необходимую чистоту поверхности и защиту от коррозии и эрозии. Затраты мощности на этих системах очень незначительные. Кроме того, можно использовать изначально рабочие колеса из полимерных материалов с чистотой поверхности 30-60 микрон. Конечно, необходимо говорить и о том, что могут для ППД использоваться и другие варианты насосов, имеющих более высокие энергетические характеристики (повышенные КПД) или совершенно иные системы распределения потоков воды (индивидуальные насосные установки вместо кустовых), в которых снижаются непроизводственные потери энергии.

Экспертный совет по механизированной добыче Гор. линия: +7 (929) 613-4017

Тел./факс: +7 (499) 270-5525

seminar@pump-sovet.ru

www.pump-sovet.ru

УЧЕБНО-ПРАКТИЧЕСКИЙ СЕМИНАР

Системы мониторинга и управления для механизированного фонда скважин 14-15 сентября 2010 года, гостиница «Самотлор», г. Нижневартовск В рамках Семинара доклады от экспертов и производственников будут чередоваться с обсуждением практических задач, проблем и технологических нюансов в узком кругу заинтересованных профессионалов. Семинар рассчитан на аудиторию из числа ведущих технологов, технологов цехов добычи нефти и газа, руководителей и специалистов ПТО добычи нефти, отделов внутрискважинных работ, разработки НГМ. • Центр управления разработкой месторождений (ЦУРМ) РГУ нефти и газа им. Губкина — описание, реализованные этапы, перспективы развития. • Системы управления и оптимизации механизированной добычи нефти — вчера, сегодня, завтра. • Системы мониторинга механизированного фонда скважин — описание, преимущества, опыт внедрения. • Системы поддержки принятия решений — анализ накопленного опыта, преимущества и недостатки. • Центры удаленного мониторинга — описание, опыт эксплуатации, перспективы развития. • Обмен опытом эксплуатации «интеллектуального» оборудования. • Разработка, производство и применение систем мониторинга и управления механизированным фондом скважин. • Обмен опытом по внедрению систем мониторинга и управления механизированным фондом скважин. По всем вопросам об участии в семинарах и подготовке выпусков «Инженерной практики» по их итогам, пожалуйста, обращайтесь к Елене БЕЛЯЕВОЙ.

Горячая линия: +7 (929) 613-4017 E-mail: seminar@pump-sovet.ru ООО «Издательство «Энерджи Пресс» Тел./факс: +7 (495) 371-0174, (499) 270-5525, (929) 613-4017 ПОДРОБНОСТИ, РЕГИСТРАЦИЯ: WWW.PUMP-SOVET.RU

Энергоэффективность добычи нефти

ПРИВАЛОВ Сергей Николаевич Главный энергетик — начальник отдела ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

рупнейшее дочернее добывающее Общество НК «ЛУКОЙЛ» — ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» эксплуатирует гигантскую систему производственных мощностей, ежегодно потребляя около 9 млрд киловатт-часов электроэнергии. При этом с повышением тарифов на энергию доля энергозатрат в себестоимости добычи нефти на предприятиях Общества уже достигла 32%, и эта цифра в среднесрочной перспективе будет только расти. По этой причине одним из приоритетов развития нефтяной компании в обозримом будущем стала реализация программы повышения энергоэффективности производства. Основной эффект планируется получить за счет модернизации технологического оборудования, развития собственных генерирующих мощностей и использования возобновляемых источников энергии.

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» осуществляет добычу нефти на 77 месторождениях ХМАО и ЯНАО, из которых 52 в настоящее время находятся в разработке, тогда как на остальных 25 ведутся геологоразведочные работы. В 2009 году Общество добыло

Распределение добычи по предприятиям ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» в 2009 г.

57 388 млн т.у.т. углеводородного сырья (см. «Распределение добычи по предприятиям ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2009 г.»). Эксплуатационный фонд скважин компании насчитывает 16 018 скважин (см. «Производственные мощности ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»). Добыча нефти и газа неразрывно связана с электроэнергетикой. Сегодня в Обществе создана развитая система передачи и распределения электрической энергии. На балансе ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» находятся 219 трансформаторных подстанций классом напряжения 35-110 кВ и установленной мощностью 2933 МВА. Имеется 5042 комплектных трансформаторных подстанций 10/6/0,4 кВ. Протяженность ВЛ-6,35 и 110 кВ насчитывает 10441,1 км, а количество используемых электродвигателей разных классов, напряжений и мощности достигает 52371 штук. Доля Общества «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» как самого крупного дочернего предприятия нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» в общем электропотреблении компании составляет 63%. В 2009 году предприятия добывающего Общества потребили 8 857 МВт·ч электроэнергии (см. «Динамика производственного потребления электроэнергии по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2008-2012 гг.»). Это несколько ниже, чем годом ранее, что связано, в частности, с мероприятиями по энергосбережению. Кроме того, при переходе на другой уровень напряжения потери в электрических сетях легли на баланс сетевых компаний. Между тем, по нашим прогнозам, уже к 2012 году потребление электроэнергии Обществом достигнет 9 млрд 223 млн кВт·ч в год.

ЗАТРАТЫ НА ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ Несмотря на выполнение мероприятий по энергосбережению, в связи с ростом тарифа на электроэнергию доля затрат на топливно-энергетические ресурсы в структуре себестоимости продукции ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» постоянно растет. По итогам первого полугодия прошлого года эта цифра 18 №3/2010

инженерная практика Динамика производственного потребления электроэнергии по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2008-2012 гг.

составила 32% (см. «Доля затрат на энергию в структуре себестоимости продукции ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»). Доля затрат на электроэнергию в себестоимости добываемой нефти у большинства нефтяных компаний в начале 1990-х годов составляла 5% и занимала 10-12 место среди всех затрат, а к концу 2008 года возросла до 15-25%, перейдя на 3-5 место и продолжив неуклонный рост в 2009 году. По прогнозам аналитиков, к концу 2010 года энергозатраты будут составлять уже 25-40% в себестоимости добываемой нефти и займут 2-3 место среди всех затрат. Такое существенное увеличение доли расходов на электроэнергию вызвано ростом нерегулируемой части тарифа, и, по всей видимости, мы увидим продолжение этой тенденции после планируемого завершения либерализации энергорынка в 2011 году.

ПРОГРАММА ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ Понимая эту ситуацию, руководство НК «ЛУК ОЙЛ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2010 году инициирует новый этап реализации программы повышения энергоэффективности, в результате которого за три года этот показатель планируется повысить на 6-8%. Принятая программа энергосбережения стала частью общего направления оптимизации затрат и предусматривает не только стандартные мероприятия организационного характера (сокращение потерь в электрических сетях, компенсацию реактивной мощности, внедрение энергосберегающих источников света), но и сокращение затрат на электроэнергию в основных процессах добычи нефти (подъем жидкости из скважин, ППД и др.). При этом в качестве приоритетных направлений по снижению потребления топливно-энергетических ресурсов в программе выделены: 1) модернизация технологического оборудования; 2) развитие собственных источников генерации на попутном нефтяном газе; и 3) развитие возобновляемой энергетики.

Доля затрат на энергию в структуре себестоимости продукции ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Производственные мощности ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» Производственные мощности

Количество, шт.

Пробуренные скважины

32301

Эксплуатационные скважины

16018

Действующие скважины

14038

Кустовые площадки

2368

Дожимные насосные станции

Цеха подготовки и перекачки нефти

Блочные компрессорные насосные станции

Нефтеперерабатывающие заводы

Установка комплексной подготовки газа

Управление по переработке попутного нефтяного газа

Газокомпрессорные станции

ВЕНТИЛЬНЫЕ ПРИВОДЫ На предприятиях нефтедобычи и нефтепереработки основная доля потребления электроэнергии приходится на насосное оборудование. Сегодня мы хорошо понимаем, что только работая совместно с технологами можно получить экономический эффект. Поэтому, в частности, программой предусмот№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Основные направления среднесрочной программы энергосбережения на 2010-2012 гг.

Модернизация насосов ППД

20 №3/2010

рено изменение технологических режимов работы оборудования. Вместе с тем самая значительная экономия будет достигнута за счет замены асинхронных двигателей на вентильные и за счет модернизации насосов системы ППД (см. «Основные направления среднесрочной программы энергосбережения на 2010-2012 гг.»). Погружные насосные установки с вентильными приводами обладают лучшими функциональными характеристиками и более высокими ресурсными и энергетическими показателями. Разработку и производство вентильных двигателей осуществляет дочернее предприятие НК «ЛУКОЙЛ» ООО «РИТЭК-ИТЦ». Для получения уточненных данных по снижению энергопотребления при замене асинхронных двигателей на вентильные в декабре 2008 года были проведены сравнительные испытания на предприятиях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фактические замеры потребления электроэнергии УЭЦВ и УЭВН с вентильными и асинхронными приводами в

инженерная практика

скважинах названных предприятий показали более низкое среднесуточное потребление электроэнергии УЭЦН и УЭВН с вентильными приводами. Экономия электроэнергии составила от 10 до 30% в зависимости от режима работы скважины. На основании полученных данных об экономии электроэнергии при использовании вентильных двигателей запланировано проведение масштабного проекта по внедрению вентильных двигателей в ТПП «Покачевнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Предполагаемый фонд скважин для оборудования вентильными двигателями составляет 646 штук или 44,9% от всего фонда скважин; предполагаемый экономический эффект — 185,9 млн рублей. Срок окупаемости инвестиций — 2,7 года.

Характеристики газопоршневых и газотурбинных электростанций Мощность, МВт

Ввод в эксплуатацию

Восточно-Толумского месторождения

2004 г.

Северо-Даниловского месторождения

2005 г.

Энергокомплекс Находкинского месторождения

5,4

2004 г.

Северо-Губкинского месторождения

2007 г.

Ватьеганского месторождения

2008 г.

Тевлинско-Русскинского месторождения

2009 г.

МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ППД

Пякяхинского месторождения

2009 г.

Самые большие затраты электроэнергии при добыче нефти приходятся на насосное оборудование систем ППД. Объем потребляемой этими узлами элек-

Каменный лицензионный участок

2011 г.

Газопоршневые электростанции

Газотурбинные электростанции

ИТОГО

237,4

№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Гидроочистка труб малого диаметра в теплообменниках котельных позволяет значительно повысить коэффициент теплообмена и, соответственно, уменьшить затраты. Ведутся ли на ваших предприятиях такие работы? Сергей Привалов: Работы по очистке трубопроводов, конечно, мы проводим. Но у нас, к сожалению, на сегодняшний день крайне мало тепловых пунктов. Сейчас мы начинаем постепенный ввод двухконтурных и трехконтурных котельных. Сегодня у нас одноконтурная система. Вопрос: Будут ли ветрогенераторы вдоль трассы трубопровода комплектоваться резервными источниками энергии? С.П.: Да, мы будем комплектовать их дизельными установками на случай аварий и отсутствия ветра. Вопрос: Можно ли использовать ветрогенераторы для питания установок катодной защиты? С.П.: Да, мощность блока современной катодной защиты не превышает 300 Вт. Вполне хватает установки на 1,5 кВт. Такой опыт уже в России нарабатывается. Вопрос: Как определялись различия в энергопотреблении УЭЦН и УЭВН с асинхронными и вентильными ПЭД? С.П.: Это делалось методом фактических замеров по равноценным двигателям на скважинах. На одних и тех же скважинах поочередно на месяц спускались асинхронные и вентильные двигатели и замерялось энергопотребление по счетчикам.. 22 №3/2010

троэнергии составляет около 35% от всего производственного потребления. Подготовка проекта модернизации насосов ППД Общества осуществлялась совместно с фирмой Sulzer Pumps Ltd, оборудование которой отличается высоким качеством и надежностью, о чем свидетельствуют результаты его эксплуатации на наших месторождениях. Сотрудники компании Sulzer провели обследование насосных станций в ТПП «Когалымнефтегаз» и ТПП «Покачевнефтегаз» и подготовили расчеты возможного экономического эффекта от модернизации насосов ППД. Согласно полученным данным, установленные в настоящее время насосы ЦНС для закачки воды и поддержания пластового давления имеют низкий КПД (63%), низкую наработку на отказ (в среднем 8000 рабочих часов). Материалы корпусных деталей насосов в силу свойств закачиваемой воды быстро изнашиваются и требуют замены. Кроме того, насосы с подшипниками, смазываемые перекачиваемой средой, не подходят для закачки воды в пласт и требуют конструктивного изменения на подшипники со смазкой маслом. В результате модернизации систем ППД планируется достичь снижения общего энергопотребления на 30 млн кВт·ч в год, а также обеспечить существенное увеличение эксплуатационной долговечности насосов (см. «Модернизация насосов ППД»).

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПНГ ДЛЯ ГЕНЕРАЦИИ По официальным данным, ежегодно на факелах в России сгорает 20 млрд м3 попутного нефтяного газа (ПНГ). И мы понимаем, что таким образом сгорает готовое топливо для выработки как тепловой, так и электрической энергии. Программа развития собственных источников генерации позволяет ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь», во-первых, обеспечить исполнение требований лицензионных соглашений с доведением уровня использования нефтяного попутного газа до 95%; вовторых, повысить энергобезопасность, снижая энер-

инженерная практика Доля различных источников энергии в производстве электроэнергии в мире

годефицит электрической мощности и вырабатывая электроэнергию по цене ниже тарифа сетевых компаний; в-третьих, предотвратить загрязнение окружающей среды продуктами сгорания факельного газа, что позволяет снизить уровень штрафных санкций за выбросы загрязняющих продуктов сгорания. До 2007 года компания «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» эксплуатировала всего три собственных газопоршневых электрических станции (ГПЭС) с установленной мощностью машин 43,4 МВт. Начиная с 2007 года Общество реализует программу развития источников собственной генерации на базе газотурбинных электрических станций (ГТЭС). Была выполнена реконструкция с увеличением мощности ГТЭС Северо-Губкинского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз», и уже в 2008 году введена в эксплуатацию ГТЭС 72 МВт Ватьеганского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз». В 2009 году введены в опытно-промышленную эксплуатацию ГТЭС 48 МВт Тевлинско-Русскинского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» и ГТЭС 24 МВт Пякяхинского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз». В настоящее время ведутся работы по осуществлению проекта ГТЭС 36 МВт на Каменном лицензионном участке ТПП «Урайнефтегаз» с расширением до 48 МВт. Проектирование находится в заключительной стадии с планируемым началом строительства в 2010 году и вводом в эксплуатацию в 2011 году (см. «Характеристики газопоршневых и газотурбинных электростанций»). Основное энергосиловое оборудование ГТУ-12П Общество уже приобрело. И надо отметить, что все ГТЭС строятся на оборудовании российских производителей. При планируемом потреблении электроэнергии в 2012 году в объеме 9 223 112 тыс. кВт·ч собственная выработка электроэнергии в ООО « ЛУКОЙЛЗападная Сибирь» составит 1 379 704 тыс. кВт·ч, или 15% от общего потребления электроэнергии (см. «Динамика производства и потребления электроэнергии по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2008-2012 гг.»).

Динамика производства и потребления электроэнергии по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2008-2012 гг.

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ Сегодня доля производимой из возобновляемых источников энергии составляет в мире всего 3,4% (см. «Доля различных источников энергии в производстве электроэнергии в мире»). Однако, несмотря на доминирующую роль углеводородного топлива в производстве электроэнергии (67%), его запасы снижаются, что требует замещения другими видами топлива. Многие страны разработали программы энергоэффективности, «споткнувшись» о нефть, и опыт высокоразвитых стран показывает, что проблемы энергодефицита можно и нужно решать за счет возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Инвестиции США в строительство электростанций на ВИЭ в 2008 году составили $120 млрд (см. «Инвестиции в строительство электростанций на ВИЭ»). А общая мощность электростанций на ВИЭ на начало 2009 г. достигла 280 ГВт. Очевидно, что роль возобновляемой энергетики год от года будет расти. Для России возобновляемая энергетика является новым направлением, и оно не нашло пока у нас широкого распространения в отличие от других стран. На сегодняшний день в России доля ВИЭ в первичном производстве энергии составила около 2%, а в производстве электроэнергии — около 1%. В настоя-

Инвестиции в строительство электростанций на ВИЭ (без учета больших ГЭС), $ млрд

№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Программа сбережения теплоэнергии на 2010-2014 гг.

энергии, и прорабатывает варианты реализации пилотных проектов. щий момент в стране работают ТЭС на биотопливе, малые ГЭС и геотермальные электростанции. Ориентиром для прогнозирования роста мощности электростанций, работающих на возобновляемых источниках энергии в России, является Распоряжение Правительства РФ 1-р от 08.01.2009 г., где были установлены основные направления политики по использованию ВИЭ на период до 2020 г. и определена доля ВИЭ в энергетическом балансе России, которая должна увеличиться до 4,5% в 2020г. Однако для строительства ветровых и солнечных электростанций, аналогичных тем, что работают в Европе, США, Китае и Индии, необходима серьезная поддержка со стороны государства. Учитывая, что в стратегии развития Компании важное место занимает обеспечение экологической безопасности, снижение воздействия на природу и применение инновационных энергосберегающих технологий, было принято решение о начале работ в этой области. С учетом географии бизнеса Компании и наличия потенциала ВИЭ, стоимостных показателей и надежности оборудования в качестве приоритетных видов ВИЭ в настоящий момент рассматриваются гидро- и ветроэнергетика, а также солнечная и геотермальная энергетика. Компания осуществила несколько практических шагов в области возобновляемой энергетики и реализовала пилотные проекты. Две новые АЗС в Сербии оснащены фотоэлектрическими станциями мощностью 4 кВт каждая. ФЭС выдает в сеть всю электроэнергию, которая оплачивается по специальному тарифу. Несмотря на отсутствие законодательной поддержки таких проектов в России, в сентябре 2009 года сдана в эксплуатацию первая АЗС Компании, оснащенная фотоэлектрической станцией мощностью 10 кВт, расположенная в Красной поляне. В настоящее время ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» рассматривает возможности использования ВИЭ, исходя из местных условий и наличия соответствующего потенциала источника возобновляемой 24 №3/2010

СБЕРЕЖЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Всего на балансе Управления теплоснабжения (УТС) ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» находится 102 котельных. Большинство котельных отработали свои нормативные сроки эксплуатации и требуют замены. Установленная мощность котлов значительно превышает подключенную нагрузку, что в свою очередь снижает коэффициент использования и, как следствие, ведет к росту затрат на эксплуатацию оборудования. В этой связи Общество «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2009 году разработало программу по снижению затрат на выработку тепловой энергии собственными котельными на период 2010-2014 гг. (см. «Программа сбережения теплоэнергии на 2010-2014 гг.»). Программа предусматривает автоматизацию 43 котельных и включает в себя два этапа: 1) снижение затрат за счет увеличения коэффициента использования котельного оборудования (консервация); 2) внедрение автоматизированных котельных. При исполнении программы внедрения автоматизированных котельных планируется: 1. Сократить затраты на производство тепловой энергии в объеме 86158 тыс. руб. 2. Увеличить выработку тепловой энергии на одного работающего с 885 Гкал до 1098 Гкал. 3. Уменьшить количество обслуживающего и оперативного персонала на 289 человек (с 1494 до 1205). 4. Снизить себестоимость 1 Гкал тепловой энергии с 2740,9 до 1606,3 руб.

ПЛАНИРУЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ По среднесрочной программе 2010-2012 гг. ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» планирует инвестировать в энергосберегающие технологии 1 362,5 млн рублей. При этом экономия электроэнергии составит 110,5 млн кВт·ч, а экономический эффект — 416,1 млн рублей.

Энергоэффективность добычи нефти

ТАРАСОВ Виталий Павлович Главный специалист ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЙ ДИЗАЙН УЭЦН прошлом году в ОАО «ТНК-ВР» стартовал масштабный проект повышения энергоэффективности производства. Важной его частью стала оптимизация подбора скважинного оборудования — реализация идеи «энергоэффективного дизайна». Проект включает в себя организацию всех необходимых условий (включая регламенты, обучение специалистов и т.д.) для спуска в скважины оборудования, скомплектованного по принципам энергосберегающего дизайна, и мониторинг параметров его работы, а также создание системы мониторинга энергопотребления. В настоящее время проект реализуется в двух добывающих предприятиях ОАО «ТНК-ВР». Внедренные регламенты и мероприятия уже позволяют судить об эффективности выбранной стратегии.

Наибольшая доля производственных энергозатрат предприятий ОАО «ТНК-ВР» приходится на подъем скважинной жидкости на поверхность, то есть на механизированную добычу (см. «Распределение потребления электроэнергии по производственным процессам»). В 2009 году в компании стартовал проект повышения энергоэффективности производства, призванный сократить эти затраты с конечной целью снижения себестоимости добычи нефти. Проект включает в себя следующие этапы: • выполнение энергосберегающих дизайнов по отказавшим УЭЦН; • анализ потерь в кабельных линиях, оптимизация распределения кабеля по сечению, рекомендации по корректировке заявки на закупку; • анализ гидравлических потерь в НКТ по высокопроизводительным скважинам, рекомендации по корректировке заявок на закупку; • создание системы учета и выявления скважинкандидатов на снижение энергопотребления; • создание системы мониторинга энергопотребления; 26 №3/2010

• создание регламента по выполнению энергосберегающего дизайна ЭЦН и ШГН. Непосредственной задачей пилотного проекта стало повышение энергоэффективности эксплуатации 300 скважин каждого из двух вовлеченных в проект целевых дочерних обществ (ЦДО). Такое число скважин было выбрано потому, что фонд скважин, на котором скважинное оборудование работает вне пределов рабочей зоны установок, составляет порядка 20%. На части этих скважин планировался ремонт по причине отказа оборудования, и именно в этих случаях (около 10% от общего фонда) мы могли внедрять энергоэффективный дизайн. Таким образом, 300 скважин — это 10% от средней численности скважин каждого из участвовавших в проекте предприятий. Одним из главных механизмов выполнения поставленной задачи было обучение персонала, задействованного в подборе скважинного оборудования. В этой связи перед началом основных работ мы решили провести обучение технологического персонала ЦДО приемам составления дизайна с помощью специализированных программ — SubPump, «Автотехнолог» и Neosel-Pro. Поскольку существенных различий в интересовавшем нас отношении между названными программами не существует, мы в каждом случае использовали ту программу, которая наиболее привычна для данного добывающего общества.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ Чтобы подобрать скважины для внедрения энергоэффективного дизайна, нужно ответить на вопрос, какой фонд скважин работает вне своих рабочих характеристик в левой или в правой зоне? Иным словами, должен производиться мониторинг и выявление скважин с неэффективным дизайном. Говоря о «правой зоне», мы можем представить себе ситуацию, когда установка ЭЦН 800 спущена на глубину 2000 м и работает с динамическим уровнем 1000 м. Напор установки составляет 1500 м. При этом установка может поднимать 800 м3 жидкости в сутки, что номинально будет соответствовать рабочей зоне

инженерная практика Распределение потребления электроэнергии по производственным процессам

26,6%

56,7%

ЭЦН и максимальному КПД. Но будет ли это энергоэффективным дизайном? Безусловно, нет. В этом случае мы будем наблюдать слишком большие гидравлические сопротивления в НКТ, из-за того что установке приходится поднимать жидкость с 2000 м. Заглубление ЭЦН на 1000 м под динамический уровень здесь абсолютно нелогично. И таких случаев достаточно много. У «левой зоны» свои особенности. Например, если ЭЦН 25 подает на поверхность 17-16 м3/сут, то хорошо это или плохо? Казалось бы, это левая зона и здесь необходимо произвести правильный подбор насоса. Но для уверенности мы должны посмотреть тот дебит, который проходит непосредственно через насос. И, как показывает опыт, этот дебит всегда будет больше. Насколько он будет больше, будет зависеть от газового фактора, от обводненности, от объемного коэффициента нефти, который быстро рассчитать в первом приближении не всегда представляется возможным. В целом причины того, что скважины работают в неоптимальных рабочих зонах и с неоптимальным энергопотреблением, мы выявили для себя следующие. Во-первых, это неэффективный дизайн подземного оборудования. Во-вторых, наличие СКИН-фактора в малодебитных скважинах. В этом случае коэффициент продуктивности снижается и приходится заглублять установки, увеличивая тем самым энергозатраты на их эксплуатацию. Третий фактор — применение устаревших и низкоэффективных технологий. Не всегда мы идем в ногу со временем. Бывает так, что приходится исходить из имеющегося в наличии оборудования. А оно не всегда оказывается передовым. К сожалению, у железа есть свой предел и вечного двигателя создать нельзя. Тем не менее процесс управления этим железом достаточно многогранен, и мы должны его совершенствовать. Наконец, четвертая причина заключается в недостаточной мотивации технологического персонала предприятий. Не секрет, что во главу угла всегда ставилась добыча и должного внимания энергопотреблению не уделялось. Поэтому, чтобы исключить риски потерь в дебите, технологи зачастую перестраховыва-

6,7% 5,1% 1,3% 1,2% 2,3% 0,2%

Добыча жидкости механическим способом Закачка воды Подготовка и транспорт нефти Компремирование газа Транспорт газа Водозабор Прочие производственные нужды Административноуправленческие расходы

лись, спуская ЭЦН под интервал перфорации, создавая большие напоры, выводя работу установки за правую границу. Исходили из принципа «лучше мы добудем больше сейчас». На режимы работы не смотрели и на энергопотребление тоже. Из всего перечисленного мы особенно эффективно можем влиять на мотивацию технологического персонала, и этот процесс уже запущен, люди мотивированы. И мы можем повлиять на создание эффективного дизайна. На оборудование мы не можем влиять так сильно, как хотелось бы, и СКИН-фактор тоже не всегда от нас зависит.

ПРИЧИНЫ НЕЭФФЕКТИВНОГО ДИЗАЙНА ОБОРУДОВАНИЯ В чем же причина неэффективного дизайна? На данный момент отсутствует регламент по выполнению энергосберегающего дизайна ЭЦН и ШГН, в связи с чем технологический персонал до конца не понимает, как правильно подбирать установки. Также имеет место неподготовленность и недостаточная квалификация технологического персонала. Как уже было сказано выше, в этой части мы уже взяли на себя определенные обязательства. Отсутствие системы комплектации УЭЦН к конкретной скважине составляет вторую причину. Часто бывает, что на момент отказа по скважине в наличии есть подходящая установка, но ее напор на 100-200 м больше, чем нам бы хотелось, а на разукомплектацию оборудования, которое уже пришло, руководство и подрядчики охотно идут далеко не всегда. Нет практики комплектации УЭЦН согласно оптимальному дизайну к конкретной скважине: с необходимым количеством ступеней, оптимальной мощностью ПЭД и сечением кабеля. Как это происходило раньше и все еще происходит во многих местах сегодня? Базы на основе номинальных характеристик дебита и мощности ЭЦН по собственному усмотрению комплектуют установки ПЭДами, не зная, в какой зоне будет работать установка, не зная плотность перекачиваемой жидкости, не зная показателей обводненности. №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти ЭЦН

Нсп, м

Мощность ПЭД, кВт

Потребляемая мощность, кВт·ч

Ток, А

Сечение кабеля

Потери в кабеле, кВт·ч

Затраты на электроэнергию, тыс. руб. в год

Существующий

5А-400-1550

1840

140

141,6

46,3

3х25

13,9

1 910

Энергосберегающий

5А-500-750

1100

95,9

32,4

3х25

4,2

1294

740

45,7

9,7

616

Дизайн

Разница

При сохранении заданного дебита жидкости за счет уменьшение напора насоса, глубины спуска и мощности ПЭД сокращены затраты на электроэнергию на 32%

Пример №1: Выполнение энергоэффективного дизайна методом оптимизации

да, в то время как увеличение габарита установки служит одним из методов повышения их КПД. Даже ЭЦН 25 сегодня создаются в 5-м и 6-м габаритах. Конечно, в этом случае речь идет об увеличении технологического габарита по колонне, но зачастую мы в 168-ю колонну можем спустить двигатель габаритом 103 мм. И двигатель меньшего габарита будет иметь меньший КПД. То же самое относится к насосу. Во всех случаях, когда у нас есть возможность спускать больший габарит, мы должны использовать этот ресурс. В то же время именно от этих характеристик в значительной степени зависит энергопотребление. В итоге, как правило, берется двигатель с большим запасом мощности. А ведь в ближайшее время мы будем платить и за реактивную мощность тоже. И, конечно, недозагруженность насоса приводит к работе двигателя с низким КПД. До недавнего времени отсутствовала система закупки оборудования по критерию максимальной энергоэффективности. То есть учитывалось исполнение насоса по критериям износостойкости, коррозионостойкости, характеристики QH насоса, а на КПД насоса, двигателя и других узлов не обращалось должного внимания. С этим же связано отсутствие достаточного количества кабеля большого сечения и НКТ большего диаметра. Очень часто приходится сталкиваться со случаями, когда ЭЦН 800 спускаются с НКТ 2,5 дюйма и кабелем с сечением 16 мм при очень больших токовых нагрузках и большой мощности спущенного двигателя. Как правило, на базах отсутствует достаточное количество ПЭД с малым шагом по мощности. Это обычно касается маленьких размеров установок, например, ЭЦН25. Такие установки в условиях небольшого напора можно комплектовать двигателем мощностью 16 кВт, тогда как зачастую в наличии есть только ПЭД с минимальной мощностью 20 кВт. Так произвели закупку. А далее уже идут мощности 24 кВт, 28 кВт, 32 кВт и т.д. Это тоже влияет на cosφ и КПД двигателя. Следующее обстоятельство — отсутствие достаточного количества ЭЦН и ПЭД большего габаритного ря28 №3/2010

ПРИНЦИПЫ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО ДИЗАЙНА В первую очередь дизайн не должен приводить к снижению установленной геологической службой уровня добычи жидкости. В свое время высказывалось мнение, что если мы будем экономить электроэнергию, то потеряем в добыче. Это не так. При правильном подборе, при правильном расчете никаких потерь в добыче не будет. Создается 3-4 варианта дизайна и выбирается наиболее эффективный. В выборку попадает только оборудование с максимальным КПД, и его работа проектируется именно под точку максимального КПД. С точки зрения энергопотребления, в точке максимального КПД наработка по установке будет всегда максимально возможной. Загрузка двигателя обеспечивается на уровне 8090%. Значение cos φ высокое: 0,8-0,84, и, соответственно, КПД двигателя — 85%. Максимальное снижение потерь в кабеле достигается путем увеличения его сечения и снижения глубины спуска оборудования. Заглублять установки по динамический уровень в стабильно работающих скважинах мы рекомендуем в пределах 150-300 м, тем самым мы не увеличиваем гидравлические потери и снижаем потери в кабеле. Следующий принцип — выбор ПЭД с максимальным возможным напряжением и минимальным током. И, наконец, в ряде случаев мы рекомендуем отказываться от использования дополнительных газосепараторов и обратных клапанов.

инженерная практика Пример 2: Повышение энергоэффективности методом увеличения загрузки ПЭД Номин мощнность ПЭД, кВт

Коэфф. загрузки ПЭД

КПД ПЭД

Коэфф. раб. мощн.

Потр. мощность, кВт-ч

Затраты на электроэнергию, тыс. руб. в год

Существующий

110

70,9

83,4

0,759

97,2

1311,3

Энергосберегающий

86,7

84,6

0,802

93,9

1266,7

Разница

-20

15,8

1,2

0,043

-3,3

-44,6

Дизайн

Для всего модельного ряда ЭЦН от 50 до 250 м3/сут. используются одни и те же типы газосепараторов. Потребление мощности узлом во всех случаях также будет одинаковым — примерно 1,5-2 кВт. Поэтому, отказавшись от использования газосепаратора в тех случаях, когда в них нет большой необходимости, мы не только повысим наработку по скважинам (в частности, за счет меньшего солеотложения), но и не потеряем добычу. Газосепаратор — это дополнительный источник и гидравлического сопротивления. В отношении обратного клапана есть идея создания его конструкции с меньшими гидравлическими потерями. Кроме того, некоторые предприятия уже отказываются от использования обратных клапанов по другим причинам.

ЭЦН работал за пределами оптимальной зоны с завышенным напором (см. «Пример №1: Выполнение энергоэффективного дизайна методом оптимизации»). Расчет подтвердил, что если мы спустим на эти 470 м3/сут. ЭЦН-500 с большим КПД и приподнимем установку на глубину 1100 м, то это позволит нам снизить напор установки до 750 м. Соответственно и мощность двигателя мы сможем снизить до 90 кВт. Рабочий ток снизится очень значительно. Сечение кабеля мы не меняли, но уже только за счет насоса или снижения гидравлических потерь мы по скважине сэкономили 45 кВт·ч. Как видно из таблицы, экономия в год составила 616 тыс. рублей. Получается, что разница в 45 кВт снизила энергопотребление на 32%.

ПРИМЕР №1

ПРИМЕР №2

В одном из рассматриваемых случаев в скважину на глубину 1840 метров был спущен ЭЦН 5А-400-1550 с ПЭД-140 кВт на НКТ 73 мм и кабеле 3х25 мм. Режим работы — Q=470 м3/сут., Нд=760 м. Понятно, что скважина работала неэффективно, с низким КПД: анализ с использованием программы SubPump показал, что

Тогда как в первом примере повышение энергоэффективности было обеспечено увеличением КПД насоса, во втором случае мы будем говорить об увеличении КПД двигателя. Приводом ЭЦН-5А-250-1600 служил ПЭД-110-117. Чем больше загрузка двигателя, тем больше его cosφ и КПД (см. «Пример 2: Повышение энергоэффективности методом увеличения загрузки ПЭД»). Расчет же показал, что загрузка была низкая и cos φ был тоже низкий. То есть мы неэффективно эксплуатировали установку. Анализ в программе SubPump показал, что, спустив двигатель мощностью 90 кВт, мы поднимем загрузку ПЭД до 87%, а КПД двигателя увеличится на 1,2%. В результате снижаем затраты электроэнергии на 3,5%, а экономический эффект составит 44 тыс. рублей в год.

Направленность выполненных энергосберегающих дизайнов по ОАО «Самотлорнефтегаз» на 01.02.10

РЕЗУЛЬТАТЫ ПО ПРЕДПРИЯТИЯМ К настоящему моменту мы можем уже говорить о первых результатах реализации проекта на двух предприятиях. В одном из них проект стартовал с 1 ноября 2009 года. В другом — с 1 декабря 2009 года. Принцип недопущения падения добычи при проведении энергоэффективного дизайна был успешно со№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Направленность выполненных энергосберегающих дизайнов на втором предприятии

блюден. В отдельных случаях был даже зафиксирован прирост добычи. В первом случае всего было выполнено 75 дизайнов. Суммарное энергопотребление снизилось на 22128 кВт·ч в сутки, а удельное энергопотребление на куб добываемой жидкости — с 9,6 до 7,4 кВт·ч. В денежном выражении экономия составляет 1 300 000 руб. Если проанализировать, на что были направлены дизайны по этому предприятию, то видно, что на 43 скважинах мы получили максимальный эффект снижения энергозатрат только за счет увеличения КПД насоса, что позволило снизить мощность двигателя. Удельное снижение в данном случае достигло 4,4 кВт·ч/м3 добываемой жидкости (см. «Направленность выполненных энергосберегающих дизайнов по ОАО «Самотлорнефтегаз» на 01.02.10»). На 18 скважинах мы провели целый комплекс мероприятий: как увеличение КПД насоса (и, соответственно, увеличение мощности двигателя), так и уменьшение глубины спуска. Но при этом снижение энергопотребления оказалось менее значительным — всего на 2,7 кВт·ч/м3. Еще больший комплекс мероприятий на 14 скважинах, включавший в себя также увеличение диаметра НКТ и демонтаж газосепаратора, дал снижение энергозатрат на 0,7 кВт·ч/м3. Объяснение кажущегося парадокса заключается в различных исходных характеристиках скважин. В первую группу вошли скважины с самым большим отклонением от оптимального энергопотребления. Последующие скважины изначально работали ближе к оптимальным точкам, и снижения энергопотребления в них можно было добиться только при помощи работы с каждым узлом. И даже в этом случае оно не было особенно большим. Отличие результатов реализации проекта на втором предприятии состояло в достаточно большом приро30 №3/2010

сте добычи жидкости, поскольку внедрение энергоэффективного дизайна в данном случае совпало с программой оптимизации добычи. Удельное энергопотребление, в свою очередь, удалось снизить с 9,3 до 7,4 кВт·ч/м3, что сопоставимо с показателями первого предприятия. Сам по себе прирост добычи привел к росту абсолютных цифр по потребляемой мощности на 14 328 кВт·ч. Но, если бы с новыми показателями дебита мы работали на прежнем уровне удельного энергопотребления, то абсолютная цифра оказалась бы гораздо более значительной. На втором предприятии энергоэффективный дизайн к моменту оценки провели на 104 скважинах (см. «Направленность выполненных энергосберегающих дизайнов на втором предприятии»). Экономия по этим скважинам составила 3,5 млн руб. Наибольший эффект был также получен на 20 скважинах за счет увеличения КПД насоса и сечения кабеля. На скважинах, где мы проводили целый комплекс мероприятий (снижение глубины спуска, увеличение сечения кабеля и диаметра НКТ, а также демонтаж сепаратора), результаты не были столь внушительны. И в этом случае различия тоже объясняются характеристиками скважин-кандидатов.

ТЕКУЩИЙ ЭТАП РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА К настоящему моменту реализация проекта повышения энергоэффективности значительно продвинулась. Во-первых, все скважины по двум предприятиям рассчитываются на предмет энергосбережения. Вовторых, ведется совершенствование системы мониторинга в программном комплексе «Регион-2000». Прежде эта программа работала с параметрами дебита, давления на приеме насосов, запуска установок. Сейчас эта программа модернизируется с учетом наших потребностей. В программе «Регион» заложен алгоритм расчета активной мощности. Считается все достаточно корректно, с максимальным отклонением от фактической мощности в 5%. Проблема заключается в том, что еще

инженерная практика

далеко не все скважины (только 70% фонда) входят в программу «Регион», чтобы мы могли смотреть все данные дистанционно. Это связано с оставшимися в эксплуатации устаревшими станциями управления. В дальнейшем мы сможем смотреть историю по каждой скважине и отслеживать тренд и динамику по общему и удельному энергопотреблению. Ведь при снижении подачи может происходить значительный рост активной мощности. Так как у нас будет дополнительный износ, увеличится коэффициент трения, будет возрастать осевая нагрузка. И даже если снижение дебита окажется не критичным, мы можем провести на скважине ремонт именно по показаниям энергопотребления. В настоящее время проводятся работы по замеру фактического энергопотребления с помощью прибора Fluke 434. Эта работа ведется для того, чтобы оценить, что нам все-таки показывает станция управления в сопоставлении с фактом. И первая оценка уже есть. Определен список скважин-кандидатов, оборудованных УШГН, для замены электродвигателей с номиналом 30кВт на 22кВт. С помощью специлизированных программ проводится обучение технологического персонала методам и приемам энергосберегающего дизайна. Реализуется программа по замеру гармоник при изменении режима работы скважин, поскольку каждый раз важно знать, какими будут потери в станции управления при изменении частот. Внедрена интегрированная отчетная сводка о работе подземной инфраструктуры на базе программы «Регион-2000» с экономическим блоком расчетов ( на данный момент выполнена по мехфонду и ведутся работы по ППД и ППН). При помощи этой сводки можно будет в Интернете отслеживать энергопотребление по узлам и проводить мониторинг во времени. Разрабатывается сводка анализа выполненных мероприятий с экономическим блоком расчетов, графическим и табличным выводом данных. Ведь как только мы начали этот проект, нам нужно было сразу решить для себя, как мы будем отслеживать эффективность мероприятий, которые мы выполняем. Кроме того, в

процессе своей работы мы постоянно что-то корректируем, добавляем, что-то меняем. По всему фонду скважин УЭЦН произвели сравнение фактического значения напряжения отпайки с расчетным, тем самым выявив фонд скважин, по которому необходимо проводить мероприятия по оптимизации напряжения без проведения ремонтов ПРС. Потери в таких случаях колеблются в пределах 150250 В. Это приводит к тому, что нам приходится останавливать скважины для подбора оптимального напряжения, что в конечном итоге снижает активную мощность. Между тем, на предприятиях очень неохотно идут на остановку скважин. Бывает, что это очень проблематично: можно не запустить. И надо сказать, что на одном из предприятий подбор оптимального напряжения практически совсем не делался. Сейчас весь фонд «переоптимизировать» тоже проблематично. Выявили с помощью расчетов скважины с самым неверным напряжением, и теперь ведется частичная переоптимизация. Ведутся работы по организации ремонта НКТ диаметром 89 мм. Решается вопрос о разработке методики, которая позволила бы производить расчет оптимального напряжения, чтобы исключить многократные отключения УЭЦН, как это делается сейчас. Осуществимость этой идеи на данный момент оценить пока сложно. Идея принадлежит нашему подрядчику, компании Oilpump. Именно база этой компании, не дожидаясь нового регламента, в отличие большинства остальных баз уже производит подбор ПЭД для комплектации УЭЦН по собственной оригинальной методике, что позволяет применять двигатели меньшего номинала в сравнении со стандартной схемой. В практику этот подход вошел уже более полугода назад. И уже сейчас выполнен анализ потерь в кабельных линиях и распределения кабеля по сечению, даны рекомендации по корректировке заявки на закупку. Теперь мы можем сделать экономический расчет, при каком токе нам выгоден переход на кабель большего сечения с учетом разницы энергозатрат. №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

ВЛАДИМИР ИВАНОВСКИЙ: В разговоре о компетентности технологов, я думаю, что здесь вопрос ставится, в первую очередь, не о том, знает человек или не знает что-то по своему предмету. Наверняка, знает. Дело немножко в другом. Видимо, компетентностью здесь считалось то, что раньше таким дизайном не занимались, то есть не было такого подхода, и поэтому подготовить человека к изменению деятельности, конечно, надо. И поэтому обучение, которое проводится этой группой, я считаю, очень полезно. Нужно сказать, что вообще ТНК BP отдает очень много сил и времени на то, чтобы переподготавливать своих сотрудников, и я призываю и другие компании в этом деле тоже поучаствовать. Это действительно многое дает людям, особенно когда у них очень много текучки, и они просто иногда забывают уже то, чему их учили в институте. Есть другие вопросы. Необходимо заполнять большое количество документов, заниматься, может быть, даже больше управленческой деятельностью. Поэтому не обижайтесь на то, что было здесь написано о технологах. А я, соответственно, со своей стороны буду пытаться лучше готовить студентов и выпускников.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: В одном из приведенных вами примеров ЭЦН был изначально укомплектован двигателем мощностью 110 кВт. Можно предположить, что новая система, которая пришла с завода укомплектованной именно таким образом. Вы предлагаете заменить 110-й двигатель на 90-й. А если установка откажет по заводскому браку, не проработав 365 дней? Что с гарантией? Виталий Тарасов: Да, такая организационная проблема существует. Вариантов два — либо мы просто забываем про гарантию и экономим 3 кВт·ч на кубометр жидкости, либо пересматриваем взаимоотношения с поставщиками. Реплика: Определенно, их менять надо. В.Т.: Конечно, поставщики не всегда идут навстречу. И ссылаются, действительно, на комплектацию и устаревший регламент. Реплика: Вы, как это часто бывает, говорите о недостаточной подготовленности и, что особенно обидно, о недостаточной квалификации технологов. Но вы же сами признаете, что отсутствует необходимое оборудование. Вот у нас, например, есть ЭЦН-30 и выше. Для колонн диаметром 168 мм. А дебиты при этом — до 10 м3/сут. и меньше. Реплика: Охлаждения нет, сложно. Реплика: Сложно. У нас нет оборудования, у нас нет кожухов, нет кабеля. Как правило, это 3х16 — и все. Мы ограничены в выборе. И тут «квалификация технологов». Это обидно просто. В.Т.: Я сам себя считаю технологом, и поэтому здесь я никого не хотел обидеть. Это не констатация факта, люди разные. Но периодически приходится сталкиваться просто с преступлениями, когда, например, ЭЦН 800 спускают на 1500 м при динамическом уровне 300 м, дебите 700 м3/сут. и напоре установки 1300 м. Была политика такая, что лучше добыть больше, но никак не меньше, и брать напоры с запасом, а производительности чуть поменьше. Реплика: К сожалению, технологи, приходящие из институтов, сейчас совсем не представляют, чем они будут заниматься на производстве. И какие-то моменты, начиная с уравнения Дарси и кончая более серьезными вещами, они знают очень слабо. Как правило, если ведущий технолог еще имеет к этому отношение и достаточно неплохую квалификацию, то уже его подчиненные в этом плане не являются для него серьезными помощниками и приходится их учить. И учить не просто основам какой-то программы или основам энергосберегающих технологий, а каким-то основополагающим позициям Технологи на промыслах, как правило, очень хорошо разбираются в работе с подрядчиками. Таким вот организационным моментам они очень хорошо обучены, а вот в фундаментальных знаниях и науках есть пробелы. Вопрос: Да, если вспомнить, то в 1980-е годы у технологов была очень узкая специализация, а сейчас у нас очень широкая специализация и человек занимается и тем, и тем, и тем. И вот вопрос: дополнительно будут ли введены для этого дизайна люди или нет? В.Т.: Я скажу, как это было реализовано у нас на одном из предприятий пока. Была создана отдельная группа специалистов, которой предприятие выделило лабораторию. И эта группа производила расчеты по подземному оборудованию. Руководство поручило нам провести обучение, чтобы технологический персонал на местах, в цехах мог сам производить эти расчеты. В течение года мы проводили это обучение. По прошествии года лаборатория стала заниматься уже другими вещами. Часть людей ушли из лаборатории, а оставшиеся уже не занимались подбором подземного оборудования. Этим начали заниматься в цехах. Людей не добавили. Реплика: В цеха людей не добавили, но были же образованы специализированные группы… 32 №3/2010

В.Т.: Да-да, но это до нас еще было, к этому шло. Чтобы не занимать людей из технологических служб, потому что работы выше крыши, была специально образована такая группа из двух человек. Вообще это, конечно, проблема. С технологами в цехах зачастую просто невозможно работать, потому что у них постоянные телефонные звонки, срочные дела. Кроме того, на технологов в цехах нередко возлагают несвойственные им попутные обязанности. Все-таки технолог должен заниматься механизированной добычей. Вопрос: Вы упоминаете программу «Регион-2000» по учету электроэнергии по узлам. Вы можете назвать круг лиц, которые вовлечены в работу с этой программой? И вот каким образом эти лица потом влияют на фактор потребления электроэнергии? Каким образом это происходит? В.Т.: Посредством программы «Регион» сейчас поскважинно отслеживается энергопотребление на 70% фонда. Мы можем посмотреть потребление по скважинам, информация поступает от стаций управления, либо рассчитывается по заложенному в «Регион» алгоритму и по цеху в целом, где стоят счетчики. Мы видим разницу и идем к тому, чтобы эту разницу минимизировать., т.е. повысить достоверность данных и увеличить охват замеряемости фонда скважин. Причем все это консолидировано реализовано в Интернете. Руководство может посмотреть, в правильную ли сторону мы идем, дают ли эффект проводимые нами мероприятия. А кто в этом задействован? Все специалисты, имеющие отношение к механизированной добыче. Реплика: На нашем предприятии создана рабочая группа по энергосбережению и назначен руководитель группы из состава топ-менеджмента предприятия. Раз в месяц группа собирается, и в ней задействованы службы энергетиков и все технологические службы. Производится оценка энергопотребления по цехам или объектам, вверх или вниз пошла тенденция, разбираются, почему. Также оценивают по энергосбережению, какие мероприятия выполнены, а какие нет. И оценивают фактический эффект, то есть что по факту у нас получается. Вопрос: Какой запас мощности двигателя вы соблюдаете? В.Т.: В «Автотехнологе» заложено значение 1,2, то есть 20%. У заводов-изготовителей бывают другие рекомендации. Например, для маленьких типоразмеров может браться запас 15%. И мы больше 15% не рекомендуем. Вопрос: Может ли решить проблему отсутствие у базы оптимального оборудования прокатная схема? Реплика: Вполне вероятно. База работает с тем оборудованием, которое заказчик нам предоставил. Мы работаем не по прокатной схеме, а работаем по принципу обслуживания. Поэтому вопрос, действительно, напрашивается по прокату. Возможно, он даст больший выбор заказчику. Пока нам такой возможности заказчик не предоставляет, но мы готовы. Вопрос: Например, произошла остановка скважины. Требуется время для постановки на бригаду, оперативное время — 12 часов, потом, как обычно, на подъем. Вам сделали заказ, например, за сутки. За сутки что, нельзя подготовить оптимальную установку по подаче и напору? Реплика: Если в наличии ремфонд есть,мы готовим в течение суток. Реплика: А причем здесь ремфонд? Вам, наоборот, нужно меньшее число колес поставить, а вы готовите на напор 1700 метров на всякий случай, потому что эти 1700 пойдут в любые условия. А технолог идет на поводу. Реплика: Зачастую заказчик не хочет ждать эти сутки, которые будут добавлены. Реплика: Есть график движения бригад ПРС. Мы говорим: «Есть у нас время, мы готовы предоставить установку. Нет времени — вот у нас есть установка. Выбирайте одно из двух». Вот и выбирают.

РЕК ЛАМА

ИНТЕРНЕТ-РЕГИСТРАЦИЯ НА WWW.RUSSIANOILGAS.RU УЖЕ ОТКРЫТА!

Российская Техническая Нефтегазовая Конференция и Выставка SPE по разведке и добыче

26–28 октября 2010 Москва, ВВЦ, павильон №75 O Охрана здоровья, труда и окружающей среды O Геология и геофизика O Разработка месторождений O Строительство скважин — бурение и заканчивание O Наземное оборудование, строительство и проекты O Добыча • Ведущее техническое мероприятие в области разведки и добычи нефтии газа уровня B2B: это форум, на котором обсуждают развитие технологий настоящего и будущего, обмениваются опытом решения производственных задач, инвестиций в разработку новых технологий и применения инновационных методов управления бизнеспроцессами. • Насыщенная конференционная программа под общей темой «Передовой опыт и инновационные технологии при разработке зрелых месторождений и освоении новых регионов» • Более 4000 уникальных профессиональных посетителей в 2010 году: высшее руководство компаний, инженеры и технические специалисты нефтегазовой промышленности. • Оптимальное сочетание участников мероприятия: нефтедобывающие компании (16%), поставщики оборудования для нефтегазовой отрасли (20%), сервисные компании (24%), а также компании проектировщики и буровые подрядчики. Организаторы

• Новые возможности участия в 2010 — «Инкубатор технологий»: уникальная возможность для молодых, развивающихся, инновационных компаний продемонстрировать свои разработки и применение новых технологий. • Среди участников 2010: • • • • • • •

НК Роснефть Татнефть Халлибуртон Шлюмберже ТМК ТНК-BP РИТЭК

• • • • •

Буринтех, НПП 3M АкзоНобель Бесип-Францлаб Боровичский комбинат огнеупоров • ПСК «Буртехнологии»

• Рок Флоу Динамикс • Татнефть им. В.Д. Шашина • Центр Технологий Моделирования • ЭПАК-Сервис • и многие другие!

Свяжитесь с нами сейчас, чтобы зарезервировать стенд на выставке! Тел.: +7 495 937-68-61 ext. 136, +44 (0)20 8910 7194 Факс: +7 495 937-68-62, +44 (0)20 8439 8897 Моб.: +7 926 520-04-92 E-mail: natalia.sitnikova@reedexpo.ru, nataliya.yatsenko@reedexpo.co.uk ООО «Рид Элсивер» 125009 Москва, Россия Ул. Большая Никитская, 24/1, стр. 5 Официальная публикация Спонсоры

Платиновые спонсоры W E L L

S E R V I C E

Официальный медиа-парнер

Энергоэффективность добычи нефти

ЗУЕВ Алексей Сергеевич Начальник отдела энергосбережения Управления энергетики ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

МОДЕЛЬ БЕНЧМАРКИНГА ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ля того чтобы повысить энергоэффективность механизированного фонда скважин, прежде всего, нужно понять его текущее состояние по данному показателю. Вторая исходная точка — понимание того, каким должен быть этот показатель в результате. Это обстоятельство приводит нас к понятию бенчмаркинга — сравнительного анализа энергоэффективности эксплуатации мехфонда. Реализация идеи бенчмаркинга энергоэффеткивности на программном уровне позволит корректно оценивать как энергоэффективность эксплуатации отдельных скважин, так и показатели цехов добычи и целых предприятий. Располагая таким инструментом, можно вести предметное стратегическое планирование повышения энергоэффективности и выбирать оптимальные точки приложения соответствующих мероприятий. Это направление работы должно повысить эффективность эксплуации мехфонда в ТНК-ВР минимум на 5%.

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 потреб-

Удельное потребление всей электроэнергии на тонну жидкости по отдельным предприятиям в 2009 г.

34 №3/2010

ление 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 подборе

инженерная практика Бенчмаркинг по направлению механизированной добычи нефти

сечения 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, пара-

метры 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 пе-

Алгоритм использования модели бенчмаркинга (уровень 1 — начальный)

№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Когда планируете внедрить эту систему? Алексей Зуев: В текущем году. Вопрос: Вы сказали, что планируете получать данные о фактическом удельном расходе со станции управления. Но для этого нужно установить счетчики расхода электроэнергии… А.З.: Согласен. Есть два варианта: первый — это использование текущих функциональных возможностей станций управления и второй — это установка счетчиков. Этим вопросом сейчас вплотную занимаются специалисты в СНГДУ-2. При текущем функциональном обеспечении станций управления результаты замеров сертифицированными средствами учета и данные по показаниям станции управления сходятся с погрешностью порядка 5%. Но вопрос, конечно, требует обсуждения. Возможно, в последующем придется внести и технические требования на станции управления по обеспечению определенной точности учета. Реплика: Понятно. Но, наверное, на оснащение датчиками уйдет несколько лет. И на самом деле у вас не фактический удельный будет расход, а расчетный по показателям станции управления. Но если решили, что сходимость на уровне 5% устраивает, то можно и так. Потом уже менять эту цифру. Вопрос: Нормативно-удельный расход и расчетно-удельный расход можно ведь определять на базе функций существующих программных комплексов, таких как «Автотехнолог», например. Зачем разрабатывать еще один программный продукт? Владимир Ивановский: Мы предлагали сделать просто блок в «Автотехнологе», поскольку сейчас все равно создаем блок по определению энергоэффективности работы оборудования. Но у ТНК-ВР, как мы понимаем, есть задача увидеть все заложенные в алгоритм определения формулы. Вопрос: А вы не хотите раскрыть методику расчета, да? В.И.: Мы готовы. Если нам доверят, то мы будем участвовать в тендере и сделаем эту работу. А.З.: Все верно, нам важно понимать по контрольным точкам, где у нас какие цифры получаются, почему и из чего они складываются. Вопрос: Критерий эффективности в случае этой работы выражается в экономических показателях? А.З.: У нас есть задача повысить энергоэффективность по мехфонду на 5%. В.И.: Основной резерв все-таки видится в правильности подбора оборудования. А причина неправильных подборов во многом складывается из некорректно вводимых в алгоритм данных. Вопрос в ответственности технологов за неправильный подбор. 36 №3/2010

А.З.: В данном случае мы ставим задачу оценки общей ситуации по предприятию или цеху и оценки общей динамики: куда мы идем. Естественно, и я не отрицаю, что нужно работать с каждой скважиной, подбирать энергоэффективный дизайн и т.д. Но общая картинка тоже нужна для понимания. Вопрос: Мы сравнивали расчеты на программе SubPump и «Автотехнолог» с фактом. Погрешность лежит в пределах ± 10%, и эта погрешность, на мой взгляд, связана, в первую очередь, с не вполне корректными данными по режиму скважины. Например, мы не всегда знаем точно плотность перекачиваемой жидкости, что очень сильно влияет на все показатели. Сможем ли мы в этой связи продублировать расчеты потери мощности по узлам в MS Excel, не имея расчета плотности перекачиваемой жидкости… В.И.: Это была бы огромная, тяжелая программа. MS Excel не предназначен, в принципе, для таких работ. Для того чтобы действительно получить более-менее точные данные, чтобы можно было сравнить расчетные, нормативные и фактические показатели, конечно, на мой взгляд, нужна специальная программа и в нормальной математической оболочке. А.З.: В Excel мы не собираемся 5000 скважин просчитывать. Реализация в этой программе нужна, для контроля. В.И.: Утяжеление программы произойдет после того, как мы должны будем загрузить миллион характеристик всех насосов. Потому что рабочие характеристики будут различаться в зависимости от исполнения и завода-изготовителя. А относительно «черного ящика» — SubPump, «Автотехнолог» или любых других расчетных программ с закрытыми алгоритмами: эти программы используются не первый день, есть доказательства эффективности. И при сходимости 5–10% с фактом, собственно, не важно, что там внутри, коль скоро на выходе мы получаем результат, который нас вполне устраивает. Вопрос: У меня вопрос к изготовителям и поставщикам станций управления. Насколько позволяет функционал станций определять потребление электроэнергии? Реплика: Позволяет, но не все оборудование на выходе станции идентифицируется. Поэтому сходимость будет где-то в пределах 20%. Реплика: Должен быть сертифицированный прибор учета электроэнергии. Реплика: А можно сделать и по-другому. Ставить датчики коммерческого учета не на каждую станцию управления, а в определенных «реперных скважинах» с определенными станциями управления, с определенным видом оборудования. И передатчики GPRS установить с учетом большой разбросанности скважин.

инженерная практика Алгоритм использования модели бенчмаркинга (уровень 2 — целевой)

речень 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.

Потенциал повышения энергоэффективности по предприятиям

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. №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич Заведующий кафедрой РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, д.т.н., профессор

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ НА СТАДИИ ПОДБОРА ДОБЫВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ одбор оборудования к скважине может проводиться для решения разных задач, в том числе с целью оптимизации энергетических затрат. Такой подбор проводится с помощью довольно широко распространенных сегодня в нефтяной отрасли России программ. При достаточно корректных исходных данных такие программы позволяют не только оптимально подобрать насосную установку к скважинным условиям, но и адаптировать работу самой установки, заранее просчитав возможные плюсы и минусы как по уровням добычи, так и по КПД и энергетическим характеристикам.

Как и многие другие программы, программа «Автотехнолог» предназначена для оптимального подбора оборудования разных типов: штанговые насосы, штанговые винтовые насосы, электроприводные насосы, в том числе центробежные, винтовые и диафрагменные. Начинается подбор с определения потенциала скважины — максимально возможного дебита и зависимости дебита от забойного давления и динамического уровня. Далее есть возможность адаптации критериев подбора установки к разным условиям эксплуатации скважин при помощи разного рода корреляций. Оборудование можно выбирать в диалоговом режиме или же воспользоваться автоматическим подбором с последующим определением наилучшего варианта.

ПОДБОР ПО ОБОРУДОВАНИЮ, ИМЕЮЩЕМУСЯ В НАЛИЧИИ При работе в диалоговом режиме можно ограничить выбор только тем оборудованием, которое имеется у пользователя в наличии. В этом случае, конечно, нужно быть готовым к тому, что даже оптимально выбранное оборудование может работать за границами рабочей части характеристики. Если подбор идет по имеющемуся оборудованию, мы получаем только ту рабочую точку, которая соответствует этому оборудованию. Если она нас устраивает, мы можем продолжить подбор. Если не устраивает, мы пы38 №3/2010

таемся что-то сделать либо с дебитом самой скважиной (то есть уйти в другую рабочую точку), либо с частотой вращения, чтобы получить возможность работы оборудования с другими параметрами в той же скважине.

ВЫБОР КРИТЕРИЕВ В программе есть возможность использовать фильтры-критерии. В частности, можно установить ограничение по свободному газу, по максимальному углу отклонения от вертикали, темпу набора кривизны и т.д. Это позволяет определить, например, глубину спуска оборудования, понять насколько будет снижаться КПД ступеней в нижней части насосной установки, там, где есть свободный газ. И здесь мы должны решить вопрос: что нам важнее, сократить потери в кабельной линии за счет уменьшения ее длины или сократить потери мощности в насосной установке за счет увеличения КПД ступеней? Определив в процессе подбора общие затраты энергии и частные составляющие этих затрат (потерь), можно найти наиболее эффективный вариант для данной скважины.

ПЕРИОДИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ Возможность подбора оборудования для периодической (или кратковременной) эксплуатации скважины также часто позволяет существенно сократить затраты энергии. При этом оператор может сам задать минимальное и максимальное значение динамического уровня, может запросить программу и выбрать подходящие насосы, для которых указываются пределы изменения параметров работы системы «скважина — насосная установка». Можно определить, в какой части характеристики будет эксплуатироваться та или иная насосная установка: если мы ушли за правую границу рабочей зоны — появилась опасность всплытия рабочего колеса; ушли за левую границу рабочей зоны — перегрузили осевые опоры рабочих колес. В обоих случаях, конечно, оборудование будет быстрее выходить из строя.

инженерная практика

Кроме того, программа позволяет определять время откачки, время накопления и соответствующие затраты мощности, затраты электроэнергии. Имеется возможность задать с помощью программы тот рабочий цикл, который вас интересует. Предположим, вы хотите, чтобы оборудование работало 5 минут, а потом сутки происходило накопление жидкости в скважине. Этому режиму будет соответствовать один типоразмер насосной установки. При выборе рабочего цикла «3 часа откачки + 3 часа накопления» программа порекомендует совершенно другую насосную установку. Все эти системы могут быть выбраны для сравнения и определения, какой из вариантов будет наиболее экономичным не только с точки зрения затрат электроэнергии, но и с точки зрения добычи нефти. Здесь же отмечу, что полная остановка откачки жидкости, особенно при выносе механических примесей, при отложении парафина, конечно, не рекомендуется. Лучше поддерживать то большую, то малую скорость потока, но эта скорость не должна быть равна нулю. При кратковременной эксплуатации скважины остановок бывает достаточно для того, чтобы забились примесями, например, обратные клапаны, сливные клапаны или шламовая труба. Лучше просто менять частоты вращения от минимально возможных, которые просто обеспечивают приток жидкости на устье скважины, до максимально возможных, которые обеспечивают наилучшее дренирование призабойной зоны пласта. В этом случае выпадение механических примесей и формирование АСПО будут минимальны. Это также даст эффект постоянного «раскачивания» призабойной зоны пласта, что позволяет увеличить приток жидкости в скважину.

ЧАСТОТНАЯ АДАПТАЦИЯ Программа дает возможность определять оптимальные пути адаптации характеристик насоса к характеристике скважины либо за счет изменения частоты вращения вала насоса, либо с помощью штуцера. При этом во многих случаях потребляемая мощность будет снижаться, однако затраты мощности на добычу единицы продукции будут несколько возрастать. Такой ва-

риант можно применять, если нет другого варианта регулирования. Нужно сказать, что использование частотного преобразователя, особенно без сетевых фильтров, может приводить к снижению качества энергоснабжения. А это, в свою очередь, может существенно ухудшить показатели энергопотребления.

ВЫБОР МОЩНОСТИ ПЭД Выбор ПЭД производится с учетом прогноза потребления мощности насосом при его работе на реальной жидкости (плотность, вязкость, газовый фактор, давление насыщения). Естественно, в этом отношении возможны ошибки, поскольку иногда характеристики жидкости меняются достаточно быстро, а в промысловых базах данных по скважинам они долго остаются одними и теми же. В динамических базах данных такая проблема отсутствует. С учетом возможных неточностей рекомендуется подбирать ПЭД, мощность которых на 20% превышает номинальную мощность насосов. В некоторых случаях рекомендуется предусматривать более значительный запас мощности, например, для возможности освоения скважины после глушения. Этот же прием можно использовать и для того, чтобы обеспечить возможность увеличения частоты вращения с соответствующим запасом мощности двигателя. При выборе двигателя и его мощности определяется рабочее значение тока, КПД и перегрев той жидкости, которая проходит мимо двигателя и насоса. Можно выбрать оптимальную кабельную линию в соответствии с представлением об изменении температуры по стволу. При этом можно подставлять полученное опытным путем значение допустимой рабочей температуры кабеля вместо номинального (паспортного).

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКВАЖИН При выборе варианта оборудования надо опираться на несколько ключевых показателей. Во-первых, отношение Qприема/Qоптимальное. При значении 0,77 можно сделать вывод о том, что рабочая точка доста№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

точно далеко смещена влево. Это говорит о больших нагрузках на осевую опору, больших потерях на трении, о перегреве всех элементов, начиная от двигателя и кончая насосом и их подшипниками. При величине, равной 1,28, следует ожидать всплытия рабочего колеса и работы оборудования во внештатном режиме, быстрого выхода его из строя. Следовательно, выбирать оборудование нужно таким образом, чтобы отношение Qприема/Qоптимальное стремилось к единице. Следующие показатели: мощность, потребляемая самими двигателями, мощность с учетом потерь, в том числе в кабельной линии той или другой конфигурации, мощность, необходимая для подъема единицы продукции (одной тонны нефти или кубометра жидкости). Именно по этому параметру мы можем определить, какой из вариантов в большей степени нас устроит с точки зрения энергоэффективности. Следовательно, нужно выбирать кабельные линии с максимально возможным диаметром медных жил, колонну НКТ — с максимально возможным внутренним диаметром и минимальной шероховатостью поверхности (внутреннее полимерное или эмалевое покрытие), погружные двигатели — с минимальными значениями рабочего тока и максимальными значениями КПД и cosφ.

Определение указанных выше величин уже дает возможность определить планируемые затраты энергии на подъем единицы продукции и сравнить их с фактическими или другими планируемыми затратами. ПК «Автотехнолог» дает возможность определить те интервалы глубин по скважине, в которых не рекомендуется или вообще запрещено устанавливать определенные виды оборудования. Кроме того, в таблицах имеется информация по величинам давления, количеству свободного газа, по температуре, по изменению этой температуры, по отклонению от вертикали, по темпу набора кривизны. Информация может быть выведена не только в табличной, но и в графической форме, с тем, чтобы найти те интервалы, те точки, которые будут определять надежность или эффективность того или другого оборудования. По инклинометрии можно определить самые опасные участки скважины, где спускоподъемные операции проводить не нужно, либо проводить их с самыми большими мерами предосторожности. Информация, генерируемая в процессе подбора, сохраняется в базе данных как самой программы, так и предприятия. При этом пока в ПК «Автотехнолог» можно внести только стоимость электроэнергии, но при необходимости можно расширить возможности программы, предусмотрев ввод стоимости оборудования, стоимости ПРС и ресурса оборудования. В этом случае дизайн установок будет связан уже не только с энергетикой, но и со стоимостными показателями. И тогда появится возможность сопоставлять затраты электроэнергии с капитальными затратами, затратами на подземные ремонты и т.д. по разным видам оборудования.

ПОДБОР ШТАНГОВЫХ УСТАНОВОК В программе заложены большие возможности по подбору штанговых насосных установок. В частности, можно рассчитывать хвостовик для выноса воды с забоя скважины, чтобы уменьшить противодавление на пласт. Особенно это важно для скважин с низкими коэффициентами продуктивности. Можно рассчитывать колонны 40 №3/2010

инженерная практика

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: На практике, откуда берутся цифры для всех названных вами параметров выбора? Владимир Ивановский: Естественно, информация должна быть собрана со всех возможных источников. То есть ГЗУ, пробоотборники, химическая лаборатория. Без этого никуда не деться. Это что касается состава жидкости и других основных параметров. Если у нас есть возможность замеров и вера в то, что эти замеры правильные, то с помощью «зашитого» внутрь программы алгоритма по динамическому уровню и по тем параметрам, о которых я только что говорил, программа довольно надежно определяет значения забойных давлений и коэффициент продуктивности. Второй вариант, когда используется ТМС. Если мы знаем давление на приеме насоса и знаем глубину и инклинометрию скважины, то точно также, переходя от давления на приеме насоса и от тех данных, которые имеются, например, по степени разгазирования, по газосодержанию, по давлению насыщения и так далее, мы также определяем давление на забое скважины и коэффициент продуктивности.

штанг по разным методикам — вручную, по минимальному весу, по равнопрочности с использованием разных диаметров и разных марок (групп прочности) стали. Есть возможность рассчитать применение сепараторов газа и механических примесей. Имеется возможность выбора режимов работы по числу качаний, по длине хода полированного штока, определения нагрузки по каждой из ступеней колонны штанг, в том числе и тяжелого низа, который обеспечивает уменьшение продольного изгиба штанговой колонны и, соответственно, увеличивает время ее наработки на отказ. При этом определяется несколько вариантов с разными (если есть возможность выбора) станками-качалками или с одним и тем же приводом, но с разными режимами работ. Например, могут быть разные длины ходов, разные числа ходов, что приводит к тому, что может измениться максимальная и минимальная нагрузка, момент на кривошипе, уравновешенность того или иного привода или конструкция самой штанговой колонны. Рекомендации, которые выдает программа, обеспечивают возможность достаточно хорошего уравновешивания привода, что позволяет уменьшить мощность приводного двигателя или затраты электроэнергии при его работе.

ПОДБОР ШВН При подборе штанговых винтовых насосных установок работа начинается точно так же, как и для всех остальных видов оборудования: с выбора рабочей точки скважины на индикаторной кривой. Затем следует определение всех остальных составляющих оборудования, начиная от типоразмера насоса, колонны штанг, привода и двигателя. При выборе колонны штанг определяются места и количество тех центраторов, которые обеспечивают нормальную работу такой системы. В конце концов мы получаем несколько вариантов, включающих в себя все основные рабочие параметры. Далее мы можем делать выбор по мощности, которая нам нужна для работы, и выбрать тот вариант, который обеспечит максимальную энергоэффективность эксплуатации этого вида оборудования.

Вопрос: Что вы можете сказать о возможности периодического режима эксплуатации оборудования в Западной Сибири? В.И.: В Западной Сибири и там, где есть отрицательная температура, если есть возможность, не останавливайте скважину даже при необходимости перехода на периодическую эксплуатацию. Изменяйте частоту вращения или частоту тока от 38Гц минимум до 55-60 Гц максимум. Вы получите те же положительные эффекты, которые вам обещают инжиниринговые фирмы. Вы сами «раскачаете» свои скважины точно также, только в два раза быстрее и бесплатно. И при этом у вас не будет замерзать выкидная линия и устье скважины, то есть у вас постоянно будет подача жидкости, просто то больше, то меньше. Реплика: Опыт показывает, что пласт и скважина реагируют в течение одних-двух суток на изменение частоты всего на 1 или на 1,5 Гц. Динамический уровень уходит, но он может потом вернуться обратно. А вы предлагаете менять от 30 Гц… В.И.: Я назвал минимум и максимум. Для каждой скважины, естественно, могут быть совершенно разные цифры. Для одной скважины это может быть от 48 Гц до 52 Гц, всего-навсего. И этого вполне достаточно. А для других скважин — да, может быть, нужна намного более глубокая депрессия и репрессия. Вопрос: Сейчас существует «модная» теория о том, что при подборе определенных периодических режимов работы скважин (время накопления и время работы) мы увеличиваем скорость фильтрации, в отличие от постоянного режима, и тем самым добиваемся какого-либо результата. Что вы думаете об этом? В.И.: Я должен сказать, что эта теория не новая и не очень модная. Над этим, насколько я знаю, очень давно работают в Перми. Там геологи говорят, что без таких режимов вообще невозможно добывать нефть в местных условиях. Действительно, есть просто специфичные пласты и специфичные способы вскрытия пластов, которые требуют постоянной раскачки. С другой стороны, это полезно вообще для всех видов нефтяных скважин, вне зависимости от СКИН-эффекта и всего остального. Естественно, резкое изменение забойного давления и депрессии на пласт не может не сказаться на дебите. Впрочем, иногда мы можем и потерять добычу нефти при таких режимах эксплуатации. И такую потерю добычи нефти можно определить при помощи программы. «Ноу-хау» тех фирм, которые предлагают точные алгоритмы раскачки, как раз и заключаются в том, что сначала они пробуют и смотрят, насколько увеличивается или уменьшается приток жидкости при разных частотах. После этого анализируется и фиксируется эта информация и зашивается в станцию управления. Реплика: На предприятии «ТНК-ВР» в Нижневартовске года три назад стали использовать этот метод. Это были низкодебитные скважины с осложняющими факторами, прежде всего с солеотложением. Получили очень хороший эффект. В.И.: На солеобразующем фонде это действительно очень эффективно. Во-первых, увеличивается КПД насоса, поскольку насос ставится более мощный, более эффективный и меньше греется. Уже хорошо. И здесь еще одна вещь очень интересная есть. Когда откладывается соль? Когда у нас небольшая скорость течения жидкости. Соответственно, есть, скажем, сила сцепления соли с поверхностью, а есть сила трения жидкости по этой поверхности соли. И если идет большой поток, то появляется очень большая сила трения. И поэтому если соль еще не успела сцементироваться, захватившись как следует за поверхность, а мы даем ударный поток жидкости, то эта соль срывается и выносится на поверхность. №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

БАЙКОВ Игорь Равильевич Директор АНО «ЦЭ РБ», д.т.н., профессор

ЕЛИСЕЕВ Максим Валерьевич Главный инженер проектов АНО «ЦЭ РБ»

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕДОБЫЧИ 2007-2009 годах АНО «Центр энергосбережения Республики Башкортостан» (ЦЭРБ) провел ряд энергетических обследований на нефтедобывающих предприятиях ОАО «ТНК-ВР» и ОАО «Газпром». В 2006-2007 годах были также проведены НИР по разработке РД по энергоэффективному использованию нефтегазового оборудования, а также выполнена работа по анализу состояния электромеханического оборудования (ЭМО) и разработана методика определения эффективности ЭМО для группы предприятий ТНК-ВР. Основываясь на опыте проведенных нами работ, в целом можно сказать, что ситуация с вопросами энергосбережения в области добычи нефти заслуживает оценки «удовлетворительно». Причиной тому служат применение устаревших технологий в процессах эксплуатации скважин, систем ППД и в целом разработки месторождений. При этом потенциал экономии электроэнергии при эксплуатации скважин может достигать 15-20%. Это связано с применением насосных установок с большой потребляемой мощностью, эксплуатацией многих скважин в условиях форсирования отборов жидкости и неудачным выбором технологических режимов скважин. Ситуация с этими вопросами постепенно улучшается, однако темпы этого процесса явно низкие.

При проведении энергоаудита нефтегазодобывающих предприятий необходим комплексный подход, включающий рассмотрение процессов потребления энергоресурсов на всех стадиях. Причиной перерасхода может служить как нерациональное использование оборудования, которое достаточно легко выявить при инструментальном обследовании, так и использование устаревших технологий и схем. Поэтому к энергоаудиту должны привлекаться организации, 42 №3/2010

обладающие опытом работы в данных областях и имеющие в своем составе компетентных специалистов с научным и практическим стажем работы. Кроме того, энергоаудитор должен обладать достаточной инструментальной базой для обследования всех специфических аспектов деятельности нефтегазодобывающего предприятия. Идеальным вариантом проведения энергетического аудита является тесное сотрудничество внешнего энергоаудитора со специалистами добывающих компаний, что позволяет более точно определить проблемные места в вопросах энергосбережения и подобрать наиболее оптимальные пути решения. Энергоаудит, проводимый добывающими компаниями собственными силами, не всегда способен дать объективную картину в оценке общего потенциала энергосбережения. Внешний подрядчик при условии его бесспорной компетенции способен предложить весь спектр мероприятий: от малозатратных и условно беззатратных до перспективных направлений и замены устаревших схем, которые могут быть реализованы при поведении плановых реконструкций. К сожалению, положение в данной сфере оказания услуг не отвечает необходимым требованиям. Часто возникают ситуации, когда главным критерием по определению победителя в тендере на проведение энергоаудита становится цена услуг, а никак не качество их предоставления. В этом случае может оказаться целесообразнее вообще не проводить энергетическое обследование, нежели в погоне за низкой ценой в результате получить неудовлетворительный результат. Поэтому выбор подрядной организации для проведения энергетического аудита должен в первую очередь основываться на опыте и результате ее работы на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности.

НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ Основываясь на опыте нашего сотрудничества с нефтедобывающими предприятиями, можно выделить следующие наиболее перспективные направления

инженерная практика

повышения энергоэффективности: гидродинамическое согласование режимов работы нефтяного пласта и скважин, оптимизация работы наземной инфраструктуры системы сбора и обработки продукции скважин, сокращение давлений при перекачке вод системы ППД от КНС до кустов скважин, согласование режимов работы скважин с учетом их интерференции на участке нефтяной залежи, применение на начальных стадиях разработки систем с естественными режимами работы пластов (на истощение), оптимизация выбора технологий проведения на скважинах ремонтных работ и др. Количественная оценка участия предлагаемых мероприятий в энергосбережении затруднена, т.к. она зависит от условий добычи нефти и газа на каждом предприятии. Оценить значимость мероприятий по снижению потребления электроэнергии в том или ином направлении можно на основе структуры потребления. Основными потребителями электроэнергии на большинстве нефтедобывающих предприятий являются установки ПЭД и ШГН, системы ППД и системы первичной подготовки нефти (ППН).

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭНЕРГОАУДИТА В результате энергоаудита одного из НГДУ было установлено, что 62% обследованных ШГН неуравновешенны, в результате чего потери электроэнергии составили 10,4% от общего потребления неуравновешенными станками-качалками. Обследование ПЭД дало следующие результаты: сравнительный анализ замены существующих асинхронных двигателей на вентильные показал, что реализация данного мероприятия позволит уменьшить удельные затраты на подъем 1 м3 жидкости на 1 км на 0,43 кВт/м3/км (10%);

кроме того, были выявлены ЭЦН с асинхронными двигателями, эксплуатирующиеся вне допустимого диапазона характеристик, удельные затраты на которых составляли до 8,8 кВт/м3/км, при том что удельные затраты с вентильными ПЭД составляли 4,1 кВт/м3/км; рекомендуемая замена ЭЦН на 2010 год позволит снизить потребление электроэнергии на 1975,1 тыс. кВт·ч/год, а срок окупаемости (с учетом только экономии электроэнергии) составит два года. В результате анализа энергоэффективности эксплуатации насосного оборудования КНС системы ППД выявлен общий потенциал энергосбережения, который составил 16812 тыс. кВт·ч/год, в т.ч. от повышения КПД насосного оборудования 1425 тыс. кВт·ч/год, за счет регулирования и замены типоразмера насосов 15387 тыс. кВт·ч/год. В настоящее время в России многие месторождения вступили в позднюю стадию разработки, что проявляется высокой обводненностью добываемой нефти. Аналогичное состояние в системе добычи сложилось и в обследованном НГДУ. В результате были предложены варианты оптимизации схем технологических потоков системы ППН. Обследование насосов системы ППН показало, что потенциал экономии по среднегодовому объему откачки продукта составляет 28,5 млн руб./год, в т.ч. за счет повышения КТС — 3,5 млн руб./год и за счет снижения потерь на регулировании — 25,0 млн руб./год. На основе результатов энергетических обследований должны составляться программы энергосбережения для обследуемых предприятий и устанавливаться сроки их реализации. Последующие энергоаудиты должны оценивать эффективность энергосберегающих мероприятий и полноту их выполнения. №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

КОНОВАЛОВ Владимир Викторович Главный специалист отдела энергосбережения Управления энергетики ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ арастающая 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

Изменение потребляемой мощности в целом и в зависимости от перевода на газлифт

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»).

Распределение энергопотребления по процессам

44 №3/2010

инженерная практика

Сравнение методов оценки эффективности подбора оборудования Существующая система инжиниринговой поддержки в процессе подбора оборудования

Предлагаемая система оценки подобранного оборудования

• выборочно производится отбор скважин для проведения дизайна; • производится расчет дизайна подбора оборудования; • формулируются рекомендации по выбору оборудования; • оценивается тенденция изменения удельных норм по выбранному фонду скважин.

• анализируется весь фонд скважин, участвующий в процессе ремонтов; • производится расчет и подбор для скважин с наиболее энергоемким оборудованием; • производится анализ энергопотребления в рамках графика движения бригад; • производятся оценки качества подбора оборудования специалистами предприятия, выявляется общая тенденция принимаемых решений; • выполняется оценка баланса энергопотребления во временном диапазоне; • оценивается баланс добычи нефти и жидкости; • оценивается тенденция изменения удельных норм.

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 ремон-

Характеристика изменения потребляемой мощности соответственно динамике добычи

та 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

Потенциал снижения потребляемой мощности за счет реализации предложений, кВт. Изменение удельных показателей потребления энергии до ремонта и после ремонта, кВт/т

№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Результат по форме «Запуски-остановки»

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Каков был алгоритм анализа работы оборудования? Владимир Коновалов: Параллельно с совещаниями технологов работала экспертная группа, которая оценивала, насколько правильно принималось то или иное решение. В основном все касается именно подачи и напора. Есть корпоративные программы оценки коэффициента продуктивности скважин. Именно под этот потенциал скважины нужно подобрать соответствующую производительность и напор. 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.

Результат аналитического расчета по мехфонду на основании форм «Запуски-остановки»

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 друго46 №3/2010

Вопрос: Качество подбора оценивалось уже по факту ПРС, или группа вмешивалась в каких-то случаях? В.К.: По-разному было. Но вообще, чтобы оценить весь график нужно 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. Вопрос: То есть задача в так называемом «энергодизайне». Чтобы на изменение НКТ, сечения кабеля, использование вентильного привода и т.д. через экономику выходить в конце концов, правильно? Чтобы у технолога был очень простой программный инструмент, показывающий сразу несколько вариантов. Так? В.К.: Да, речь именно об энергодизайне. Но я говорил про общую ситуацию на фонде. Когда мы на каждом этапе можем определить график движения: эффективно он прошел или нет. Как с точки зрения добычи, так и с точки зрения энергопотребления. Реплика: В нашей компании ведется соответствующая работа сразу в нескольких отделах. Например, по кабелю. Все оценивается в экономических категориях окупаемости. Технологам выданы достаточно простые рекомендации для принятия решений. Такая же работа планируется и по НКТ совместно со всеми специалистами. В течение года она будет проведена. Результатом опять же станут простые и понятные рекомендации с учетом экономики. Не только с учетом каких-то абсолютных параметров по снижению энергопотребления, по увеличению дебита, а именно с учетом еще экономического блока. Реплика: Да, это должен быть единый программный комплекс, который на выходе технологу дает несколько вариантов для принятия решения. В.К.: Я согласен с вами. Вопрос: На графиках результатов подбора указаны цифры номинальной мощности. Это мощность спущенных установок? В.К.: Да, спущенных установок. Вопрос: Расчетная? В.К.: Да, конечно, только расчетная. Владимир Ивановский: Небольшой комментарий-обобщение к обсуждавшимся вопросам. 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. Реплика: Всегда энергетики между молотом и наковальней. В.И.: Да у всех такая ситуация, что там говорить.

инженерная практика Алгоритм выполнения расчета в программе SubPump

№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Варианты расчета НКТ при подборе ЭЦН Проверочная таблица расчета перепада давления при движении эмульсии с обводненностью 95% в НКТ с наружным диаметром 89 мм и толщиной стенки 8 мм. Зависимости от расхода (м3/сутки) и длинны НКТ (м). Длина НКТ 800

900

1100

1200

1300

1400

100

Рас ход (м3/сутки)

1000

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

1,1

200

1,8

2,1

2,2

2,3

2,4

2,6

2,7

2,8

2,9

3,1

3,3

3,4

3,5

3,6

300

2,9

3,2

3,4

3,7

3,9

4,1

4,3

4,5

4,7

4,9

5,1

5,3

5,5

5,7

5,9

6,1

400

4,6

5,3

5,7

6,3

6,6

6,9

7,2

7,6

7,9

8,2

8,5

8,8

9,3

500

5,7

6,2

6,7

7,2

7,6

8,1

8,6

9,4

9,9

10,3

10,7

11,2

11,6

12,4

600

7,3

8,6

9,3

9,8

10,5

11,1

11,7

12,3

12,9

13,4

13,9

14,5

15,1

15,6

16,1

700

9,1

9,9

10,7

11,6

12,4

13,2

13,9

14,6

15,3

16,7

17,4

18,1

18,9

19,4

800

13,1

14,9

15,9

16,8

17,6

18,5

19,3

20,2

21,8

22,6

23,4

24,3

900

13,1

14,2

15,3

16,7

17,8

19,9

20,8

21,7

22,8

23,8

24,8

25,8

26,8

27,7

28,6

1000

15,3

16,7

19,3

20,6

21,7

24,2

25,5

26,6

27,7

28,9

31,1

33,2

1100

17,5

20,5

23,5

24,9

26,4

27,7

30,4

31,7

34,4

35,7

38,2

1200

19,8

21,5

23,2

26,7

28,2

29,9

31,5

34,5

37,5

40,5

43,4

1300

22,1

29,8

31,6

33,5

35,2

38,8

40,5

42,2

45,7

47,5

1400

24,5

26,8

31,1

33,2

35,3

37,1

39,3

41,3

43,3

45,3

47,2

49,1

54,8

Проверочная таблица расчета перепада давленя при движении эмульсии с обводненностью 95% в НКТ с наружным диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Зависимости от расхода (м3/сутки) и длинны НКТ (м). Длина НКТ

Расход (м3/сутки)

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

100

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,1

2,2

2,3

2,4

2,5

2,6

200

3,1

3,3

3,5

3,8

4,2

4,4

4,6

4,8

5,1

5,3

5,5

5,7

5,9

6,1

6,3

300

5,2

5,6

6,5

6,9

7,3

7,7

8,4

8,8

9,2

9,6

10,4

10,8

11,2

400

7,6

8,3

9,6

10,2

10,8

11,5

12,1

12,7

13,3

14,1

14,9

15,7

16,4

16,7

500

10,4

11,3

12,3

13,2

14,1

15,9

16,7

17,5

18,3

19,1

19,9

20,6

21,4

22,1

22,8

600

13,5

14,8

17,2

18,3

19,4

20,5

21,6

22,6

23,6

24,7

25,7

26,7

27,6

28,6

29,6

700

16,9

18,4

21,3

22,7

24,1

25,5

26,8

28,1

29,4

30,9

33,2

34,5

35,7

800

20,4

22,2

25,8

27,5

29,2

32,5

34,1

35,7

37,3

38,9

40,4

43,5

900

24,1

26,2

28,4

30,5

32,6

34,6

36,6

38,6

40,6

42,5

44,4

46,3

48,2

50,1

53,8

1000

30,5

33,1

35,6

40,4

42,8

45,1

47,5

49,8

52,1

54,4

56,6

58,9

61,1

63,3

1100 1200 1300 1400

го 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 48 №3/2010

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»).

Энергоэффективность добычи нефти

ШАРАПОВ Игорь Владиславович Начальник ОДНГ ООО «Нарьянмарнефтегаз»

ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ВНЕДРЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ЮЖНО-ХЫЛЬЧУЮСКОМ НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ Материал подготовлен журналом на основе выступления

сновные технические и технологические решения по энергосбережению должны выбираться на стадии проектирования нефтегазовых комплексов (НГК) в зависимости от условий эксплуатации и структуры энергопотребления основными потребителями. В условиях эксплуатации Южно-Хыльчуюского НГК основными потребителями электроэнергии оказываются динамическое оборудование и система электрообогрева трубопроводов и прочих элементов промысловой инфраструктуры. Комплексный подход к выбору технических и технологических решений на стадии проектирования Южно-Хыльчуюского НГК позволил сократить энергопотребление в 2009 году более чем в 1,5 раза по сравнению с проектными значениями. После ввода в эксплуатацию ЮжноХыльчуюского нефтегазового комплекса основные задачи оптимизации энергопотребления связаны с сокращением

Географическое положение и краткая характеристика Южно-Хыльчуюского нефтегазового месторождения

гидравлических потерь в системе «нефтедобывающие скважины — система нефтесбора — ЦПС — система ППД — нагнетательные скважины». Южно-Хыльчуюское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа в 120 км юго-восточней города Нарьян-Мар. Рельеф местности на территории месторождения представляет собой озерно-болотистую равнину с абсолютными отметками +33 и +54 м, на которой имеют широкое распространение многолетние мерзлые породы. Климат района субарктический с избыточным увлажнением. Температура воздуха колеблется от -46 до +30°С. В районе месторождения, как и на границе, практически всего Ненецкого автономного округа отсутствуют линии электропередач. В этой связи снабжение промысла электрической и тепловой энергией осуществляется за счет построенного автономного источника — энергоцентра на 125 МВт (5 турбин по 25 МВт), топливом для которого служит попутный нефтяной газ. К началу 2010 года закончено строительство ряда энергоемких технологических объектов. Введены в эксплуатацию три кустовые площадки скважин, установка подготовки нефти, установка подготовки пластовой воды, установка очистки газа от сероводорода, система транспорта нефти и система транспорта воды.

Анализ распределения энергопотребления при проектировании обустройства месторождения Южное Хыльчую

50 №3/2010

инженерная практика Фактическое распределение потребления электроэнергии по Южно-Хыльчуюскому месторождению, включая нефтепровод до БРП Варандей за 2009 г.

ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ Особенность строительства трубопроводных систем технологических и инфраструктурных объектов нефтегазового комплекса в суровых условиях Крайнего Севера и дефицит энергетических мощностей в регионе требуют особого внимания к внедрению энергосберегающих технологий. Поэтому решением задачи энергосбережения на Южно-Хыльчуюском НГК специалисты «Нарьянмарнефтегаза» начали заниматься еще на стадии его проектирования. В частности, в ходе предпроектных проработок были определены основные узлы -потребители электроэнергии (см. «Анализ распределения энергопотребления при проектировании обустройства месторождения Южное Хыльчую»). Согласно этому расчету, на динамическое оборудование и систему электрообогрева трубопроводов, технологических емкостей и блок-боксов приходится 82,5% энергопотребления. На основе проведенного анализа в процессе выполнения проекта обустройства были приняты основные технические и технологические решения по энергосбережению. Во-первых, были установлены частотные преобразователи (ПЧ) для регулирования режима работы практически всего динамического оборудования, используемого на нефтегазовом комплексе при добыче, подготовке и транспорте нефти и воды, закачке воды в пласт и т.д. Во-вторых, для теплоизоляции трубопроводов было решено использовать покрытия с низкой теплопроводностью и эффективные системы их обогрева (СКИН-системы). В системе ППД решили применять технологию внутрикустовой закачки воды, добываемой водозаборными скважинами. И, наконец, была поставлена задача добиваться максимально возможного использования тепловой энергии котлов-утилизаторов энергоцентра (горячая вода) для обогрева жилых, производственных помещений и в технологических процессах.

особенно для энергоемкого насосного оборудования, позволило существенно сократить энергетические затраты за счет исключения неоправданных потерь энергии, возникающих при использовании традиционных способов регулирования тока с помощью фидеров. При

ДИНАМИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ В настоящее время на Южно-Хыльчуюском НГК 95% динамического оборудования оснащено частотно регулируемыми приводами (ЧРП). Широкое внедрение ЧРП, №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Основное энергоемкое динамическое оборудование на Южно-Хыльчуюском нефтегазовом комплексе, введенное в эксплуатацию по состоянию на 20.02.2010 № п/п

Наименование объекта

Марка динамического оборудования

Количество агрегатов

Номинальная мощность агрегата, кВт

Общая номинальная мощность, кВт

Марка ЧРП (производитель)

Насосная станция внешнего транспорта

НМ 360-460

4 в работе (2 резерв)

1000

4000

EL-7009 (Vesper)

Насосная станция внутрипарковой перекачки

НК 300-100

3 в работе (1 резерв)

160

480

EL-7011 (Vesper)

Насосная станция откачки нефти на колонну отдувки нефти от H2S

KSB CPRN-C1 150-500

4 в работе (2 резерв)

300

Micromaster (Siemens)

Насосная станция транспорта воды с ЦПС

Flowserve ERPN 200-400

2 в работе (1 резерв)

375

750

Dynavert-71 (FLENDER Loher)

225-1800

308

616

225-1500

205

500-1500

257

1284

1000-1500

411

822

2000-1300

925

3000-380

370

2219

3000-480

342

1370

4000-300

342

685

3000-370

342

685

ЦНС 500-1900

2 в работе (1 резерв)

4000

8000

2000-2300

1603

6411

2000-2250

1507

3014

3000-2300

1712

15411

Добывающие скважины

Speedstar Titan (Toshiba)

Водозаборные скважины

БКНС

Шурфные скважины

этом мы используем достаточно широкий спектр ЧРП различных производителей (см. «Основное энергоемкое динамическое оборудование на Южно-Хыльчуюском нефтегазовом комплексе, введенное в эксплуатацию по состоянию на 20.02.2010»). Так, например, на насосной станции внешнего транспорта при существующем объеме прокачки нефти (это 1020 м3/час на Варандейский терминал) работают три насоса с частотой 43 Гц, которые потребляют 2,44 МВт·ч электроэнергии вместо проектных

52 №3/2010

ЭТВА-6000 (ESTEL)

Sanwave (Toshiba)

3 МВт·ч при частоте 50 Гц. Таким образом, экономия электроэнергии составляет около 19%. Необходимо также отметить, что использование частотных преобразователей позволяет не только снизить энергопотребление, но и увеличивает срок службы насосных установок.

ОСНАЩЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ На Южно-Хыльчуюском НГК в условиях Крайнего Севера все трубопроводы построены в наземном исполнении с теплоизоляцией и электрообогревом. Технологическое оборудование также располагается в отапливаемых блок-боксах. Технологические емкости оборудованы теплоизоляцией и электрообогревом. Поэтому вторым по значимости после динамического оборудования потребителем является система электрообогрева. С целью сокращения энергозатрат все внутренние трубопроводы были оборудованы наименее энергоемкой СКИН-системой для обогрева и обвязаны теплоизолирующим покрытием K-FLEX, которое отличается низкой теплопроводностью на протяжении всего периода эксплуатации (см. «Потери тепла при использовании традиционных теплоизоляционных материалов и KFLEX»). Из таблицы видно, что если в первый год эксплуатации теплопроводность покрытия K-FLEX ниже, чем у минеральной ваты на 15,4% по потерям, то к 9-му

инженерная практика Потери тепла при использовании традиционных теплоизоляционных материалов и K-FLEX Срок эксплуатации, г

Потери тепла Вт/м2 в динамике K-FLEX 32 мм

Мин. вата 100 мм

115

136

115

147

115

161

115

174

115

189

115

204

115

220

115

237

115

255

году эксплуатации эта разница достигает уже 55% потери тепла. Для K-FLEX это 115 Вт/м2, а при использовании традиционного материала — 455 Вт/м2. Использование таких материалов, как K-FLEX обеспечивает и ряд других преимуществ: меньшие габариты системы «изолируемый объект — теплоизоляция», простота обслуживания и ремонта теплоизоляции, а также больший срок службы теплоизоляции (гарантия 20 лет).

СИСТЕМА ППД Третий по значимости потребитель электроэнергии на НГК — система ППД. При ее проектировании была заложена и в последующем реализована технология внутрипластовой закачки воды в системе ППД, что позволило значительно сократить энергозатраты на транспортировку воды от водозаборных скважин до насосных станций высокого давления, расположенных на кустовых площадках. Первая и третья кустовые площадки оснащены шурфовыми скважинами, а на кустовой площадке №2 расположена БКНС. В начальный период эксплуатации месторождения КВЧ в продукции водозаборной скважины №1 составляла от 20 до 40 мг/л, тогда как в проекте значилась цифра 3 мг/л. Поэтому в ходе эксплуатации месторождения пришлось кардинально изменить схему транспорта и закачки воды. Наконец в соответствии с проектом была реализована схема использования тепловой энергии, вырабатываемой на котлах-утилизаторах энергоцентра Южного Хыльчую для обогрева жилых и производственных помещений.

Общество с ограниченной ответственностью «РИТЭК — Инновационно-технологический центр»

Инновационные энергосберегающие технологии для нефтяной отрасли Высокоэффективные приводы на основе вентильных электродвигателей для установок погружных центробежных и винтовых насосов

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ Внедрение только рассмотренных технических решений позволило в 2009 году сократить среднегодовую потребляемую мощность Южно-Хыльчуюского нефтегазового комплекса с 64 МВт до 40,5 МВт (см. «Фактическое распределение потребления электроэнергии по Южно-Хыльчуюскому месторождению, включая нефтепровод до БРП Варандей за 2009 г.»). Анализ энергопотребления свидетельствует о сниже-

ООО «РИТЭК-ИТЦ» 117036, г. Москва, Россия Пр-т 60-летия Октября, д. 21, к. 4 Тел.: +7 (495) 933-77-27 Факс: +7 (495) 933-12-27 E-mail: info@ritek-itc.ru №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Результаты гидравлического расчета системы сбора Южно-Хыльчуюского месторождения для максимальных дебитов (обводненность 50%) для первой кустовой площадки при проектном забойном давлении 138 атм.

№ куста

№ скважины

Дебит скважин, м3/сут.

Давление на выкиде насоса при вертикальной глубине спуска 1450 м (давление на приеме 6,8 МПа ), МПа

Выкидная линия до ЗУ

Коллектор от куста до СОД

Длина, м

Диаметр, мм

Длина, м

Диаметр, мм

Длина, м

Диаметр, мм

Расход жидкости, м3/сут.

Жидкость

На ЦПС

На СОД

На ЗУ

В линии

На устье скважины

НКТ 114 мм

НКТ 114 мм с эмалевым покрытием

НКТ 127 мм

590

325×8

4 059

325×8

8 200

1000

0,7

1,95

2,16

2,29

2,40

13,53

13,52

13,21

Коллектор от СОД до ЦПС

Давление, МПа

1г

253

157

114×5

1г

236

114×5

650

2,20

2,30

1г

229

219×8

4000

2,19

2,70

21,07

20,59

18,88

1в

245

114×5

1000

2,21

2,36

13,89

13,88

13,56

1в

238

219×8

4000

2,20

2,70

20,76

20,30

18,66

1б

247

138

159×5

2,29

2,80

21,18

20,70

19,00

1б

256

117

114×5

300

1,98

2,00

1б

228

102

168×16

300

1,96

1,98

1б

244

168×16

1,96

1а

257

113×14

1100

2,32

2,48

14,29

14,27

13,91

200

325×8

4 057

325×8

8 200

4000

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: С чем связана закупка импортных частотных преобразователей? Игорь Шарапов: С частотными преобразователями у нас работают высокодебитные скважины (более 400 м3/сут.). И есть у нас основная проблема, которую не могут решить сами производители частотников. Постоянно выгорают теристоры, дроссели и т.д. С импортными частотниками с самого ввода месторождения проблем абсолютно никаких не возникало. Надежного оборудования российского производства такой мощности пока нет. Вопрос: Обычно основная доля энергопотребления приходится на добычу, а в вашем случае этот процесс оказывается совсем не на первом месте. С чем это связано? И.Ш.: Дело в том, что, во-первых, мы добываем нефть с большим содержанием сероводорода, в связи с чем приходится применять соответствующие установки для ее подготовки: установки очистки газа сероводорода, установки очистки нефти от сероводорода, установка получения серы и т.д. Кроме того, мы пока еще не вышли на высокий уровень добычи. Вопрос: Поясните, пожалуйста. Ведь у вас электроэнергия вырабатывается собственными мощностями. В чем же тогда состоит экономический эффект от повышения энергоэффективности? У вас сократилось количество агрегатов в работе? И.Ш.: Да, у нас теперь больше агрегатов находятся в резерве, а остальные работают в оптимальном режиме. Вопрос: Тогда у вас должен возникать вопрос с утилизацией «сэкономленного» газа, да? И.Ш.: Да. Сейчас чем больше мы потребляем газа, тем выше коэффициент его утилизации. Но таким образом вопросы не решаются. У нас закуплено оборудование для компрессорной станции высокого давления. Просто пока оно еще не введено в эксплуатацию. Вопрос: За счет чего увеличилась доля потерь электроэнергии в сетях? Может быть, не все частотники оснащены фильтрами? И.Ш.: Нет. Это просто перераспределение долей за счет снижения общего потребления энергии на динамическом оборудовании. Вопрос: Вы как-то защищаете скважины от растепления многолетних мерзлых пород? И.Ш.: Все наземное оборудование оснащено термостабилизацией. Скважины мы дополнительно не защищаем. Держим обычный динамический уровень.

54 №3/2010

0,7

1,95

1,97

нии доли потребляемой электроэнергии динамическим оборудованием и системой электрообогрева. При проектировании доля этих узлов-потребителей должна была составлять 82,5%, но в результате принятых решений снизилась до 72% от общего энергопотребления.

ТЕКУЩИЕ ЗАДАЧИ После ввода в эксплуатацию Южно-Хыльчуюского НГК возникла дополнительная проблема неэффективного энергопотребления, связанная с завышенными гидравлическими потерями в системе транспорта нефти. Эта проблема появилась из-за несоответствия фактических уровней добычи и закачки проектным значениям. Последнее обстоятельство, в свою очередь, объясняется изменением дебитов добывающих скважин на месторождении в связи с корректировкой схемы его разработки на основе новой геологической информации. Вместо пяти проектных кустовых площадок по факту были построены три площадки. Вместо 90 добывающих скважин построили 60, и при этом уровни добычи сохранились на том же самом значении. В свою очередь проблему потерь в системе транспорта нефти от скважин до пункта подготовки можно решать двумя путями: за счет оптимизации работы отдельных участков эксплуатационной колонны нефтегазодобывающей скважины и за счет применения НКТ с покрытием для снижения потерь в гидравлическом подъемнике (см. «Результаты гидравлического расчета системы сбора Южно-Хыльчуюского месторождения…»).

Полный комплекс издательских и маркетинговых услуг

Полный список услуг: Переводы

Your one-stop shop for Marketing services in Russia

Маркетинг и аналитика Тексты Корпоративные издания Дизайн и полиграфия Веб-дизайн Организация мероприятий Продвижения

Translation services Market reports & consulting Copywriting Corporate publications Design & print solutions Web design Event management Promotion

Энергоэффективность добычи нефти

АХМАДЕЕВ Руслан Ринатович Начальник отдела добычи нефти и газа ТПП «Покачевнефтегаз»

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ КОМПЛЕКСНЫХ ПРИВОДОВ С ВЕНТИЛЬНЫМ ДВИГАТЕЛЕМ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ сновным потребителем электроэнергии при добыче нефти в ТПП «Покачевнефтегаз», как и на многих других добывающих предприятиях, остаются ЭЦН. Именно эти системы установлены примерно в 80% скважин фонда ТПП, и на них приходится более 95% добычи нефти. Остальные 20% — штанговый фонд (см. «Действующий фонд нефтяных скважин по способам эксплуатации»). До недавнего времени отечественные производители оборудования, в том числе и для нефтяной промышленности, уделяли недостаточное внимание экономичности потребления электроэнергии. Сегодня действия правительства и динамика тарифов на электроэнергию заставляют пересматривать приоритеты (см. «Объем потребления электроэнергии и динамика цен на электроэнергию»). По прогнозам специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», тарифы в обозримом будущем могут вырасти в 3,5 раза по сравнению с сегодняшними. Одним из направлений повышения энергоэффективности эксплуатации скважинного оборудования в ТПП «Покачевнефтегаз», по итогам проведенных экспериментов и расчетов, стало внедрение вентильных приводов взамен традиционных асинхронных ПЭД.

Действующий фонд нефтяных скважин по способам эксплуатации

56 №3/2010

Более 10 лет назад по техническим условиям ОАО «ЛУКОЙЛ» началась разработка вентильных двигателей с использованием в роторе постоянных магнитов. У вентильных двигателей (ВД) в роторе нет замкнутой обмотки (см. «Различия между асинхронным и вентильным ПЭД»). По информации разработчика и производителя ВД — компании «РИТЭК-ИТЦ», разница в КПД между ЭЦН и ВД одной мощности составляет от 5% до 8% (см. «Сравнительные показатели КПД вентильных и асинхронных двигателей»). Среди преимуществ вентильных двигателей перед асинхронными можно назвать более высокие значения КПД, незначительные изменения КПД и сosφ при изменении нагрузки двигателя и при колебаниях напряжения, меньший нагрев электродвигателя, более эффективную работу с переменными нагрузками, возможность плавного пуска, а также снижение потерь мощности в кабеле. Кроме того, вентильные двигатели оказываются наиболее удачным решением для применения на скважинах, в которых необходимо изменять депрессию на пласт, а также на скважинах, где потенциально возможно снижение пластового давления (новые скважины с несформировавшейся системой ППД). Основных недостатков у ВД два: во-первых, их высокая стоимость и, во-вторых, необходимость использования станций управления одного производителя — производителя ВД.

Объем потребления электроэнергии и динамика цен на электроэнергию

инженерная практика Различия между асинхронным и вентильным ПЭД

Замер потребляемой мощности при эксплуатации ЭДУ и КПВД

ЭКСПЕРИМЕНТ С ЗАМЕНОЙ ПЭД

Зависимость дебита, напора и потребляемой мощности от частоты вращения электродвигателя

На этапе принятия решения по внедрению ВД в 2009 году в ТПП «Кагалымнефтегаз» провели эксперимент. Были выбраны три скважины, где на тот момент насосы работали в пределах номинальной рабочей зоны по производительности с асинхронными двигателями. На скважины установили счетчики потребления электроэнергии, и после 10-14 суток замеров установки извлекли. Затем асинхронные ПЭД (ЭДУ) заменили на комплексные приводы с ВД (КПВД), не меняя сами насосы, НКТ и кабель, и установки вновь спустили в сква-

Сравнительные показатели КПД вентильных и асинхронных двигателей 32 кВт

40 кВт

48 кВт

56 кВт

64 кВт

Асинхронный двигатель

84,5

Вентильный двигатель

90,6

90,8

91,4

91,6

Результаты замеров потребляемой мощности в ТПП «Когалымнефтегаз» Асинхронный двигатель Куст/ скв.

Тип счетчика эн. Потреб.

63/1097

Вентильный двигатель ΔN

ГНО

ПЭД

Qж (м3/сут)

Нд/Рз

Nэд, кВА

ГНО

ПЭД

Qж (м3/сут)

Нд/Рз

Nэд, кВА

Реактивный — ТИП ЦР4У — И673М, Активный — ТИП ЦЭ6803В кВт-ч

50-1800

ЭДУ-32

59,7

1257/1

41,36

50-1800

ВД-32

66,9

1530/19,1

36,42

4,94

58/8160

Ц3603В зав. №0747771005319476(активный), СР4У-673М №1181(реактивный)

60-1800

ЭДУ-32

72,4

1094/2,3

41,08

60-1800

ВД-32

73,0

1040/1,3

24,76

16,32

118/1301

Реактивный — ТИП ЦР4У — И673М, Активный — ТИП ЦЭ6803В кВт-ч

TDK- 3301450

ЭДУ-32

35,8

1232/5

34,11

TDK-3301450

ВД-32

32,53

1366/16,5

22,4

11,71

№

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Распределение фонда скважин по типоразмерам асинхронных ЭД (на 01.01.2010 г.)

Зависимость изменения Qж и потребленной электроэнергии от оборотов электродвигателя по скважинам ТПП «Покачевнефтегаз» Δn-вд, %

ΔQж, %

7,4

23,1

8,0

36,8

2860

7,5

11,1

20,5

Куст/скважина

n-вд

Qж

Nэд, кВА

35/1163

2900

2700

2500

17,5

322/1066 2660

Nэд, кВА,%

Снижение энергопотребления при замене ПЭД 32 на ВД 32 Удельное Среднесуточный Снижение Экономия энергопотребление, отбор скважинной энергопотребления, энергоресурса, кВт·ч/м3 продукции кВт·ч/м3 кВт·ч/год КПВД

12,7

АД

16,4

48,2

3,7

65 094

жины. По результатам нескольких замеров провели сравнение показателей (см. «Замер потребляемой мощности при эксплуатации ЭДУ и КПВД») Минимальная экономия электроэнергии составила порядка 5 кВт на скважину. Другие показатели отражены в таблице (см. «Результаты замеров потребляе-

Перспективы внедрения УЭЦН с ВД

мой мощности в ТПП «Когалымнефтегаз»). Дебит, набор и мощность пересчитываются по известным формулам от частоты вращения электродвигателя (см. «Зависимость дебита, напора и потребляемой мощности от частоты вращения электродвигателя»). Далее мы отслеживали, как меняется дебит по жидкости, а также потребление электроэнергии при уменьшении частоты вращения двигателя на 7,5-8% (см. «Зависимость изменения Qж и потребленной электроэнергии от оборотов электродвигателя по скважинам ТПП «Покачевнефтегаз»). Как мы видим, при изменении числа оборотов на 7-8% порядок изменения дебита имеет также прямую зависимость, а количество потребляемой электроэнергии меняется более чем в 2-3,5 раза.

ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ КПВД При принятии программы повышения энергоэффективности в ОАО «ЛУКОЙЛ» на 2010-2012 годы именно наше предприятие ТПП «Кагалымнефтегаз» было выбрано площадкой по широкомасштабному внедрению КПВД с последующей оценкой эффективности данного оборудования. Существующий фонд асинхронных двигателей мы разделили на три группы мощности: 1) менее 32 кВт; 2) 32-64 кВт; и 3) более 64 кВт (см. «Распределение фонда скважин по типоразмерам асинхронных ЭД»). Такая градация была выбрана в связи с тем, что дан-

Сравнение стоимости оборудования КПВД и асинхронного погружного электродвигателя, в текущих ценах Элемент оборудования

Стоимость, руб. с НДС

ВД 32(117) «РИТЭК-ИТЦ» с ТМС

326 220,90

СУ «РИТЭКС-03Ц»

385 000,00

Асинхронный ПЭД 32(117) с ТМС

196 930,00

СУ 250А с частотным преобразователем, ООО «Борец»

400 000,00

КПВД

АД

Отношение затрат КПВД в сравнении с АД, ±, руб. 58 №3/2010

Итого стоимость комплекта, руб. с НДС

711 221

596 930

114 291

инженерная практика

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Информация по отказам ВД на 01.01.10 г.

Вопрос: Была ли у вас возможность учитывать реактивную мощность? Руслан Ахмадеев: Была. Мы учитывали полную мощность. Реактивная мощность для вентильных двигателей равна нулю. «Борец», насколько я знаю, заявляет cos φ на уровне 0,96-0,97, а «РИТЭК-ИТЦ» — на уровне 0,98-0,99. Вопрос: Какое сечение кабеля вы используете? Р.А.: Стандартно — 3х16 мм. Я понимаю, конечно, хорошо сейчас говорить, что подбор нужно делать, учитывая все условия. Но все понимают, какая сегодня экономическая ситуация в стране. Я не думаю, что большинство предприятий не может позволить себе на ремонтных базах иметь запас всех диаметров труб, кабелей всех сечений. Это надо тоже, все-таки, учитывать как экономическую составляющую.

ный производитель выпускает линейку ВД мощностью от 32 до 64 кВт включительно. Внедрение планируется достаточно масштабным. До конца 2011 года мы предполагаем расширить фонд УЭЦН с КПВД производства «РИТЭК-ИТЦ» до 646 скважин (см. «Перспективы внедрения УЭЦН с ВД»).

НАДЕЖНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ Вентильные приводы в ТПП единично внедрялись с 2002 года, и вся история внедрения, включая 2009 год, не говорит нам о серьезных проблемах с отказами ВД (см. «Информация по отказам ВД на 01.01.10 г.»). Можно отметить четыре отказа с наработкой 12 суток: два по заводскому браку самих электродвигателей и еще два по заводскому браку систем погружной телеметрии (снижение надежности изоляции). Остальные отказы с качеством оборудования не связаны. Из числа спущенных 117 ВД на сегодняшний момент некоторые скважины отработали уже почти 600 суток и остаются в эксплуатации, а по скважине 9075 Покачевского месторождения текущая наработка превышает 1500 суток.

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ На основе замеров в ТПП «Кагалымнефтегаз» были проведены несложные расчеты по экономии энергоресурсов при замене одного асинхронного электродвигателя на вентильный номинальной мощностью 32 кВт (см. «Снижение энергопотребления при замене ПЭД 32 на ВД 32»). С полученными данными сопоставили разницу в стоимости по тендеру второго полугодия 2009 года (см. «Сравнение стоимости оборудования КПВД и асинхронного погружного электродвигателя, в текущих ценах»). Позднее цены были снижены производителями ПЭД обоих типов, но соотношение стоимости осталось прежним. Сопоставление по 2009 году показывает незначительную экономию по фонду — всего 30 тыс. рублей, но это объясняется действовавшим тарифом в размере 1,76 руб./кВт·ч. Если же учесть предпола-

Вопрос: Вы рекомендуете запуск скважины производить на 2500 оборотах и в процессе эксплуатации установки увеличивать частоту, что позволит сохранить добычу. Из вашей практики, насколько вы этим продлеваете жизнь скважины до ремонта? Р.А.: Мы в настоящее время вводим большое количество скважин из бурения. Система ППД не успевает. Поэтому одно из преимуществ КП ВД — это возможность поддержания уровня добычи с меньшим риском отказа ГНО при снижении динамических уровней. По износу пока не могу сказать, преждевременный вопрос. Вопрос: Вы сказали в самом начале, что одно из преимуществ вентильного двигателя состоит в том, что его КПД значительно не меняется с изменением загрузки двигателя. У асинхронных двигателей эта разница составляет ±4% и больше, в зависимости от загрузки двигателя. Как дело обстоит у ВД? Реплика («РИТЭК-ИТЦ»): Все от системы управления зависит. Это программное поддержание момента на валу. Независимость во всем диапазоне частот вращения. Реплика: То есть получается, что практически при любой частоте вращения одна и та же загрузка двигателя. И поэтому cosφ и КПД практически остаются постоянными. Меняются, конечно, но очень незначительно. Не так, как в асинхронном двигателе. Реплика: У нас проводился энергоаудит, и мы получили странные данные. Заявленный cos φ обозначен как 0,94-0,96, и я как энергетик понимаю: мы экономим на потерях кабеля за счет снижения реактивной составляющей. А по данным энергоаудита, у нас получилось по ВД cos φ порядка 0,86, а по асинхронному — 0,8-0,82. То есть очень близко. В чем тут может быть дело? Производитель — «Борец». Реплика: Принципы управления двигателем у «РИТЭК-ИТЦ» и «Борца» немного разные. И поэтому здесь могут быть довольно большие колебания при загрузке вентильных двигателей. Принцип двигателя — да, один и тот же, а вот управление и загрузка при разных режимах — разные. Вопрос: Скажите, что происходит с рабочим током ВД при резком падении нагрузки? Реплика («РИТЭК-ИТЦ»): У вентильных двигателей вообще рабочие токи по сравнению с «асинхронниками», может быть, не в 2, но более чем в 1,5 раза ниже. То есть отстраивается, нет проблем. Сейчас мы выпускаем все с блоками ТМС, поэтому вообще проблем-то нет. В первое время технологи пугались: «Что это там происходит, почему оно то меньше, то больше крутить начинает?» А сейчас понравилось. Реплика: Можно отдыхать, да? Реплика: По крайней мере, решается часть проблем. Вопрос: Скажите, а где-то еще эти вентильные двигатели для других видов оборудования вы не пробовали, не планируете использовать? Винтовые, системы поддержания пластового давления, шурфовые насосы? Р.А: Единственное — есть потребность в малодебитных установках. И одна из самых значительных проблем на сегодняшний день у нас — истирание. Плюс низкая продуктивность скважин не везде позволяет реализовать их потенциал. ШГНы глубоко не спустишь, а ЭЦНы при таких малых дебитах все-таки горят. №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Прогнозные показатели экономии за счет замены в УЭЦН ПЭД на ВД

Планируемый фонд скважин УЭЦН с ВД, шт. Экономия энергоресурса за счет замены ВД на АД, кВт·ч/год/скв.

2009 г.

2010 г.

2011 г.

117

382

646

65 094

Тарифы на потребляемую электрическую мощность, руб./кВт·ч

1,76

2,02

2,32

Экономия энергозатрат, тыс. руб/скв.

114,6

131,5

151,02

Разница в стоимости АД и ВД, тыс. руб.

114,29

Экономия энергоресурсов, млн руб.

13,40

50,23

97,56

Разница в затратах на приобретение оборудования, млн руб.

13,37

43,66

73,83

Итого экономия, млн руб.

0,03

6,57

23,73

гаемый рост тарифов на электроэнергию, то уже в ближайшей перспективе экономия будет весьма весомой (см. «Прогнозные показатели экономии за счет замены в УЭЦН ПЭД на ВД»). Цифры представлены без учета возможной динамики цен на оборудование.

РЕКОМЕНДАЦИИ Текущий опыт эксплуатации ВД подсказывает нам, что в отсутствие блоков ТМС предпочтительно подбирать насосы, исходя из первоначальной частоты

60 №3/2010

вращения вала 2500-2600 об/мин., так как в этом случае остается запас по увеличению оборотов при износе оборудования. Вместе с тем более перспективным следует считать использование в комплекте с ВД погружного блока забойной телеметрии для работы скважины в так называемом «интеллектуальном режиме». В этом случае установка сама добавляет или убавляет обороты и держит оптимальные параметры забойного давления, давления на приеме насоса и температуру двигателя.

Энергоэффективность добычи нефти

РЕБЕНКОВ Сергей Викторович Ведущий инженер ООО «РИТЭК-ИТЦ»

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЕНТИЛЬНЫХ ПРИВОДОВ УЭЦН И УЭВН 2010 году проекту разработки вентильных двигателей (ВД) для УЭЦН исполняется 15 лет. Полтора десятка лет назад перспективы приводов данного типа были еще далеко не ясны, но мы исходили из понимания причин недостатков погружных асинхронных двигателей и природы преимуществ вентильных электродвигателей, которые к тому времени уже применялись в различных машинах. Это понимание позволяло рассчитывать на успех нашего проекта. Сегодня актуализация задачи энергосбережения как в связи с ростом тарифов, так и по причине роста обводненности существующего фонда скважин обеспечила установкам с вентильными двигателями достойное место в ряду самых эффективных современных технических решений для механизированной добычи нефти. Справедливость этого утверждения подтверждается результатами эксплуатации.

Основных недостатков у асинхронных ПЭД два. Первый — это относительно невысокие КПД (83,5-84,5%) и большие значения рабочих и пусковых токов (Iпуска > 5 Iн), что оборачивается повышенным расходом электроэнергии, перегревом двигателя и соответствующим снижением ресурса установки. Второй состоит в недостаточном диапазоне регулирования частоты вращения вала с сохранением стабильного момента, что не позволяет использовать асинхронные ПЭД в качестве привода для установок винтовых насосов (УЭВН) с диапазоном регулирования частоты вращения до 700 об/мин. В обоих отношениях вентильные приводы обладают рядом преимуществ. Снижение энергозатрат объясняется более высокими значениями КПД (91-92%), меньшими значениями рабочих токов, регулированием частоты вращения и применением специальных технологий. Повышение ресурса установки, в свою очередь, происходит за счет более низких перегревов и рабочих токов двигателя, а также за счет перехода от регулирования подачи насоса штуцированием к изменению частоты вращения вала. 62 №3/2010

И, наконец, оптимизация отбора продукции достигается за счет регулирования частоты вращения вала, возможности работы УЭЦН в циклическом режиме и возможности работы с низкой частотой вращения при стабильном высоком моменте, что позволяет экономить электроэнергию и повысить ресурс УЭВН.

УЭЦН

инженерная практика Расчетные показатели энергозатрат на добычу нефти УЭЦН в России Динамика роста количества скважин, эксплуатируемых УЭЦН и УЭВН с вентильным приводом конструкции ООО «РИТЭК-ИТЦ»

АКТУАЛЬНОСТЬ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ Так или иначе, основным показателем, который определил целесообразность замены в установках центробежных насосов асинхронных ПЭД на ВД, стал более высокий КПД последних. Высокий КПД — это не только снижение энергопотребления, но и повышение ресурса всей установки в целом, так как он существенно улучшает режим работы не только самого двигателя, но и других узлов скважинного оборудования. Пятнадцать лет назад относительно низкая стоимость киловатт-часа не стимулировала кардинальных решений в области энергосбережения. Ситуация изменилась, когда обозначился устойчивый рост тарифов на электроэнергию. И в первую очередь негативные последствия этой тенденции почувствовали нефтяники (см. «Расчетные показатели энергозатрат на добычу нефти УЭЦН в России»). Как мы видим, к 2012 году затраты на электроэнергию при добыче нефти УЭЦНами вырастет практически в два раза относительно текущего уровня. Вместе с тем актуализация проблемы энергосбережения связана не только с ростом тарифов, но и с ростом обводненности продукции скважин. Например, при уровне обводненности в 80-90% увеличение этого показателя на 1% приводит к увеличению энергопотребления на 5-10%.

НОВЫЙ ТИП ПОГРУЖНОГО ДВИГАТЕЛЯ В результате проведенной нашей компанией работы был создан совершенно новый тип двигателей для УЭЦН, который сегодня по праву занимает место в ряду высокоэффективного нефтяного оборудования. На начало 2010 года в эксплуатации с ВД нашей конструкции находилось более 900 скважин, из числа которых 203 скважины оборудованы УЭВН (см. «Динамика роста количества скважин, эксплуатируемых УЭЦН и УЭВН с вентильным приводом конструкции ООО «РИТЭК-ИТЦ»). Самых больших наработок наших ВД к настоящему моменту удалось достичь в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». На данный момент текущая максимальная наработка составляет порядка 2 тыс. суток и продолжает расти

2010 г.

2011 г.

2012 г.

Прогнозный показатель добычи нефти УЭЦН, всего, млн. т.

426

441

456

Удельный расход электроэнергии на добычу нефти, кВт·ч/т

87,0

88,9

90,9

Прогноз увеличения тарифа за электроэнергию, руб./кВт·ч

2,09

2,46

2,85

Расход электроэнергии на добычу нефти, млрд кВт·ч

37,1

39,2

41,5

Затраты на электроэнергию, млрд руб.

77,5

96,4

118,3

(см. «Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильным приводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»). В «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» к январю приводы отработали более 1,5 тыс. суток, в «ЛУКОЙЛ-Коми», где ВД используются в основном для винтовых насосов — порядка 1 тыс. суток (см. «Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильным приводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и «Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильным приводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»). Такая динамика роста объемов использования вентильных приводов свидетельствует о том, что заявленные нами технологические ресурсные и энергетические преимущества по фактическим результа-

Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильным приводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» Месторождение

№ скв.

Кол-во отраб. суток

Сибирское

506

1926

Павловское

139

1720

Шагиртско-Гожанское

728

1691

Шершневское

417

1656

Павловское

1617

Москудьинское

140

1545

Сибирское

314

1514

Уньвинское

278

1507

Сибирское

606

1502

Мало-Усинское

125

1430

Москудьинское

365

1426

Шумовское

509

1419

Судановское

613

1386

Куединское

760

1319

Казаковское

303

1294

Быркинское

491

1292

Быркинское

447

1291

Софьинское

1277

………………

……

Казаковское

314

908 №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильным приводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» Месторождение

№ скв.

Кол-во отраб. суток

Покачевское

9075

1567

Даниловка

2393

1556

Ватьеганское

1249

1530

ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь»

Повховское

11Р

1436

ОАО «РИТЭК»

Даниловка

2013

1412

Ватьеганское

2838

1408

Ватьеганское

8279

Теревское

Нефтегазодобывающее предприятие

Снижение энергопотребления, % 10–25 15

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»

24–34

1399

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

45–60

7020

1273

ОАО «Татнефть»

45–48

Юж.-Урьевское

2301

1207

ОАО «ТНК-Нягань»

50–63

Ватьеганское

2725

1207

Сев.-Урьевское

531

1203

Ватьеганское

3170

1192

Повховское

3249

1165

Даниловка

2275

1160

Повховское

6368

1156

Красноленинск

32520

1127

Ватьеганское

531

1122

Сев.-Урьевское

5256

1110

………………

…….

Ватьеганское

4201

746

там эксплуатации были подтверждены всеми нефтедобывающими предприятиями, в которых ведется их интенсивное внедрение.

СНИЖЕНИЕ ЗАТРАТ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

№ скв.

Кол-во отраб. суток

Усинское

1596

1320

Усинское

3058

1275

Усинское

8106

1257

Усинское

1250

Усинское

3307

1156

Усинское

1304

1111

Усинское

8108

1083

Усинское

2931

1073

Усинское

3057

1065

Усинское

8307

928

Усинское

360

924

Усинское

8123

909

Первыми в НК «ЛУКОЙЛ» фактические замеры снижения энергопотребления провели специалисты пермского добывающего предприятия в 2004 году. Замеры подтвердили снижение энергопотребления на 25%. Снижение энергопотребления подтверждалось замерами и в других нефтедобывающих предприятиях. Однако внедрение сравнительно небольших объемов вентильных двигателей накладывалось на отсутствие учета энергопотребления по каждой скважине и единой методики проведения работ по определению энергоэффективности ВД. До сих пор отсутствие количественных оценок по утвержденным методикам делает невозможным использование отдельных замеров в экономических расчетах. До последнего времени основным направлением работ по снижению потребления электроэнергии в нефтяной отрасли были организационно-технические мероприятия. Широкое внедрение вентильного привода — одно из немногих энергосберегающих мероприятий чисто технического характера. Между тем, для включения использования вентильных приводов в программу энергосбережения требуется количественная оценка экономии электроэнергии от их внедрения и технико-экономическое обоснование.

Усинское

1089

890

ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ

Усинское

8109

889

Усинское

6208

870

Усинское

8363

870

Усинское

7087

761

Усинское

1011

710

…

…….

2755

397

В прошлом году в компании «ЛУКОЙЛ» проводились замеры энергопотребления в одних и тех же скважинах, при одних и тех же условиях эксплуатации, с заменой привода (см. «Результаты замеров снижения энергопотребления при замене в УЭЦН и УЭВН ПЭД на вентильные ВД»). Производились замеры и на Восточно-Перевальном месторождении компании «РИТЭК». По результатам замеров, 15-процентное снижение энергопотребления оказалось минимальной цифрой.

Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильным приводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Месторождение

………….. Усинское 64 №3/2010

Результаты замеров снижения энергопотребления при замене в УЭЦН и УЭВН ПЭД на вентильные ВД

инженерная практика Показатели, определяющие снижение энергопотребления при замене в УЭЦН ПЭД на ВД Факторы, обеспечивающие снижение энергопотребления

Энергетические показатели ПЭД и ВД

Показатели, определяющие энергопотребление

Разница в КПД двигателей

5-6

Разница в значениях рабочих токов, определяющих потери в кабельной линии

3-4

8-10

Регулирование подачи насоса изменением частоты вращения взамен штуцирования

20-25

Метод циклических отборов

38-55

Снижение потребляемой насосом мощности при регулировании частоты вращения*

12-15

Энергетические показатели ПЭД и ВД

8-10

Более высокие КПД ЭЦН с большими подачами

30-45

Энергетические показатели ПЭД и ВД

8-10

* при фактической частоте вращения насоса 2750 об/мин.

Следует отметить в этой связи, что диапазон полученных величин объясняется не только значениями энергетических показателей асинхронных и вентильных двигателей, но и технологическими параметрами эксплуатации. В первую очередь, это использование регулирования частоты вращения при приведении в соответствие режимов работы системы «насос-пласт» (см. «Показатели, определяющие снижение энергопотребления при замене в УЭЦН ПЭД на ВД»).

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ВАЛА Возможность регулирования частоты вращения вала ВД позволяет компенсировать неточности подбора оборудования, которые имеют место даже при использовании самых современных и технологических программ подбора (см. «Фактические частоты вращения УЭЦН с ВД в скважинах ОАО «ЛУКОЙЛ»). Средневзвешенная частота составляет 2750 об./мин. В связи с тем, что преимущества такой настройки работы УЭЦН сегодня абсолютно очевидны, регулирование частоты вращения вала переходит из категории опций станции управления в стандартную комплектацию установки центробежных насосов. При этом регулирование частоты вращения ЭЦН с ВД обладает существенным преимуществом перед регулированием асинхронного двигателя преобразователем частоты (ПЧ). Разница составляет 8-10%. При использовании ПЧ без фильтра снижается КПД асинхронного двигателя, а при установке фильтра снижается КПД уже самой станции управления — примерно на 3%. При этом полная комплектация такими системами УЭЦН с асинхронными ПЭД существенно приближает их стоимость к стоимости установок с ВД, в случае использования которых нет необходимости ставить фильтры напряжения на вход.

РЕЖИМ ЦИКЛИЧЕСКОГО ОТБОРА Использование ВД в установках, работающих в режиме циклических отборов, представляет собой отдельное преимущество.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Чем объясняется отсутствие зарубежной продукции в этом сегменте? Мы что, настолько удачно скрываем информацию? Сергей Ребенков: Нет, почему же?! К сожалению, уже не очень удачно. Уже, в принципе, работа идет. Вопрос: В чем различия между системами управления ВД разных производителей? С.Р.: Насчет систем конкурентов я ничего не могу сказать. Наш принцип управления заключается в том, что ПЧ питает обмотку статоров по определенному алгоритму, и в каждый момент времени по двум фазам мы питаем двигатель, а по одной фазе мы отслеживаем положение ротора. И мы управляем двигателем таким образом, что поле статора по отношению к полю ротора перемещается с опережением в 90°. Ротор в этом смысле сродни пружинке, подвешенной в магнитном поле, что позволяет ему быстро реагировать на изменение момента, на изменение нагрузки во всем диапазоне. Вопрос: Подтверждается ли на практике заявляемый высокий cos φ вентильных двигателей? С.Р.: На самом деле в данном случае правильнее говорить не о двигателе, а об установке в целом. Если напрямую подсоединить ВД к станции управления, то cos φ будет равен примерно единице, поскольку ВД не потребляет активную мощность в силу его частоты. Но у кабельной линии есть своя емкость, и поэтому cos всей установки немного ниже. Вопрос: Насколько ограничена сфера применения ваших ВД? Вы не собираетесь расширять линейку выше 45 кВт? С.Р.: Уже есть ВД на 64 кВт. Были опытные образцы на 125 кВт. Вопрос: Что можете сказать о температурных показателях? С.Р.: Мы проводили испытания на собственном стенде. Перегрев внутренних частей ВД относительно корпуса составил не более 20°С. Это при максимальных номинальных нагрузках и даже выше. Испытывали при 150°С. Вопрос: Вы не рассматривали возможность применения ВД в системах ППД и внутрипромысловой перекачки жидкостей? С.Р.: Мы думали об этом, просто ресурсов пока за все браться не хватает. Для завода в Тольятти мы делали установки на 6 тыс. об./мин. Успешно работает до сих пор. Владимир Ивановский: Я хотел бы добавить несколько слов. Во-первых, по тому, какие были условия эксплуатации по республике Коми по вентильным двигателям для винтовых насосных установок. Очень высокая вязкость, напор от 1000 до 1400 м, иногда несколько меньше. Частоты вращения с ВД от 350 до 500 об/мин. Мехпримесей там достаточно, но из-за того, что высокой вязкости нефть, эти мехпримеси не так сильно воздействуют, поскольку нефть является еще и смазывающим элементом. Проблема есть там с температурой, потому что на некоторых месторождениях используется термовоздействие на пласт, и, соответственно, температуры могут быть довольно высокие. С другой стороны там, где нет термовоздействия на пласт, температуры аномально низкие. Это малодебитные скважины с добычей от 8 до 30 м3/сутки при температуре пласта 20-25°С. На месторождениях «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» условия немножко получше: более сцементированные пласты, меньше механических примесей. Но тем не менее проблемы везде есть. И там есть часто ремонтируемый фонд, на котором в основном и используются установки с ВД. №

3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Фактические частоты вращения УЭЦН с ВД в скважинах ОАО «ЛУКОЙЛ» Показатель

Частота вращения (n), об/мин.

Количество скв, % Средневзвешенная частота вращения, об/мин.

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

1,6

3,0

3,8

12,6

7,2

9,2

35,0

14,0

7,6

2,4

1,6

1,2

0,6

0,2

2750

Многократные запуски асинхронных ПЭД сопровождаются токовыми бросками, которые приводят к существенному снижению ресурса не только самого двигателя, но и кабеля и всех стыковочных узлов. Ухудшается тепловой режим работы двигателя, так как отбор продукции производится не из пласта, а с динамического уровня. При этом двигатель практически не охлаждается, что также снижает ресурс изоляции и т.д. При методе циклических отборов с использованием ВД пусковые токи не превышают номинальных значений, а меньший собственный перегрев обмотки ВД позволяет ему длительное время работать без охлаждения потом жидкости, без снижения ресурса

66 №3/2010

изоляции. Кроме того, возможности регулирования частоты вращения позволяют выбирать оптимальный темп отбора продукции. Такую технологию с использованием наших вентильных приводов одно из работающих на месторождениях «ТНК-ВР» сервисных предприятий использует более чем на 50 скважинах. По подтвержденным заказчиками сведениям, эта технология позволила снизить энергопотребление на добычу нефти более, чем в два раза при одновременном росте наработок и уровня добычи. Нефтяники получили новый вид оборудования, который позволяет решать многие технологические задачи при одновременном снижении энергопотребления.

Энергоэффективность добычи нефти

ЧАСТО ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

АСПО БГС БКНС ВЗД ВМСБ ВНК ВНР ВНР ВНЭ ВСП ГЗД ГНКТ ГНО ГРП ГТМ Гф ДНС ЗУ КВД КВУ КВЧ КИН КНС КОС КРС МРП НГДУ НКТ НнО ОК ОПЗ ОПИ ОРД 68 №3/2010

асфальтено-смоло-парафиновые отложения. бурение горизонтального ствола (скважины). блочная кустовая насосная станция. винтовой забойный двигатель. восполнение минерально-сырьевой базы. водонефтяной контакт. водонефтяной раздел. вывод (установки) на режим. водонефтяная эмульсия. внутрискважинная перекачка (воды). гидравлический забойный двигатель. гибкая (насосно-компрессорная) труба, колтюбинг. глубинно-насосное оборудование. гидравлический разрыв (гидроразрыв) пласта. геолого-техническое мероприятие. газовый фактор. дожимная насосная станция. замерное устройство. кривая восстановления давления. кривая восстановления уровня. концентрация взвешенных частиц. коэффициент извлечения нефти. кустовая насосная станция. кремнийорганические соединения. капитальный ремонт скважин. межремонтный период. нефтегазодобывающее управление. насосно-компрессорная труба. наработка на отказ. обратный клапан, обсадная колонна. обработка призабойной зоны (пласта). опытно-промысловые испытания. одновременно-раздельная добыча.

ОРЗ ОРЭ ПВГ ПВР ПДГ ПЗП ППД ППН ПРС ПЧ ПЭД РИР РЧХ СВБ СНО СОД СУ СШНУ ТКРС ТРС УДЭ УШВН УШГН УЭВН УЭЦН ЦДНГ ЦПС ЧРП ЧРФ ЭК ЭЦН

одновременно-раздельная закачка. одновременно-раздельная эксплуатация. переход (перевод скважины) на вышележащий горизонт. прострелочно-взрывные работы. переход (перевод скважины) на другой горизонт. призабойная зона пласта. поддержание пластового давления. промысловая подготовка нефти. подземный ремонт скважин. частотно-регулируемый привод. погружной электродвигатель. ремонтно-изоляционные работы. рабочая часть характеристики. сульфатовосстанавливающие бактерии. средняя наработка на отказ. средства очистки и диагностики. станция управления. скважинная штанговая насосная установка. текущий и капитальный ремонт скважин. текущий ремонт скважин. установка дозирующая электронасосная. установка штангового винтового насоса. установка штангового глубинного насоса. установка электровинтового насоса. установка электроцентробежного насоса. цех добычи нефти и газа. центральный пункт сбора нефти. частотно-регулируемый привод. часто ремонтируемый фонд (скважин). эксплуатационная колонна. электрический центробежный (электроцентробежный) насос.

Хотите, чтобы все сложилось благополучно?

Не теряйте времени на поиски!

Долото SMITH IDEAS – самое подходящее долото.

Когда требуется долото, точно соответствующее Вашим условиям бурения, лучшее решение – долото SMITH IDEAS.

В О З М О Ж Н О С Т И Б Е З Г РА Н И Ч Н Ы

ул.

Обручева

30/1,

Москва,

495

730

0731

Инженерная практика №3’2010

В номере:

`2010 Производственно-технический нефтегазовый журнал

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА

Oilfield Engineering

Выбор оптимального режима эксплуатации комплексных приводов с вентильным двигателем

Энергосберегающий дизайн УЭЦН, УЭВН, УШВН, ШСНУ