Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

72
ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА Oilfield Engineering В номере: Энергетика эксплуатации скважин механизированными способами, выбор способа эксплуатации, пути повышения энергоэффективности `2010 Геология и геологоразведка. Капитальное строительство. Строительство скважин. Повышение нефтеотдачи. Текущий и капитальный ремонт скважин. Механизированная добыча. Транспорт и подготовка УВС. Повышение энергоэффективности на нефтедобывающих предприятиях: стратегия, программы, практический опыт, энергоаудит Повышение энергоэффективности с использованием частотно- регулируемых приводов Производственно-технический нефтегазовый журнал Определение энергоэффективности на стадии подбора добывающего оборудования Выбор оптимального режима эксплуатации комплексных приводов с вентильным двигателем Энергосберегающий дизайн УЭЦН, УЭВН, УШВН, ШСНУ

Upload: -

Post on 30-Mar-2016

305 views

Category:

Documents


10 download

DESCRIPTION

Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

TRANSCRIPT

Page 1: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКАOilfield Engineering

В номере:

Энергетика

эксплуатации скважин

механизированными

способами,

выбор способа

эксплуатации,

пути повышения

энергоэффективности

2010

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

Повышение энергоэффективности нанефтедобывающих предприятиях: стратегия,программы, практический опыт, энергоаудит

Повышение энергоэффективности с использованием частотно-регулируемых приводов

Производственно-технический нефтегазовый журнал

Определение энергоэффективности на стадии подбора добывающего оборудования

Инж

енер

ная

пр

акт

ика

№3’2

010

Выбор оптимального режима эксплуатациикомплексных приводов с вентильным двигателем

Энергосберегающий дизайнУЭЦН, УЭВН, УШВН, ШСНУ

Page 2: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

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

у л . О б р у ч е в а 3 0 / 1 , М о с к в а , 7 4 9 5 7 3 0 0 7 3 1

Page 3: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

1

инженерная практика

№3/2010

Повышение энергоэффективности нефтегазодобычи как инженерная задача складывается

из множества уровней выбора, начиная с решений о способе эксплуатации фонда скважин и за-

канчивая 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 энегрго-

затрат в себестоимости добычи углеводородов сделал вопросы бережного отношения к затрачи-

ваемой энергии чрезвычайно актуальными. Тем не менее системная работа в этом направлении

в большинстве случаев только-только начинает складываться. Она требует новых моделей взаи-

модействия технологов, энергетиков, геологов, производителей оборудования, разработчиков

программного обеспечения и многих других специалистов, так или иначе вовлеченных в эксплуа-

тацию 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 под-

бора скважинного оборудования, выбора режимов его эксплуатации и внедрению новых техни-

ческих 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»

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА:Повышение энергоэффективности

добычи нефти и газа

Page 4: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Энергетика эксплуатации скважин механизированнымиспособами, выбор способа эксплуатации, пути

повышения энергоэффективности

ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич, заведующий кафедрой РГУ нефти и газа

4 им. И.М.Губкина, д.т.н., профессор

Повышение энергоэффективности на предприятияхООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

ПРИВАЛОВ Сергей Николаевич, главный энергетик — начальник отдела

18 ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Энергосберегающий дизайн УЭЦН

ТАРАСОВ Виталий Павлович, главный 26 специалист ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

Модель бенчмаркинга для нефтегазового оборудования

ЗУЕВ Алексей Сергеевич, начальник отделаэнергосбережения Управления энергетики

34 ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

Определение энергоэффективности на стадииподбора добывающего оборудования

ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич, заведующий кафедрой РГУ нефти и газа

38 им. И.М.Губкина, д.т.н., профессор

Повышение энергоэффективности нефтедобычи

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

ЕЛИСЕЕВ Максим Валерьевич, 42 главный инженер проектов АНО «ЦЭ РБ»

Энергетические показатели добычи

и подготовки нефти

КОНОВАЛОВ Владимир Викторович,

главный специалист отдела энергосбережения

Управления энергетики

ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» 44

Обобщение опыта внедрения

энергосберегающих технологий

на Южно-Хыльчуюском

нефтегазовом комплексе

ШАРАПОВ Игорь Владиславович,

начальник ОДНГ

ООО «Нарьянмарнефтегаз» 50

Выбор оптимального режима

эксплуатации комплексных

приводов с вентильным двигателем

для обеспечения максимальной

экономии электроэнергии

АХМАДЕЕВ Руслан Ринатович,

начальник отдела добычи

нефти и газа

ТПП «Покачевнефтегаз» 56

Энергетическая эффективность вентильных

приводов УЭЦН и УЭВН

РЕБЕНКОВ Сергей Викторович,

ведущий инженер ООО «РИТЭК-ИТЦ» 62

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 68

Издатели:ООО «Издательство «Энерджи Пресс»

ООО «Би Джи Промоушн»

[email protected]

Редколлегия:КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович,

координатор Экспертного совета по

механизированной добыче нефти, к.т.н.

[email protected], www.pump-sovet.ru

ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич,

заведующий кафедрой, профессор

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н.

[email protected]

www.energy-seminar.ru

Главный редактор:Александр ДОЛГОПОЛЬСКИЙ

[email protected]

Реклама и услуги Издательства:Евгений БЕЛЯЕВ

Маркетинговое агентство BGpromotion

Тел.: +7 (903) 580-94-67

[email protected]

Издательство Energy Press:Тел./факс: +7 (495) 371-01-74

www.energy-seminar.ru, www.energy-press.ru

[email protected]

Почтовый адрес: 109428, Россия,

г. Москва, ул. Рязанский проспект, 30/15, а/я 9

Подписка:Оформить бесплатную подписку и скачать

электронные версии выпусков журнала можнона вебсайте (www.energy-seminar.ru).

Производственно-технический нефтегазовыйжурнал «Инженерная Практика» —

официальное издание семинаров Экспертногосовета по механизированной добыче нефти,

Издательства Energy Press и РГУ нефти и газаим. И.М. Губкина, посвященных

совершенствованию производства и технологий в области разработки нефте -

газовых 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.

Фот

о на

обл

ожке

:ко

рр

ози

я П

ЭД

ТЕ

ПА

НО

ВС

.Г.

ОО

О «

РН

-Ста

вро

по

льн

еф

тега

з»

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

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

Page 5: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Экспертный совет по механизированной добычеГор. линия: +7 (929) 613-4017 Тел./факс: +7 (499) 270-5525 [email protected] 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 прогно-зирования и предупреждения солеотложений, 9–10 ноября 2010 г., г. Нижневартовск.

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 ведущихтехнологов, 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-техническихподразделений.

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: [email protected]Тел./факс: +7 (495) 371-0174, (499) 270-5525, (929) 613-4017

ОО

О «

РН

Ста

вро

по

льн

еф

тега

з»

www.pum

p-sovet.ru

www.energy-seminar.ru

Page 6: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Через 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

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 150до 155 тысяч нефтяных скважин. Примерно 30 тысячскважин из этого числа простаивают. С одной сторо-ны, это экономия энергозатрат, но нельзя забывать отом, что разработка месторождений во многом стра-дает из-за неправильной сетки размещения скважини недостатков их эксплуатации.

Средний дебит российской нефтяной скважины со-ставляет всего-навсего 8,4 тонны в сутки. В США сред-ние дебиты намного меньше (1,4 т/сут.) но американ-ская нефтяная промышленность эксплуатирует свыше600 тысяч скважин. В Саудовской Аравии намногоменьше скважин, но зато каждая скважина дает оченьприличное количество нефти — в среднем около 380тонн в сутки. Если говорить о глобальных факторах,то именно от этого в целом для каждой страны зависити себестоимость добычи нефти, и энерговооружен-ность каждой скважины.

С газовой промышленностью дело обстоит не-сколько проще: энергозатраты на единицу добывае-мой продукции в данном случае намного меньше, и восновном затраты энергии требуются для систем се-парации, систем подготовки, кондиционирования газа,

ЭНЕРГЕТИКА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

МЕХАНИЗИРОВАННЫМИ СПОСОБАМИ,

ВЫБОР СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ,

ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

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

1975

80

70

60

50

40

30

20

10

01988 2009 2020

УЭЦН СШНУ Фонтан Газлифт Иные

Прогнозируемое распределение добычи нефти по способам в РФ

4

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 7: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

поскольку сегодня для работы газовых скважин ис-пользуются только фонтанные системы.

Однако в ближайшее время российской газовойотрасли, скорее всего, предстоит заняться добычейметана из угольных пластов. В процессе добычи изугольных пластов придется отбирать жидкость, и ра-бота этих насосных установок будет требовать затратэнергии. И в этом случае КПД оборудования будеточень и очень важен, поскольку, помимо решения за-дачи подъема жидкости с минимальными затратами,нужно будет решать вопросы ее утилизации. В прин-ципе, такая же проблема стоит и перед системамиподдержания пластового давления, где КПД имеет ко-лоссальное значение.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКВАЖИН ПО СПОСОБАМ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В настоящее время продолжает расти количествоскважин, эксплуатируемых погружными центробежныминасосами с электроприводом (ЭЦН). Начиная 1990-гогода увеличение фонда УЭЦН происходит за счет со-кращения числа скважин, оборудованных штанговыминасосными установками. В то же самое время почтине растет число так называемых «прочих» скважин,эксплуатируемых в первую очередь винтовыми насос-ными установками как с погружным двигателем, так ис поверхностным приводом.

Такая распространенность УЭЦН связана, в ос-новном, с тем, что это очень гибкий инструмент длянефтяников. Фактически ничего не переделывая наустье скважины, можно менять установки так, какнам захочется, после каких бы то ни было ГТМ, ГРПи т.д. Со штанговыми насосами, естественно, такоеневозможно.

Между тем, прогноз на обозримое будущее рас-крывает перед нами иную картину (см. «Прогнозируе-мое распределение добычи нефти по способам вРФ»). В прошлом году 71% объема добычи нефти внашей стране был обеспечен УЭЦН. Но уже в ближай-шее время, насколько можно судить сегодня, доляцентробежных насосов в добыче будет значительно

Напор ступени: 3 – 20 мМонтажная высота ступени: 30 – 180, мм; КПД: 25 – 70%

КПД, напор, мощность

Энергосбережение?

Подача, Q

РЧХ1 РЧХ2

Характеристики ступеней и УЭЦН различных типоразмеров

В левой частиработает 35%всех УЭЦН

В РЧХ работаетдо 50% всех УЭЦН

В правой частиработает 15%всех УЭЦН

РЧХ на воде

РЧХ на нефти

Параметры эксплуатации отечественных УЭЦН

Кп<0,75 В рабочей части Кп>1,25

Характеристика ступени насоса ЭЦНДА

100%

00

1

2

3

4

5

6

7

8

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Нап

ор, м

Режимы эксплуатации УЭЦН

5

инженерная практика

№3/2010

Page 8: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

снижена. В первую очередь это связано с тем, что натех месторождениях, где сегодня используются УЭЦН,резко увеличивается обводненность и снижается пла-стовое давление.

В то же время на вводимых сегодня в разработкуместорождениях центробежные насосы зачастую немогут применяться в силу высокой вязкости нефти. Ив будущем, с началом активной разработки шельфа,эта тенденция будет только набирать силу. К 2020 годудоля нефти, которая будет добываться малораспро-

страненными сегодня видами оборудования, и в пер-вую очередь винтовыми насосными установками, мо-жет достичь 10%. Также должна возрасти и доля неф-ти, добываемой с помощью фонтанных и газлифтныхустановок. В данном случае речь также прежде всегоидет о месторождениях на шельфе с пока еще высо-кими пластовыми давлениями.

С другой стороны, расти будут абсолютные цифрыдобычи жидкости каждым видом оборудования. И по-скольку будет добываться намного больше воды, анефти будет меньше, вопросы энергосбережения иэнергоэффективности оборудования для механизиро-ванной добычи станут одними из самых важных.

3000

Напор, м

2000

1000

Подача, м

0 10 100 1000 100000

УЭДН

СШНУ

УШВН

ГПНУ

УЭЦНДУСШН

Области применения механизированных способов добычи нефти(технические возможности)

Энергоэффективность

Энергоэффективность

1800 2500

20 60

1500

4

Энергоэффективность

Энергоэффективность

Энергоэффективность

L спуска, м

Св. газ, %

Ндин, м

Н = Ндин

Н = Нсп

Р = Рнас

Р = Рпл

КВЧ, г/л

Свободныйгаз, %

Температура, °C

Тпр, °C

90 140

Глуб

ина,

м

Зависимость энергоэффективности УЭЦН от условий работы

6 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 9: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИОБОРУДОВАНИЯ

Распределение расхода энергии на подъем жидко-сти, поддержание пластового давления (ППД), про-мысловый транспорт нефти и газа и их подготовку су-щественно разнится в зависимости от региона исвойств разрабатываемых пластов. Но самым глав-ным потребителем электроэнергии в подавляющембольшинстве случаев оказываются скважинные на-сосные установки.

К сожалению, только на трети скважин УЭЦН рабо-тают в пределах рабочей части номинальной характе-

ристики (см. «Режимы эксплуатации УЭЦН»). В значи-тельной части случаев установки эксплуатируются запределами левой границы рабочей характеристики,некоторое количество — в правой части. Левая зонаотличается низким КПД, тогда как усилия на рабочихколесах, направляющих аппаратах, в системах осевыхподшипников достаточно велики, а количество жидко-сти, которое отводит тепло от этих элементов, доста-точно мало. Именно поэтому работа большого количе-ства установок в левой зоне приводит к тому, что износподшипниковых узлов резко возрастает, равно как изатраты на подъем жидкости в связи с низким КПД и

Энергоэффективность

Высокодебитные ЭЦН

Среднедебитные ЭЦН

Низкодебитные ЭЦН

Кол-во свободного газа

0 20 40 60 80 100%

Влияние свободного газа

7

инженерная практика

№3/2010

Page 10: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

большими температурами. Повышение температурыприводит не только к снижению наработки на отказ,но и очень сильно влияет на энергопотребление обо-рудования.

Сегодня нередко приходится слышать, как некото-рые фирмы-изготовители оборудования заявляют о соз-дании новых энергоэффективных ЭЦН, указывая на ихсущественно меньшую номинальную мощность приодинаковых напорных характеристиках со стандартнымоборудованием. Однако на практике может оказаться,что все энергетические преимущества оказываются внерабочей части характеристики (см. «Характеристикиступеней и УЭЦН различных типоразмеров»).

Поэтому сформулированные таким образом энер-гетические преимущества не только не полезны, но да-же вредны, поскольку могут ввести в заблуждение.Сделать вывод о том, в каком режиме работает обору-дование, можно только с учетом того, что мы, крометока, будем измерять еще очень большое количестворазных параметров работы оборудования.

ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УСТАНОВОКРАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ

Существует схема областей применения скважин-ных насосных установок разного типа в соответствиис их техническими параметрами (см. «Области приме-нения механизированных способов добычи нефти(технические возможности)»). Если же подходить к

этому вопросу с точки зрения энергоэффективностиили экономики, то картина будет значительно отли-чаться. Конечно, очень неплохо было использовать,например, установки диафрагменных насосов для ма-лодебитных скважин, но экономика по надежностиэтого вида оборудования намного проигрывает другимвидам оборудования, в частности, штанговым насос-ным установкам.

На сегодняшний день есть технологии, которыепозволяют штанговым винтовым насосным установкамработать в очень широких пределах и с высоким КПДпри достаточно низком уровне затрат на подъем жид-кости. Есть и еще и разработки, которые в ближайшеевремя, надеюсь, тоже появятся — это так называемыевысокотемпературные насосы, которые позволят ра-ботать уже при больших глубинах подвески этих на-сосов и даже при условиях термовоздействия напласт, что тоже позволит расширить области приме-нения такого вида оборудования. При этом особый ин-терес сегодня представляют установки винтовых на-сосов с погружным двигателем, и прежде всего вен-тильным двигателем.

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН

Энергоэффективность УЭЦН зависит от многих па-раметров (см. «Зависимость энергоэффективностиУЭЦН от условий работы»). Например, чем больше глу-бина подвески насоса, тем больше будет снижатьсяэнергоэффективность. И тому есть несколько причин.Во-первых, увеличиваются потери в кабельной линии,во-вторых, увеличиваются потери в НКТ.

Существенно ухудшаются энергетические показа-тели работы ступеней ЭЦН с повышением газовогофактора, даже если мы применяем предвключенныеустройства разного типа.

Снижается энергоэффективность также и при за-глублении динамического уровня — при уменьшениизабойного давления, в том числе, при сложных про-филях скважин и в скважинах с большим отходом отвертикали. В данном случае, во-первых, опять же уве-

Лопастные насосы с колесами открытого типа

8 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Насос-диспергаторМНД 01

Насос НЦ-6

Page 11: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

личивается длина подвески, а кроме того, возникаю-щее в рабочих колесах усилие увеличивает силы тре-ния в опорах, и установка начинает потреблять боль-ше мощности.

Как мы знаем, чем выше содержание механическихпримесей, тем быстрее выходит из строя насос, но этоне единственный отрицательный результат. Наличиемеханических примесей увеличивает коэффициентытрения во всех парах сопряжения трения, и соответ-ственно, увеличивает затраты электроэнергии при ра-боте такого вида оборудования.

И наконец температура. Повышение температурыприводит к тому, что увеличивается сопротивление ка-бельной линии, ухудшается смазка всех трущихся де-талей, соответственно, затраты электроэнергии наподъем жидкости будут увеличиваться.

Высокая температура не только повреждает изоля-цию кабеля, но и значительно снижает проводимостьжил. И поэтому сегодня особенно важна работа по за-мене старых видов изоляции на более термостойкие.По данным некоторых экспериментов, на 1000 м стан-дартной кабельной линии даже при невысоких темпе-ратурах мы можем потерять от 9 до 25 кВт, в зависи-мости от рабочих токов. В реальных условиях сниже-ние напряжения может быть таким большим, что будетпросто невозможно обеспечить нормальный запускдвигателя.

МЕХПРИМЕСИ

В большом количестве случаев (до 65-66%) причи-ной отказа ГНО становится засорение мехпримесями.До момента выхода оборудования из строя начинаетсяувеличение коэффициентов трения и соответствующееувеличение затрат мощности. Все, конечно, зависит отиндекса абразивности конкретного вида мехпримесей.Некоторые виды механических примесей работают во-обще как смазка. Например, мелкодисперсные глиныработают как прекрасная смазка подшипников сколь-жения. Но большинство видов мехпримесей все жеприводят к уменьшению наработки на отказ и увеличе-нию энергозатрат на перекачку жидкости.

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

Выше уже было сказано об отрицательном влияниисвободного газа на энергоэффективность (см. «Влия-ние свободного газа»). Во многих регламентах, во мно-гих технических условиях написана цифра 25% сво-бодного газа, не более. Чем выше подача насоса, темболее эффективно можно работать даже при большомколичестве свободного газа. Низкодебитные насосыне могут работать уже при 18-20% свободного газа. Их

1

7

6

4

8

9

10

11

12

13

14

2

3

4

5

6

7

1 – основание2 – пусковая муфта3 – осевая опора4 – эксцентриковая муфта5 – нижний премный фильтр6 – правый винт7 – правая обойма

8 – левый винт9 – левая обойма10 – корпус11 – верхний приемный фильтр 12 – золотниковый клапан13 – ловильная головка14 – шламовая труба

Энергоэффективная эксплуатация мало- исреднедебитных скважин: одновинтовой сдвоенный насос

9

инженерная практика

№3/2010

Page 12: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

КПД и энергоэффективность падают при наличии все-го 5-10% свободного газа.

В этой связи применяется достаточно много раз-ных предвключенных устройств. Впрочем, они не все-гда играют только положительную роль. Во-первых,установки, в которых используется, например, газо-сепаратор, затрачивают достаточно большое количе-ство дополнительной энергии. Кроме того, известно,что применение газосепараторов провоцирует повы-шенное солеотложение, а солеотложение, естествен-но, снова приводит к уменьшению КПД, по крайнеймере за счет того, что увеличивается коэффициенттрения и требуется большая мощность на работу та-ких систем.

ГАБАРИТЫ ЭЦН

Еще одно направление повышения энергоэффек-тивности сегодня заключается в применении ЭЦН уве-личенных габаритов. Еще несколько лет назад про-изводители насосного оборудования начали вплотнуюзаниматься разработкой ЭЦН повышенных диамет-ральных габаритов, и притом для малых дебитов. Се-годня в габарите 5А выпускаются насосы даже на

30 м3/сутки. Переход на габарит 5А в скважинах диа-метром 146 мм увеличивает подачу ЭЦН на 40% и на-пор на 15-25%. Для 6-го габарита подача увеличива-ется на 90%, а напор — на 40-52%). Одновременно на3-10% увеличивается КПД ступени. Это обеспечиваетулучшение работы всех видов оборудования, и в част-ности снижение затрат электроэнергии на подъемединицы жидкости.

Сложная ситуация складывается с эксплуатациейбоковых стволов, в которых диаметр обсадных колонниногда не превышает 102 мм. Это 3-й условный габа-рит. Работать при 3000 оборотах с этим оборудовани-ем невозможно. Напор «родной» ступени составляетот 1 до 2,5 метров. И таких ступеней для желаемогонапора придется использовать 1-1,5 тысячи. Кроме то-го, места для размещения опоры в каждом рабочемколесе, в каждом направляющем аппарате настолькомало, что контактные напряжения в опорах будуточень большими. А если мы говорим о том, что нужноработать при больших частотах вращения, то в этомслучае износ будет повышаться кратно. Например,при увеличении в два раза частоты вращения напорбудет увеличен в четыре раза, скорость скольжениябудет увеличена в два раза. Соответственно, перемно-жение этих двух параметров дает 8 единиц. То есть в8 раз быстрее будет происходить износ всех подшип-никовых узлов.

Кроме того, КПД таких ступеней, к сожалению, вэтом габарите невозможно поднять выше 35%. И по-этому такая установка будет иметь общий КПД науровне 8-15%. Только если ничего другого нельзя бу-дет установить в боковом стволе скважины, придетсяиспользовать такие установки.

ИСПОЛНЕНИЕ ЭЦН

Для разных условий эксплуатации сегодня предла-гается большое количество разных вариантов изготов-ления рабочих колес, направляющих аппаратов, опор-ных шайб, опор самих направляющих аппаратов. Мо-гут использоваться промежуточные подшипники,пакетная сборка и т.д. При этом, например, увеличение

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

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

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

F

Fтц

17

15

14

1312

11

109

8

7

65

4

16

3

2

1

Гидропривод с использованием НКТ в качествеуравновешивающего груза

10 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 13: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

количества промежуточных подшипников приводит куменьшению числа рабочих степеней в каждой секции,а, во-вторых, к увеличению сил трения и соответствую-щему понижению энергоэффективности.

То же самое можно сказать и о применении пакет-ной сборки там, где в этом нет необходимости. Пакет-ная сборка будет отличаться более высоким потреб-лением электроэнергии при всех прочих равных усло-виях, чем обычная классическая система.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ

Очень многие оборудованные ЭЦН скважины к на-стоящему моменту оснащены системами частотногопреобразования (ПЧ). Это дает возможность увели-чить напор при увеличении частоты вращения, уве-личить подачу такого насоса, но есть и ограничения.Во-первых, это ограничение по мощности. В доста-точно широком пределе частот вращения мощностьПЭД линейно зависит от частоты вращения вала, амощность центробежного насоса, подсоединенногок этому двигателю, является функцией в кубическойстепени.

Асинхронные двигатели при малой загрузке имеюточень низкий коэффициент мощности, то есть cosφ.Пока нефтяники, да и многие другие, еще не платят зареактивную мощность, но, видимо, так будет продол-жаться недолго. Скорее всего, в ближайшее время бу-дет принято решение о том, что придется платить заустановочную мощность, а не только за активную мощ-ность. А в этом случае недогрузка двигателя будет при-водить к большим денежным затратам.

Вообще все потери в центробежных насосах можноподразделить на несколько основных типов. Это, впервую очередь, механические потери, потери в под-шипниках, потери гидравлические, потери гидродина-мического торможения, которые уменьшают КПД в ле-вой части характеристики, и дисковые потери. Диско-вые потери зависят от частоты вращения в пятойстепени, зависят от диаметра самого рабочего колеса,и от вязкости жидкости. Увеличение частоты вращенияприводит к тому, что дисковые потери резко возрас-

тают. И поэтому, если при одной и той же перекачи-ваемой жидкости мы увеличим в два раза скоростьвращения, то у нас КПД ступени, а соответственно, инасоса, будет падать примерно на 10-15%.

Именно поэтому обычно, когда изображают харак-теристики насоса при разных частотах, рисуют толь-ко напорную характеристику, а КПД обычно никогдане изображают, чтобы не пугать. Это тоже нужно обя-зательно иметь в виду. Особенно это важно при от-качивании такими насосами жидкости повышеннойвязкости.

ОТКРЫТЫЕ КОЛЕСА

Одно из удачных технических решений, позволяю-щих снять многие из обозначенных выше проблем, —колеса открытого типа (см. «Лопастные насосы с ко-лесами открытого типа»). У открытых колес нет диска,в связи с чем практически сходят на нет осевые на-грузки на рабочее колесо и, следовательно, увеличе-ние частоты вращения не будет приводить к увеличе-нию нагрузки на торцовые системы подшипниковскольжения. Малая масса колес тоже уменьшает по-требности в электроэнергии, особенно при запуске, иупрощает их балансировку.

Замена только одного лопаточного аппарата илиимпеллера таких насосов позволяет изменять харак-

394ʺ

A

D

H

G

Длинноходовые насосные установки

11

инженерная практика

№3/2010

Page 14: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

теристики насоса в том направлении, которое нам не-обходимо. При освоении скважины после ГРП можноснизить КПД насоса, но исключить при этом его заби-вание мехпримесями. После очистки скважины можно,наоборот, уменьшить напорные характеристики, повы-сив КПД, и долговременно эксплуатировать это обо-рудование скважины с максимальным экономическими энергетическим эффектом.

ПОКРЫТИЯ

Сегодня проводится большое количество испыта-ний новых видов материалов, которые уменьшаюткоэффициенты трения и увеличивают наработку на от-

каз. Ведь когда мы говорим об энергоэффективности,нельзя отрывать процесс добычи нефти от процессаподземного ремонта. Мы знаем, каких затрат и в энер-гетике, и в стоимостном выражении требует каждыйПРС. Новые материалы должны снижать энергопо-требление даже при эксплуатации ГНО, а уж тем болеев совокупности по эксплуатации и ПРС.

Современные покрытия рабочих колес ЭЦН во мно-гих случаях позволяют отказаться даже от химии длязащиты от солей и коррозии. Но самое главное с точкизрения энергопотребления — это невозможность от-ложения солей и механических примесей на этих по-верхностях, что увеличивает КПД.

Лента 1000

500

0 1000 2000 3000 4000 5000 Напор, м

СШНУ

ДГУ

Длинноходовая глубиннонасосная установка

12 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 15: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

ВЕНТИЛЬНЫЕ ПРИВОДЫ И ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

Отдельным направлением повышения эффективно-сти механизированной добычи стало использованиевентильных двигателей, которые обеспечивают возмож-ность регулирования добычных возможностей, отслежи-вание режимов работы УЭЦН, отличаются высоким КПД(до 93%), малым перегревом, низкими токами и малойзависимостью крутящего момента от частоты вращения.

Еще одна интересная разработка — перспективнаясистема винтового насоса для эксплуатации мало- исреднедебитного фонда скважин (см. «Энергоэффек-тивная эксплуатация мало- и среднедебитных скважин:одновинтовой сдвоенный насос»). Эта система обес-печивает при дебитах до 80 м3/сут. в два раза болеевысокий КПД, чем установки центробежных насосов.

ШТАНГОВЫЕ УСТАНОВКИ

Я считаю, что в ближайшее время СШНУ снова ста-нут очень востребованными. В «Татнефти» принятабольшая программа по замене установок центробеж-ных насосов с дебитами до 80-125 м3 в сутки на штан-говые насосные установки. В компании посчитали, чтотак будет эффективнее с точки зрения энергетики инамного эффективнее с точки зрения затрат на под-земный ремонт и всех остальных видов затрат. Видимо,в некоторых случаях нужно будет и в Западной Сибиривозвращаться к эксплуатации скважин штанговыми на-сосами. Там, где это будет давать технико-экономиче-ский эффект.

Основные направления совершенствования СШНУследующие:

• использование длинноходовых механических игидравлических приводов СШНУ;

• создание длиноходовых, дифференциальных, вы-соко- и малодебитных насосов;

• создание установок для одновременнораздельнойэксплуатации;

• создание высокопрочных штанг для условий фор-сированных отборов нефти (в том числе канатных);

• создание НКТ с внутренним покрытием.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПРИВОД

Одна из интересных выпускаемых сегодня системдля СШНУ — система с гидравлическим приводом (см.«Гидропривод с использованием НКТ в качестве урав-новешивающего груза»). Однако при всех преимуще-ствах по энергоэффективности и прочим факторам,гидропривод сегодня имеет ряд недостатков. Это утеч-ки рабочей жидкости, низкая надежность уплотняю-щих элементов и насоса гидропривода, необходимостьрегулярного контроля обслуживающим персоналом и,в целом, сложная и дорогостоящая конструкция.

ДЛИННОХОДОВЫВЕ УСТАНОВКИ

Еще одна разработка — так называемые длиннохо-довые скважинные насосные установки (ДСНУ), илиприводы штанговых насосов. Колонна штанг переме-щается с помощью каната, троса или ленты, ремня илицепи, намотанных на барабан, реверсивно вращаемыйэлектродвигателем через редуктор или с приводом отгидромотора. В своей нише они дают очень высокийтехнико-экономический и энергетический эффект.

Различают низкопрофильные (шурфовые, не при-менимые в наших климатических условиях) и башен-ные (мачтовые) ДСНУ. Мачтовые ДСНУ отличаютсядлиной хода до 10 и более метров (см. «Длинноходо-вые насосные установки»).

Длина хода полированного штока составляет до 10метров, система полностью уравновешена, контргрузыопределяются по известным методикам, и мощностьдвигателя в этом случае примерно в 1,5 раза меньше,чем мощность ПЭД УЭЦН под те же самые параметрыработы, особенно при дебитах до 150 м3/сутки.

Длинноходовые насосные установки могут исполь-зоваться также и для проведения подземного ремонта.Вместо подвески полированного штока подвешивает-ся крюк, на который подвешивается штанговый эле-ватор, при помощи которого штанговый вставной на-сос поднимается без необходимости работы агрегатаподземного ремонта.

Перспективны ДСНУ и для применения в метановыхскважинах: высокий КПД, возможность широкого ре-

13

инженерная практика

№3/2010

Page 16: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

гулирования подачи, возможность работы с высоко га-зированными жидкостями (до 50%), возможность со-кращения затрат на дополнительное оборудование(для проведения ПРС). Высокий КПД достигается засчет постоянной скорости перемещения на большейчасти хода плунжера, а также за счет того, что умень-шается относительный объем мертвого пространства.

В свое время в Оренбурге достаточно широко при-менялась система длинноходовой глубиннонасоснойустановки, в которой приводом служил барабан, а на-сосная часть представляла собой сваб, который хо-дил по насосно-компрессорным трубам (см. «Длинно-ходовая глубиннонасосная установка»). Длина подъе-ма подъема сваба могла составлять от 50 до 300метров. Напор таких систем мог быть достаточнобольшим при небольших дебитах. И наоборот, можнобыло использовать установку для очень высокого де-бита даже при достаточно больших значениях дина-мического уровня — 1000-1200 метров.

Насосы этого типа могут целенаправленно исполь-зоваться для откачки высоковязких жидкостей и газо-жидкостных смесей, но часто оказываются неэконо-мичными по энергетическим характеристикам.

ЦЕПНЫЕ ПРИВОДЫ

ДСНУ положили начало новому классу безбалан-сирных приводов с редуцирующим преобразующиммеханизмом (РПМ) с гибкими звеньями. В качестве за-мкнутых гибких звеньев применяются приводные ро-ликовые цепи, в связи с чем этот тип приводов и полу-чил название «цепные приводы» (см. «Применяемыетипы цепных приводов»). Главная особенность этоготипа привода в том, что схема РПМ позволяет увели-чить длину хода цепного привода без резкого увеличе-ния его металлоемкости. При этом обеспечиваетсяочень длинный ход штока при постоянной скорости, азначит, очень хороший коэффициент наполненияштангового насоса и увеличение коэффициента по-дачи (см. «Сравнение скорости движения штанг прииспользовании разных видах приводов»). Следова-тельно, увеличивается КПД установки в целом. Можно

1

Станок–качалка Цепной привод

Отн

осит

ельн

ая с

коро

сть

ТПШ

, дол

и ед

.

Время цикла, доли ед.0,5

0

-0,5

0,2 0,4 0,6 0,8 1

-1

Сравнение скорости движения штанг при использованииразных видов приводов

1

2

3

4

5

6

7

8

6 – захват каната7 – вставной насос8 – НКТ с замковой опорой

1 – привод2 – канат для проведения ПРС3 – полый полированный шток4 – оборудование устья скважины

Использование канатных штанг

14 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 17: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

говорить еще и о том, что такая система повышает эф-фективность за счет транспортабельности и в основ-ном за счет заводской готовности для эксплуатации.

Замеры с помощью узлов коммерческого учетаэлектроэнергии показали на 33% более высокуюэнергоэффективность цепных приводов по сравне-нию со станками-качалками и на 50% более низкоеэнергопотребление при дебитах до 80 м3/сут. всравнении с УЭЦН.

КАНАТНЫЕ ШТАНГИ

Еще одним решением в области СШНУ, котороеможет привести к снижению нагрузок и снижениюэнергопотребления, может служить применение ка-натных штанг (см. «Использование канатных штанг»).В конце 1980-х годов были созданы такие системы,они прошли межведомственные испытания и былиприняты Министерством нефтяной промышленностив 1991 году к серийному производству. Министерствовыделило деньги на приобретение канатовьющих ма-шин в Германии и для оснащения этими канатовью-щими машинами Харцызского сталепроволочно-ка-натного завода. Однако, после распада СССР об этойсистеме на многие годы забыли, но недавно оказа-лось, что не все. За рубежом об этой системе помни-ли, и сегодня, например, в Норвегии даже на морскихпромыслах используются канатные штанги точно та-кой же конструкции.

Наружный диаметр канатов — 20 мм, разрывноеусилие — 46-48 тонн, удлинение по сравнению с обыч-ной штангой больше всего на 15%. Преимущества —отсутствие муфт и налипания парафина, невозмож-ность протирания колонны НКТ и самих канатныхштанг, меньшая масса, меньшие инерционные и виб-рационные нагрузки, меньшие силы трения штанг о ко-лонну НКТ и о вязкую жидкость. Кроме того, исполь-зование канатных штанг обеспечивает ускорение ПРСи уменьшения затрат энергии (см. «Преимущества ка-натных штанг»).

ШВН С ПОВЕРХНОСТНЫМ ПРИВОДОМ

Сегодня существует возможность использоватьШВН с поверхностным приводом не только в верти-кальных, не только в наклонных скважинах, как этоделается в Канаде и в Венесуэле, но и в скважинахс большим темпом набора кривизны (см. «Штанго-вый винтовой насос с поверхностным приводом»).Преимущество таких установок состоит в высокомКПД. При небольших дебитах (до 100 м3/сут.) КПДэтих установок намного выше, чем КПД УЭЦН иСШНУ, поскольку отсутствуют клапанные узлы, от-сутствует вредное мертвое пространство и т.д. От-сутствуют системы уравновешивания, потому чтоидет постоянное вращение приводного вала, кото-рым являются штанги, и соответственно, уравнове-шивать здесь ничего не надо.

В данном случае отсутствует проблема центровкиприводной системы, но иногда появляется проблемараскачивания устья скважины. Систему необходимоукреплять.

И, наконец, последнее преимущество ШВН с по-верхностным приводом заключается в простоте изме-нения подачи практически без изменения напора.

ПОКРЫТИЯ НКТ

Многие скважинные насосные системы забивают-ся отложениями солей, парафинов и т.д. Естественно,это приводит к тому, что уменьшается возможностьпрокачки потока жидкости, увеличиваются гидравли-ческие потери, снижается общий КПД. Есть многоразных возможностей по изменению этого положениявещей. Один из интересных вариантов — внутреннеесиликатное эмалевое покрытие НКТ.

Покрытие этого типа очень хорошо сопротивляет-ся ударам, достаточно просто наносится. При эконо-мичной модели производства и ценовой политике эко-номическая и энергетическая составляющая исполь-зования НКТ с силикатным покрытием не вызываетникаких сомнений.

Динамические нагрузки, кН

Штанги

Штанги

Коэффициентподачи насоса

Канат Канат

Число качаний, 1/мин Глубина подвески насоса, м

20

0 5 10 15 0 750 1500 1750 2000

10

1,0

0,75

0,50

Преимущества канатных штанг

15

инженерная практика

№3/2010

Page 18: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

СИСТЕМЫ ППД

Для многих добычных систем КПД, конечно, важен,но может и не являться самым главным фактором. На-работка на отказ иногда обеспечивает возможностьработы тех или других систем даже при низком КПДс минимально возможными эксплуатационными за-тратами. Совершенно по-иному дело обстоит в систе-мах ППД.

Применение старых испытанных систем типа ЦНСговорит о том, что здесь есть очень большой резервповышения энергоэффективности. В частности, толь-ко повышение гладкости поверхности рабочих колеснаправляющих аппаратов, которые используются вэтих системах, позволяет повысить коэффициент по-лезного действия на 3-8%. При мощности приводногодвигателя в 1000-1500 кВт эти проценты складывают-ся в очень и очень приличную сумму. Поскольку ра-ботает таких систем очень много, то общий эффектможет быть очень значительным (см. «Влияние шеро-ховатости поверхности каналов центробежного насо-са на КПД»).

Так, например, шероховатость поверхности в 60 мкмможет быть обеспечена нанесением покрытия налитье. В то же время уже через 2-3 месяца после на-чала эксплуатации незащищенные поверхности обре-тают шероховатость на уровне 360 мкм.

Существуют стандартные камеры для нанесенияпорошка, который, расплавляясь на поверхности де-тали, обеспечивает необходимую чистоту поверхностии защиту от коррозии и эрозии. Затраты мощности наэтих системах очень незначительные.

Кроме того, можно использовать изначально рабо-чие колеса из полимерных материалов с чистотой по-верхности 30-60 микрон.

Конечно, необходимо говорить и о том, что могутдля ППД использоваться и другие варианты насосов,имеющих более высокие энергетические характери-стики (повышенные КПД) или совершенно иные систе-мы распределения потоков воды (индивидуальные на-сосные установки вместо кустовых), в которых сни-жаются непроизводственные потери энергии.

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

Переходники к устью скважины и лифтовой колонне, соответствующиероссийским стандартам

Стандартный или прямой привод колонны насосных штанг

Ротор из нержавеющей стали или хромированных сплавов

Эластомер статора из различных материалов для совместимостис жидкостями и абразиво-устойчивости

Штифт

Анкеры, если требуются

Штанговый винтовой насос с поверхностным приводом

16 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 19: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Экспертный совет по механизированной добычеГор. линия: +7 (929) 613-4017 Тел./факс: +7 (499) 270-5525 [email protected] www.pump-sovet.ru

УЧЕБНО-ПРАКТИЧЕСКИЙ СЕМИНАР

Системы мониторинга и управления для механизированного фонда скважин14-15 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 кругузаинтересованных профессионалов. Семинар рассчитан на аудиторию из числа ведущихтехнологов, технологов цехов добычи нефти и газа, руководителей и специалистов ПТОдобычи 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) 613-4017E-mail: [email protected]ООО «Издательство «Энерджи Пресс»Тел./факс: +7 (495) 371-0174, (499) 270-5525, (929) 613-4017

ПОДРОБНОСТИ, РЕГИСТРАЦИЯ: WWW.PUMP-SOVET.RU

Page 20: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Крупнейшее 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» осуществляетдобычу нефти на 77 месторождениях ХМАО и ЯНАО,из которых 52 в настоящее время находятся в раз-работке, тогда как на остальных 25 ведутся геолого-разведочные работы. В 2009 году Общество добыло

57 388 млн т.у.т. углеводородного сырья (см. «Распре-деление добычи по предприятиям ООО «ЛУКОЙЛ-За-падная Сибирь» в 2009 г.»). Эксплуатационный фондскважин компании насчитывает 16 018 скважин (см.«Производственные мощности ООО «ЛУКОЙЛ-Запад-ная Сибирь»).

Добыча нефти и газа неразрывно связана с элек-троэнергетикой. Сегодня в Обществе создана раз-витая система передачи и распределения электриче-ской энергии. На балансе ООО «ЛУКОЙЛ-ЗападнаяСибирь» находятся 219 трансформаторных подстан-ций классом напряжения 35-110 кВ и установленноймощностью 2933 МВА. Имеется 5042 комплектныхтрансформаторных подстанций 10/6/0,4 кВ. Протя-женность ВЛ-6,35 и 110 кВ насчитывает 10441,1 км,а количество используемых электродвигателей раз-ных классов, напряжений и мощности достигает52371 штук.

Доля Общества «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» каксамого крупного дочернего предприятия нефтянойкомпании «ЛУКОЙЛ» в общем электропотреблениикомпании составляет 63%. В 2009 году предприятиядобывающего Общества потребили 8 857 МВт·ч элек-троэнергии (см. «Динамика производственного по-требления электроэнергии по ООО «ЛУКОЙЛ-Запад-ная Сибирь» в 2008-2012 гг.»). Это несколько ниже,чем годом ранее, что связано, в частности, с меро-приятиями по энергосбережению. Кроме того, припереходе на другой уровень напряжения потери вэлектрических сетях легли на баланс сетевых ком-паний. Между тем, по нашим прогнозам, уже к 2012году потребление электроэнергии Обществом до-стигнет 9 млрд 223 млн кВт·ч в год.

ЗАТРАТЫ НА ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ

Несмотря на выполнение мероприятий по энерго-сбережению, в связи с ростом тарифа на электро-энергию доля затрат на топливно-энергетические ре-сурсы в структуре себестоимости продукции ООО«ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» постоянно растет. Поитогам первого полугодия прошлого года эта цифра

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

НА ПРЕДПРИЯТИЯХ

ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

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

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

18

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 21: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

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

составила 32% (см. «Доля затрат на энергию в струк-туре себестоимости продукции ООО «ЛУКОЙЛ-Запад-ная Сибирь»).

Доля затрат на электроэнергию в себестоимостидобываемой нефти у большинства нефтяных компа-ний в начале 1990-х годов составляла 5% и занимала10-12 место среди всех затрат, а к концу 2008 годавозросла до 15-25%, перейдя на 3-5 место и продол-жив неуклонный рост в 2009 году. По прогнозам ана-литиков, к концу 2010 года энергозатраты будут со-ставлять уже 25-40% в себестоимости добываемойнефти и займут 2-3 место среди всех затрат.

Такое существенное увеличение доли расходов наэлектроэнергию вызвано ростом нерегулируемой ча-сти тарифа, и, по всей видимости, мы увидим продол-жение этой тенденции после планируемого заверше-ния либерализации энергорынка в 2011 году.

ПРОГРАММА ПОВЫШЕНИЯЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

Понимая эту ситуацию, руководство НК «ЛУК -ОЙЛ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2010 го-ду инициирует новый этап реализации программы по-вышения энергоэффективности, в результате кото-рого за три года этот показатель планируетсяповысить на 6-8%.

Принятая программа энергосбережения сталачастью общего направления оптимизации затрат ипредусматривает не только стандартные мероприятияорганизационного характера (сокращение потерь вэлектрических сетях, компенсацию реактивной мощ-ности, внедрение энергосберегающих источниковсвета), но и сокращение затрат на электроэнергию восновных процессах добычи нефти (подъем жидкостииз скважин, ППД и др.). При этом в качестве приори-тетных направлений по снижению потребления топ-ливно-энергетических ресурсов в программе выделе-ны: 1) модернизация технологического оборудования;2) развитие собственных источников генерации на по-путном нефтяном газе; и 3) развитие возобновляемойэнергетики.

ВЕНТИЛЬНЫЕ ПРИВОДЫ

На предприятиях нефтедобычи и нефтеперера-ботки основная доля потребления электроэнергииприходится на насосное оборудование. Сегодня мыхорошо понимаем, что только работая совместно стехнологами можно получить экономический эф-фект. Поэтому, в частности, программой предусмот-

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 89

Цеха подготовки и перекачки нефти 9

Блочные компрессорные насосные станции 96

Нефтеперерабатывающие заводы 2

Установка комплексной подготовки газа 1

Управление по переработке попутного нефтяного газа 1

Газокомпрессорные станции 6

19

инженерная практика

№3/2010

Page 22: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

рено изменение технологических режимов работыоборудования. Вместе с тем самая значительная эко-номия будет достигнута за счет замены асинхронныхдвигателей на вентильные и за счет модернизациинасосов системы ППД (см. «Основные направлениясреднесрочной программы энергосбережения на2010-2012 гг.»).

Погружные насосные установки с вентильными при-водами обладают лучшими функциональными харак-теристиками и более высокими ресурсными и энерге-тическими показателями. Разработку и производствовентильных двигателей осуществляет дочернее пред-приятие НК «ЛУКОЙЛ» ООО «РИТЭК-ИТЦ».

Для получения уточненных данных по снижениюэнергопотребления при замене асинхронных двигате-лей на вентильные в декабре 2008 года были прове-дены сравнительные испытания на предприятиях ООО«ЛУКОЙЛ-Коми» и ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фактиче-ские замеры потребления электроэнергии УЭЦВ иУЭВН с вентильными и асинхронными приводами в

Основные направления среднесрочной программы энергосбереженияна 2010-2012 гг.

Модернизация насосов ППД

20 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 23: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

скважинах названных предприятий показали болеенизкое среднесуточное потребление электроэнергииУЭЦН и УЭВН с вентильными приводами. Экономияэлектроэнергии составила от 10 до 30% в зависимо-сти от режима работы скважины.

На основании полученных данных об экономииэлектроэнергии при использовании вентильных дви-гателей запланировано проведение масштабного про-екта по внедрению вентильных двигателей в ТПП «По-качевнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».Предполагаемый фонд скважин для оборудованиявентильными двигателями составляет 646 штук или44,9% от всего фонда скважин; предполагаемый эко-номический эффект — 185,9 млн рублей. Срок оку-паемости инвестиций — 2,7 года.

МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ППД

Самые большие затраты электроэнергии при добы-че нефти приходятся на насосное оборудование си-стем ППД. Объем потребляемой этими узлами элек-

Характеристики газопоршневых и газотурбинных электростанций

Мощность,

МВт

Ввод в

эксплуатацию

Газопоршневые электростанции

Восточно-Толумского месторождения 6 2004 г.

Северо-Даниловского месторождения 32 2005 г.

Энергокомплекс Находкинского месторождения 5,4 2004 г.

Газотурбинные электростанции

Северо-Губкинского месторождения 14 2007 г.

Ватьеганского месторождения 72 2008 г.

Тевлинско-Русскинского месторождения 48 2009 г.

Пякяхинского месторождения 24 2009 г.

Каменный лицензионный участок 36 2011 г.

ИТОГО 237,4

21

инженерная практика

№3/2010

Page 24: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

троэнергии составляет около 35% от всего производ-ственного потребления.

Подготовка проекта модернизации насосов ППДОбщества осуществлялась совместно с фирмойSulzer Pumps Ltd, оборудование которой отличаетсявысоким качеством и надежностью, о чем свидетель-ствуют результаты его эксплуатации на наших место-рождениях. Сотрудники компании Sulzer провели об-следование насосных станций в ТПП «Когалымнеф-тегаз» и ТПП «Покачевнефтегаз» и подготовилирасчеты возможного экономического эффекта от мо-дернизации насосов ППД.

Согласно полученным данным, установленные внастоящее время насосы ЦНС для закачки воды иподдержания пластового давления имеют низкийКПД (63%), низкую наработку на отказ (в среднем8000 рабочих часов). Материалы корпусных деталейнасосов в силу свойств закачиваемой воды быстроизнашиваются и требуют замены. Кроме того, насо-сы с подшипниками, смазываемые перекачиваемойсредой, не подходят для закачки воды в пласт и тре-буют конструктивного изменения на подшипники сосмазкой маслом.

В результате модернизации систем ППД планиру-ется достичь снижения общего энергопотребления на30 млн кВт·ч в год, а также обеспечить существенноеувеличение эксплуатационной долговечности насосов(см. «Модернизация насосов ППД»).

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПНГ ДЛЯ ГЕНЕРАЦИИ

По официальным данным, ежегодно на факелах вРоссии сгорает 20 млрд м3 попутного нефтяного газа(ПНГ). И мы понимаем, что таким образом сгорает го-товое топливо для выработки как тепловой, так и элек-трической энергии.

Программа развития собственных источников ге-нерации позволяет ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Си-бирь», во-первых, обеспечить исполнение требова-ний лицензионных соглашений с доведением уровняиспользования нефтяного попутного газа до 95%; во-вторых, повысить энергобезопасность, снижая энер-

22 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Гидроочистка труб малого диаметра в теплообменниках ко-тельных позволяет значительно повысить коэффициент теплообме-на и, соответственно, уменьшить затраты. Ведутся ли на ваших пред-приятиях такие работы?Сергей Привалов: Работы по очистке трубопроводов, конечно, мыпроводим. Но у нас, к сожалению, на сегодняшний день крайне ма-ло тепловых пунктов. Сейчас мы начинаем постепенный ввод двух-контурных и трехконтурных котельных. Сегодня у нас одноконтур-ная система.

Вопрос: Будут ли ветрогенераторы вдоль трассы трубопровода ком-плектоваться резервными источниками энергии? С.П.: Да, мы будем комплектовать их дизельными установками наслучай аварий и отсутствия ветра.

Вопрос: Можно ли использовать ветрогенераторы для питания уста-новок катодной защиты?С.П.: Да, мощность блока современной катодной защиты не превы-шает 300 Вт. Вполне хватает установки на 1,5 кВт. Такой опыт уже вРоссии нарабатывается.

Вопрос: Как определялись различия в энергопотреблении УЭЦН иУЭВН с асинхронными и вентильными ПЭД?С.П.: Это делалось методом фактических замеров по равноценнымдвигателям на скважинах. На одних и тех же скважинах поочереднона месяц спускались асинхронные и вентильные двигатели и заме-рялось энергопотребление по счетчикам..

Page 25: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

годефицит электрической мощности и вырабатываяэлектроэнергию по цене ниже тарифа сетевых ком-паний; в-третьих, предотвратить загрязнение окру-жающей среды продуктами сгорания факельного га-за, что позволяет снизить уровень штрафных санкцийза выбросы загрязняющих продуктов сгорания.

До 2007 года компания «ЛУКОЙЛ-Западная Си-бирь» эксплуатировала всего три собственных га-зопоршневых электрических станции (ГПЭС) с уста-новленной мощностью машин 43,4 МВт. Начиная с2007 года Общество реализует программу развитияисточников собственной генерации на базе газотур-бинных электрических станций (ГТЭС). Была выпол-нена реконструкция с увеличением мощности ГТЭССеверо-Губкинского месторождения ТПП «Ямал-нефтегаз», и уже в 2008 году введена в эксплуата-цию ГТЭС 72 МВт Ватьеганского месторожденияТПП «Когалымнефтегаз». В 2009 году введены вопытно-промышленную эксплуатацию ГТЭС 48 МВтТевлинско-Русскинского месторождения ТПП «Ко-галымнефтегаз» и ГТЭС 24 МВт Пякяхинского ме-сторождения ТПП «Ямалнефтегаз». В настоящеевремя ведутся работы по осуществлению проектаГТЭС 36 МВт на Каменном лицензионном участкеТПП «Урайнефтегаз» с расширением до 48 МВт.Проектирование находится в заключительной ста-дии с планируемым началом строительства в 2010году и вводом в эксплуатацию в 2011 году (см. «Ха-рактеристики газопоршневых и газотурбинныхэлектростанций»). Основное энергосиловое обору-дование ГТУ-12П Общество уже приобрело. И надоотметить, что все ГТЭС строятся на оборудованиироссийских производителей.

При планируемом потреблении электроэнергиив 2012 году в объеме 9 223 112 тыс. кВт·ч собствен-ная выработка электроэнергии в ООО « ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» составит 1 379 704 тыс. кВт·ч,или 15% от общего потребления электроэнергии(см. «Динамика производства и потребления элек-троэнергии по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в2008-2012 гг.»).

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИЭНЕРГИИ

Сегодня доля производимой из возобновляемых ис-точников энергии составляет в мире всего 3,4% (см.«Доля различных источников энергии в производствеэлектроэнергии в мире»). Однако, несмотря на доми-нирующую роль углеводородного топлива в производ-стве электроэнергии (67%), его запасы снижаются,что требует замещения другими видами топлива. Мно-гие страны разработали программы энергоэффектив-ности, «споткнувшись» о нефть, и опыт высокоразви-тых стран показывает, что проблемы энергодефицитаможно и нужно решать за счет возобновляемых ис-точников энергии (ВИЭ). Инвестиции США в строи-тельство электростанций на ВИЭ в 2008 году соста-вили $120 млрд (см. «Инвестиции в строительствоэлектростанций на ВИЭ»). А общая мощность электро-станций на ВИЭ на начало 2009 г. достигла 280 ГВт.Очевидно, что роль возобновляемой энергетики годот года будет расти.

Для России возобновляемая энергетика являетсяновым направлением, и оно не нашло пока у нас ши-рокого распространения в отличие от других стран.

На сегодняшний день в России доля ВИЭ в первич-ном производстве энергии составила около 2%, а впроизводстве электроэнергии — около 1%. В настоя-

Доля различных источников энергии в производствеэлектроэнергии в мире

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

23

инженерная практика

№3/2010

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

Page 26: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

щий момент в стране работают ТЭС на биотопливе, ма-лые ГЭС и геотермальные электростанции. Ориенти-ром для прогнозирования роста мощности электро-станций, работающих на возобновляемых источникахэнергии в России, является Распоряжение Правитель-ства РФ 1-р от 08.01.2009 г., где были установлены ос-новные направления политики по использованию ВИЭна период до 2020 г. и определена доля ВИЭ в энер-гетическом балансе России, которая должна увели-читься до 4,5% в 2020г. Однако для строительства вет-ровых и солнечных электростанций, аналогичных тем,что работают в Европе, США, Китае и Индии, необхо-дима серьезная поддержка со стороны государства.

Учитывая, что в стратегии развития Компании важ-ное место занимает обеспечение экологической без-опасности, снижение воздействия на природу и при-менение инновационных энергосберегающих техно-логий, было принято решение о начале работ в этойобласти. С учетом географии бизнеса Компании и на-личия потенциала ВИЭ, стоимостных показателей инадежности оборудования в качестве приоритетныхвидов ВИЭ в настоящий момент рассматриваются гид-ро- и ветроэнергетика, а также солнечная и геотер-мальная энергетика.

Компания осуществила несколько практическихшагов в области возобновляемой энергетики и реали-зовала пилотные проекты. Две новые АЗС в Сербииоснащены фотоэлектрическими станциями мощ-ностью 4 кВт каждая. ФЭС выдает в сеть всю электро-энергию, которая оплачивается по специальному та-рифу. Несмотря на отсутствие законодательной под-держки таких проектов в России, в сентябре 2009 годасдана в эксплуатацию первая АЗС Компании, оснащен-ная фотоэлектрической станцией мощностью 10 кВт,расположенная в Красной поляне.

В настоящее время ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Си-бирь» рассматривает возможности использованияВИЭ, исходя из местных условий и наличия соответ-ствующего потенциала источника возобновляемой

энергии, и прорабатывает варианты реализации пи-лотных проектов.

СБЕРЕЖЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Всего на балансе Управления теплоснабжения(УТС) ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» находится102 котельных. Большинство котельных отработалисвои нормативные сроки эксплуатации и требуют за-мены. Установленная мощность котлов значительнопревышает подключенную нагрузку, что в свою оче-редь снижает коэффициент использования и, какследствие, ведет к росту затрат на эксплуатацию обо-рудования.

В этой связи Общество «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»в 2009 году разработало программу по снижению за-трат на выработку тепловой энергии собственными ко-тельными на период 2010-2014 гг. (см. «Программасбережения теплоэнергии на 2010-2014 гг.»). Програм-ма предусматривает автоматизацию 43 котельных ивключает в себя два этапа: 1) снижение затрат за счетувеличения коэффициента использования котельногооборудования (консервация); 2) внедрение автомати-зированных котельных.

При исполнении программы внедрения автоматизи-рованных 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 опера-

тивного 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«ЛУК ОЙЛ-Западная Сибирь»

планирует инвестировать в энергосберегающиетехнологии 1 362,5 млн рублей. При этом экономияэлектроэнергии составит 110,5 млн кВт·ч, а экономи-ческий эффект — 416,1 млн рублей.

24 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Программа сбережения теплоэнергии на 2010-2014 гг.

Page 27: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3
Page 28: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Впрошлом 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 энергозатратпредприятий ОАО «ТНК-ВР» приходится на подъемскважинной жидкости на поверхность, то есть на меха-низированную добычу (см. «Распределение потребле-ния электроэнергии по производственным процессам»).В 2009 году в компании стартовал проект повышенияэнергоэффективности производства, призванный со-кратить эти затраты с конечной целью снижения себе-стоимости добычи нефти.

Проект включает в себя следующие этапы: • выполнение энергосберегающих дизайнов по от-

казавшим УЭЦН;• анализ потерь в кабельных линиях, оптимизация

распределения кабеля по сечению, рекомендациипо корректировке заявки на закупку;

• анализ гидравлических потерь в НКТ по высоко-производительным скважинам, рекомендации покорректировке заявок на закупку;

• создание системы учета и выявления скважин-кандидатов на снижение энергопотребления;

• создание системы мониторинга энергопотребления;

• создание регламента по выполнению энергосбе-регающего дизайна ЭЦН и ШГН.

Непосредственной задачей пилотного проекта ста-ло повышение энергоэффективности эксплуатации300 скважин каждого из двух вовлеченных в проект це-левых дочерних обществ (ЦДО). Такое число скважинбыло выбрано потому, что фонд скважин, на которомскважинное оборудование работает вне пределов ра-бочей зоны установок, составляет порядка 20%. На ча-сти этих скважин планировался ремонт по причине от-каза оборудования, и именно в этих случаях (около10% от общего фонда) мы могли внедрять энергоэф-фективный дизайн. Таким образом, 300 скважин — это10% от средней численности скважин каждого из уча-ствовавших в проекте предприятий.

Одним из главных механизмов выполнения постав-ленной задачи было обучение персонала, задейство-ванного в подборе скважинного оборудования. В этойсвязи перед началом основных работ мы решили про-вести обучение технологического персонала ЦДОприемам составления дизайна с помощью специали-зированных программ — SubPump, «Автотехнолог» иNeosel-Pro. Поскольку существенных различий в инте-ресовавшем нас отношении между названными про-граммами не существует, мы в каждом случае исполь-зовали ту программу, которая наиболее привычна дляданного добывающего общества.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

Чтобы подобрать скважины для внедрения энер-гоэффективного дизайна, нужно ответить на вопрос,какой фонд скважин работает вне своих рабочих ха-рактеристик в левой или в правой зоне? Иным слова-ми, должен производиться мониторинг и выявлениескважин с неэффективным дизайном.

Говоря о «правой зоне», мы можем представить се-бе ситуацию, когда установка ЭЦН 800 спущена наглубину 2000 м и работает с динамическим уровнем1000 м. Напор установки составляет 1500 м. При этомустановка может поднимать 800 м3 жидкости в сутки,что номинально будет соответствовать рабочей зоне

26

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЙ

ДИЗАЙН УЭЦН

ТАРАСОВ Виталий ПавловичГлавный специалист ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 29: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

ЭЦН и максимальному КПД. Но будет ли это энергоэф-фективным дизайном? Безусловно, нет. В этом случаемы будем наблюдать слишком большие гидравличе-ские сопротивления в НКТ, из-за того что установкеприходится поднимать жидкость с 2000 м. ЗаглублениеЭЦН на 1000 м под динамический уровень здесь абсо-лютно нелогично. И таких случаев достаточно много.

У «левой зоны» свои особенности. Например, еслиЭЦН 25 подает на поверхность 17-16 м3/сут, то хорошоэто или плохо? Казалось бы, это левая зона и здесьнеобходимо 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 газо-вого фактора, от обводненности, от объемного коэф-фициента нефти, который быстро рассчитать в первомприближении не всегда представляется возможным.

В целом причины того, что скважины работают в не-оптимальных рабочих зонах и с неоптимальным энер-гопотреблением, мы выявили для себя следующие.

Во-первых, это неэффективный дизайн подземногооборудования. Во-вторых, наличие СКИН-фактора вмалодебитных скважинах. В этом случае коэффициентпродуктивности снижается и приходится заглублятьустановки, увеличивая тем самым энергозатраты на ихэксплуатацию. Третий фактор — применение устарев-ших и низкоэффективных технологий. Не всегда мыидем в ногу со временем. Бывает так, что приходитсяисходить из имеющегося в наличии оборудования. Аоно не всегда оказывается передовым. К сожалению,у железа есть свой предел и вечного двигателя соз-дать нельзя. Тем не менее процесс управления этимжелезом достаточно многогранен, и мы должны его со-вершенствовать.

Наконец, четвертая причина заключается в недо-статочной мотивации технологического персоналапредприятий. Не секрет, что во главу угла всегда ста-вилась добыча и должного внимания энергопотребле-нию не уделялось. Поэтому, чтобы исключить рискипотерь в дебите, технологи зачастую перестраховыва-

лись, спуская ЭЦН под интервал перфорации, созда-вая большие напоры, выводя работу установки за пра-вую границу. Исходили из принципа «лучше мы добу-дем больше сейчас». На режимы работы не смотрелии на энергопотребление тоже.

Из всего перечисленного мы особенно эффективноможем влиять на мотивацию технологического персо-нала, и этот процесс уже запущен, люди мотивирова-ны. И мы можем повлиять на создание эффективногодизайна. На оборудование мы не можем влиять таксильно, как хотелось бы, и СКИН-фактор тоже не все-гда от нас зависит.

ПРИЧИНЫ НЕЭФФЕКТИВНОГО ДИЗАЙНА ОБОРУДОВАНИЯ

В чем же причина неэффективного дизайна? Наданный момент отсутствует регламент по выполнениюэнергосберегающего дизайна ЭЦН и ШГН, в связи счем технологический персонал до конца не понимает,как правильно подбирать установки. Также имеет ме-сто неподготовленность и недостаточная квалифика-ция технологического персонала. Как уже было ска-зано выше, в этой части мы уже взяли на себя опре-деленные обязательства.

Отсутствие системы комплектации УЭЦН к конкрет-ной скважине составляет вторую причину. Часто бы-вает, что на момент отказа по скважине в наличии естьподходящая установка, но ее напор на 100-200 м боль-ше, чем нам бы хотелось, а на разукомплектацию обо-рудования, которое уже пришло, руководство и под-рядчики охотно идут далеко не всегда.

Нет практики комплектации УЭЦН согласно опти-мальному дизайну к конкретной скважине: с необхо-димым количеством ступеней, оптимальной мощ-ностью ПЭД и сечением кабеля. Как это происходилораньше и все еще происходит во многих местах сего-дня? Базы на основе номинальных характеристик де-бита и мощности ЭЦН по собственному усмотрениюкомплектуют установки ПЭДами, не зная, в какой зонебудет работать установка, не зная плотность перекачи-ваемой жидкости, не зная показателей обводненности.

27

инженерная практика

№3/2010

56,7%

26,6% 6,7%5,1% 1,3%

1,2%2,3%

0,2%

Добыча жидкостимеханическим способомЗакачка водыПодготовка и транспортнефтиКомпремирование газаТранспорт газаВодозаборПрочие производствен-ные нуждыАдминистративно-управленческие расходы

Распределение потребления электроэнергии по производственным процессам

Page 30: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

В то же время именно от этих характеристик в значи-тельной степени зависит энергопотребление. В итоге,как правило, берется двигатель с большим запасоммощности. А ведь в ближайшее время мы будем пла-тить и за реактивную мощность тоже. И, конечно, не-дозагруженность насоса приводит к работе двигателяс низким КПД.

До недавнего времени отсутствовала система за-купки оборудования по критерию максимальной энер-гоэффективности. То есть учитывалось исполнениенасоса по критериям износостойкости, коррозионо-стойкости, характеристики QH насоса, а на КПД насо-са, двигателя и других узлов не обращалось должноговнимания.

С этим же связано отсутствие достаточного количе-ства кабеля большого сечения и НКТ большего диа-метра. Очень часто приходится сталкиваться со слу-чаями, когда ЭЦН 800 спускаются с НКТ 2,5 дюйма икабелем с сечением 16 мм при очень больших токовыхнагрузках и большой мощности спущенного двигателя.

Как правило, на базах отсутствует достаточное ко-личество ПЭД с малым шагом по мощности. Это обычнокасается маленьких размеров установок, например,ЭЦН25. Такие установки в условиях небольшого напораможно комплектовать двигателем мощностью 16 кВт,тогда как зачастую в наличии есть только ПЭД с ми -нимальной 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 достаточ-ного количества ЭЦН и ПЭД большего габаритного ря-

да, в то время как увеличение габарита установки слу-жит одним из методов повышения их КПД. Даже ЭЦН 25сегодня создаются в 5-м и 6-м габаритах. Конечно, вэтом случае речь идет об увеличении технологическо-го габарита по колонне, но зачастую мы в 168-ю ко-лонну можем спустить двигатель габаритом 103 мм. Идвигатель меньшего габарита будет иметь меньшийКПД. То же самое относится к насосу. Во всех случаях,когда у нас есть возможность спускать больший габа-рит, мы должны использовать этот ресурс.

ПРИНЦИПЫ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГОДИЗАЙНА

В первую очередь дизайн не должен приводить кснижению установленной геологической службой уров-ня добычи жидкости. В свое время высказывалось мне-ние, что если мы будем экономить электроэнергию, топотеряем в добыче. Это не так. При правильном под-боре, при правильном расчете никаких потерь в добычене будет. Создается 3-4 варианта дизайна и выбирает-ся наиболее эффективный. В выборку попадает толькооборудование с максимальным КПД, и его работа про-ектируется именно под точку максимального КПД. Сточки зрения энергопотребления, в точке максималь-ного КПД наработка по установке будет всегда макси-мально возможной.

Загрузка двигателя обеспечивается на уровне 80-90%. Значение cos φ высокое: 0,8-0,84, и, соответствен-но, КПД двигателя — 85%.

Максимальное снижение потерь в кабеле достига-ется путем увеличения его сечения и снижения глубиныспуска оборудования.

Заглублять установки по динамический уровень встабильно работающих скважинах мы рекомендуем впределах 150-300 м, тем самым мы не увеличиваем гид-равлические потери и снижаем потери в кабеле.

Следующий принцип — выбор ПЭД с максимальнымвозможным напряжением и минимальным током. И, на-конец, в ряде случаев мы рекомендуем отказываться отиспользования дополнительных газосепараторов и об-ратных клапанов.

Пример №1: Выполнение энергоэффективногодизайна методом оптимизации

Дизайн ЭЦН Нсп, мМощность

ПЭД, кВт

Потребля емая

мощность, кВт·чТок, А

Сечение

кабеля

Потери в

кабеле, кВт·ч

Затраты на

электроэнергию,

тыс. руб. в год

Сущест вующий 5А-400-1550 1840 140 141,6 46,3 3х25 13,9 1 910

Энерго сберега ющий 5А-500-750 1100 90 95,9 32,4 3х25 4,2 1294

Разница 740 50 45,7 9,7 616

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

28 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 31: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Для всего модельного ряда ЭЦН от 50 до 250 м3/сут.используются одни и те же типы газосепараторов. По-требление мощности узлом во всех случаях также будетодинаковым — примерно 1,5-2 кВт. Поэтому, отказав-шись от использования газосепаратора в тех случаях,когда в них нет большой необходимости, мы не толькоповысим наработку по скважинам (в частности, за счетменьшего солеотложения), но и не потеряем добычу.Газосепаратор — это дополнительный источник и гид-равлического сопротивления.

В отношении обратного клапана есть идея созданияего конструкции с меньшими гидравлическими поте-рями. Кроме того, некоторые предприятия уже отказы-ваются от использования обратных клапанов по дру-гим причинам.

ПРИМЕР №1

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

ЭЦН работал за пределами оптимальной зоны с завы-шенным напором (см. «Пример №1: Выполнение энер-гоэффективного дизайна методом оптимизации»).

Расчет подтвердил, что если мы спустим на эти470 м3/сут. ЭЦН-500 с большим КПД и приподнимемустановку на глубину 1100 м, то это позволит нам сни-зить напор установки до 750 м. Соответственно и мощ-ность двигателя мы сможем снизить до 90 кВт. Рабо-чий ток снизится очень значительно.

Сечение кабеля мы не меняли, но уже только засчет насоса или снижения гидравлических потерь мыпо скважине сэкономили 45 кВт·ч. Как видно из табли-цы, экономия в год составила 616 тыс. рублей. Полу-чается, что разница в 45 кВт снизила энергопотребле-ние на 32%.

ПРИМЕР №2

Тогда как в первом примере повышение энергоэф-фективности было обеспечено увеличением КПД на-соса, во втором случае мы будем говорить об увеличе-нии КПД двигателя. Приводом ЭЦН-5А-250-1600 слу-жил ПЭД-110-117.

Чем больше загрузка двигателя, тем больше егоcosφ и КПД (см. «Пример 2: Повышение энергоэффек-тивности методом увеличения загрузки ПЭД»). Расчетже показал, что загрузка была низкая и cos φ был тоженизкий. То есть мы неэффективно эксплуатировалиустановку.

Анализ в программе SubPump показал, что, спустивдвигатель мощностью 90 кВт, мы поднимем загрузкуПЭД до 87%, а КПД двигателя увеличится на 1,2%. В ре-зультате снижаем затраты электроэнергии на 3,5%, аэкономический эффект составит 44 тыс. рублей в год.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПО ПРЕДПРИЯТИЯМ

К настоящему моменту мы можем уже говорить опервых результатах реализации проекта на двух пред-приятиях. В одном из них проект стартовал с 1 ноября2009 года. В другом — с 1 декабря 2009 года.

Принцип недопущения падения добычи при прове-дении энергоэффективного дизайна был успешно со-

29

инженерная практика

№3/2010

Пример 2: Повышение энергоэффективностиметодом увеличения загрузки ПЭД

Дизайн

Номин

мощнность

ПЭД, кВт

Коэфф.

загрузки

ПЭД

КПД

ПЭД

Коэфф.

раб.

мощн.

Потр.

мощность,

кВт-ч

Затраты на

электро энергию,

тыс. руб. в год

Существующий 110 70,9 83,4 0,759 97,2 1311,3

Энергосбере -гающий

90 86,7 84,6 0,802 93,9 1266,7

Разница -20 15,8 1,2 0,043 -3,3 -44,6

Направленность выполненных энергосберегающихдизайнов по ОАО «Самотлорнефтегаз» на 01.02.10

Page 32: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

блюден. В отдельных случаях был даже зафиксированприрост добычи.

В первом случае всего было выполнено 75 дизай-нов. Суммарное энергопотребление снизилось на22128 кВт·ч в сутки, а удельное энергопотребление накуб добываемой жидкости — с 9,6 до 7,4 кВт·ч. В де-нежном выражении экономия составляет 1 300 000 руб.

Если проанализировать, на что были направлены ди-зайны по этому предприятию, то видно, что на 43 сква-жинах мы получили максимальный эффект сниженияэнергозатрат только за счет увеличения КПД насоса,что позволило снизить мощность двигателя. Удельноеснижение в данном случае достигло 4,4 кВт·ч/м3 добы-ваемой жидкости (см. «Направленность выполненныхэнергосберегающих дизайнов по ОАО «Самотлорнеф-тегаз» на 01.02.10»).

На 18 скважинах мы провели целый комплекс ме-роприятий: как увеличение КПД насоса (и, соответ-ственно, увеличение мощности двигателя), так и умень-шение глубины спуска. Но при этом снижение энерго-потребления оказалось менее значительным — всегона 2,7 кВт·ч/м3.

Еще больший комплекс мероприятий на 14 скважи-нах, включавший в себя также увеличение диаметраНКТ и демонтаж газосепаратора, дал снижение энер-гозатрат на 0,7 кВт·ч/м3.

Объяснение кажущегося парадокса заключается вразличных исходных характеристиках скважин. В пер-вую группу вошли скважины с самым большим откло-нением от оптимального энергопотребления. После-дующие скважины изначально работали ближе к оп-тимальным точкам, и снижения энергопотребления вних можно было добиться только при помощи работыс каждым узлом. И даже в этом случае оно не былоособенно большим.

Отличие результатов реализации проекта на второмпредприятии состояло в достаточно большом приро-

сте добычи жидкости, поскольку внедрение энергоэф-фективного дизайна в данном случае совпало с про-граммой оптимизации добычи.

Удельное энергопотребление, в свою очередь, уда-лось снизить с 9,3 до 7,4 кВт·ч/м3, что сопоставимо споказателями первого предприятия.

Сам по себе прирост добычи привел к росту абсолют-ных цифр по потребляемой мощности на 14 328 кВт·ч.Но, если бы с новыми показателями дебита мы рабо-тали на прежнем уровне удельного энергопотребле-ния, то абсолютная цифра оказалась бы гораздо бо-лее значительной.

На втором предприятии энергоэффективный ди-зайн к моменту оценки провели на 104 скважинах (см.«Направленность выполненных энергосберегающихдизайнов на втором предприятии»). Экономия по этимскважинам составила 3,5 млн руб.

Наибольший эффект был также получен на 20 сква-жинах за счет увеличения КПД насоса и сечения ка-беля. На скважинах, где мы проводили целый комплексмероприятий (снижение глубины спуска, увеличениесечения кабеля и диаметра НКТ, а также демонтаж се-паратора), результаты не были столь внушительны. Ив этом случае различия тоже объясняются характери-стиками скважин-кандидатов.

ТЕКУЩИЙ ЭТАП РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

К настоящему моменту реализация проекта повыше-ния энергоэффективности значительно продвинулась.

Во-первых, все скважины по двум предприятиямрассчитываются на предмет энергосбережения. Во-вторых, ведется совершенствование системы монито-ринга в программном комплексе «Регион-2000». Преж-де эта программа работала с параметрами дебита,давления на приеме насосов, запуска установок. Сей-час эта программа модернизируется с учетом нашихпотребностей.

В программе «Регион» заложен алгоритм расчетаактивной мощности. Считается все достаточно кор-ректно, с максимальным отклонением от фактическоймощности в 5%. Проблема заключается в том, что еще

Направленность выполненных энергосберегающих дизайнов на втором предприятии

30 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 33: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

далеко не все скважины (только 70% фонда) входят впрограмму «Регион», чтобы мы могли смотреть вседанные дистанционно. Это связано с оставшимися вэксплуатации устаревшими станциями управления.

В дальнейшем мы сможем смотреть историю покаждой скважине и отслеживать тренд и динамику пообщему и удельному энергопотреблению. Ведь приснижении подачи может происходить значительныйрост активной мощности. Так как у нас будет дополни-тельный износ, увеличится коэффициент трения, будетвозрастать осевая нагрузка. И даже если снижениедебита окажется не критичным, мы можем провести наскважине ремонт именно по показаниям энергопо-требления.

В настоящее время проводятся работы по замеруфактического энергопотребления с помощью прибораFluke 434. Эта работа ведется для того, чтобы оценить,что нам все-таки показывает станция управления в со-поставлении с фактом. И первая оценка уже есть.

Определен список скважин-кандидатов, оборудован-ных УШГН, для замены электродвигателей с номиналом30кВт на 22кВт. С помощью специлизированных про-грамм проводится обучение технологического персона-ла методам и приемам энергосберегающего дизайна.

Реализуется программа по замеру гармоник при из-менении режима работы скважин, поскольку каждыйраз важно знать, какими будут потери в станции управ-ления при изменении частот.

Внедрена интегрированная отчетная сводка о ра-боте подземной инфраструктуры на базе программы«Регион-2000» с экономическим блоком расчетов ( наданный момент выполнена по мехфонду и ведутся ра-боты по ППД и ППН). При помощи этой сводки можнобудет в Интернете отслеживать энергопотребление поузлам и проводить мониторинг во времени.

Разрабатывается сводка анализа выполненных ме-роприятий с экономическим блоком расчетов, графи-ческим и табличным выводом данных. Ведь как толькомы начали этот проект, нам нужно было сразу решитьдля себя, как мы будем отслеживать эффективностьмероприятий, которые мы выполняем. Кроме того, в

процессе своей работы мы постоянно что-то коррек-тируем, добавляем, что-то меняем.

По всему фонду скважин УЭЦН произвели сравне-ние фактического значения напряжения отпайки с рас-четным, тем самым выявив фонд скважин, по которомунеобходимо проводить мероприятия по оптимизациинапряжения без проведения ремонтов ПРС.

Потери в таких случаях колеблются в пределах 150-250 В. Это приводит к тому, что нам приходится оста-навливать скважины для подбора оптимального напря-жения, что в конечном итоге снижает активную мощ-ность. Между тем, на предприятиях очень неохотноидут на остановку скважин. Бывает, что это очень про-блематично: можно не запустить. И надо сказать, чтона одном из предприятий подбор оптимального напря-жения практически совсем не делался.

Сейчас весь фонд «переоптимизировать» тожепроблематично. Выявили с помощью расчетов скважи-ны с самым неверным напряжением, и теперь ведетсячастичная переоптимизация.

Ведутся работы по организации ремонта НКТ диа-метром 89 мм.

Решается вопрос о разработке методики, котораяпозволила бы производить расчет оптимального на-пряжения, чтобы исключить многократные отключенияУЭЦН, как это делается сейчас. Осуществимость этойидеи на данный момент оценить пока сложно. Идеяпринадлежит нашему подрядчику, компании Oilpump.

Именно база этой компании, не дожидаясь новогорегламента, в отличие большинства остальных баз ужепроизводит подбор ПЭД для комплектации УЭЦН пособственной оригинальной методике, что позволяетприменять двигатели меньшего номинала в сравнениисо стандартной схемой. В практику этот подход вошелуже более полугода назад.

И уже сейчас выполнен анализ потерь в кабельныхлиниях и распределения кабеля по сечению, даны ре-комендации по корректировке заявки на закупку. Те-перь мы можем сделать экономический расчет, при ка-ком токе нам выгоден переход на кабель большегосечения с учетом разницы энергозатрат.

31

инженерная практика

№3/2010

Page 34: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

32 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: В одном из приведенных вами примеров ЭЦН был изначально укомплек-тован двигателем мощностью 110 кВт. Можно предположить, что новая система,которая пришла с завода укомплектованной именно таким образом. Вы предла-гаете заменить 110-й двигатель на 90-й. А если установка откажет по заводскомубраку, не проработав 365 дней? Что с гарантией?Виталий Тарасов: Да, такая организационная проблема существует. Вариантовдва — либо мы просто забываем про гарантию и экономим 3 кВт·ч на кубометржидкости, 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 подготовленностии, что особенно обидно, о недостаточной квалификации технологов. Но вы жесами признаете, что отсутствует необходимое оборудование. Вот у нас, например,есть ЭЦН-30 и выше. Для колонн диаметром 168 мм. А дебиты при этом — до10 м3/сут. и меньше.Реплика: Охлаждения нет, сложно.Реплика: Сложно. У нас нет оборудования, у нас нет кожухов, нет кабеля. Какправило, это 3х16 — и все. Мы ограничены в выборе. И тут «квалификация тех-нологов». 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 стал-киваться просто с преступлениями, когда, например, ЭЦН 800 спускают на1500 м при динамическом уровне 300 м, дебите 700 м3/сут. и напоре установки1300 м. Была политика такая, что лучше добыть больше, но никак не меньше, и братьнапоры с запасом, а производительности чуть поменьше.Реплика: К сожалению, технологи, приходящие из институтов, сейчас совсемне представляют, чем они будут заниматься на производстве. И какие-то мо-менты, начиная с уравнения Дарси и кончая более серьезными вещами, онизнают очень слабо.Как правило, если ведущий технолог еще имеет к этому отношение и достаточнонеплохую квалификацию, то уже его подчиненные в этом плане не являютсядля него серьезными помощниками и приходится их учить. И учить не простоосновам какой-то программы или основам энергосберегающих технологий, акаким-то основополагающим позициям Технологи на промыслах, как правило, очень хорошо разбираются в работе сподрядчиками. Таким вот организационным моментам они очень хорошо обуче-ны, а вот в фундаментальных знаниях и науках есть пробелы.Вопрос: Да, если вспомнить, то в 1980-е годы у технологов была очень узкаяспециализация, а сейчас у нас очень широкая специализация и человек занима-ется и тем, и тем, и тем. И вот вопрос: дополнительно будут ли введены дляэтого 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 выделилолабораторию. И эта группа производила расчеты по подземному оборудованию.Руководство поручило нам провести обучение, чтобы технологический персонална местах, в цехах мог сам производить эти расчеты. В течение года мы прово-дили это обучение. По прошествии года лаборатория стала заниматься уже дру-гими вещами. Часть людей ушли из лаборатории, а оставшиеся уже не занима-лись подбором подземного оборудования. Этим начали заниматься в цехах. Лю-дей не добавили.Реплика: В цеха людей не добавили, но были же образованы специализирован-ные группы…

В.Т.: Да-да, но это до нас еще было, к этому шло. Чтобы не занимать людей изтехнологических служб, потому что работы выше крыши, была специально об-разована такая группа из двух человек.Вообще это, конечно, проблема. С технологами в цехах зачастую просто невозмож-но работать, потому что у них постоянные телефонные звонки, срочные дела. Крометого, на технологов в цехах нередко возлагают несвойственные им попутные обя-занности. Все-таки технолог должен заниматься механизированной добычей.

Вопрос: Вы упоминаете программу «Регион-2000» по учету электроэнергии по уз-лам. Вы можете назвать круг лиц, которые вовлечены в работу с этой программой?И вот каким образом эти лица потом влияют на фактор потребления электроэнер-гии? Каким образом это происходит?В.Т.: Посредством программы «Регион» сейчас поскважинно отслеживается энер-гопотребление на 70% фонда. Мы можем посмотреть потребление по скважи-нам, информация поступает от стаций управления, либо рассчитывается по за-ложенному в «Регион» алгоритму и по цеху в целом, где стоят счетчики. Мы ви-дим разницу и идем к тому, чтобы эту разницу минимизировать., т.е. повыситьдостоверность данных и увеличить охват замеряемости фонда скважин. Причем все это консолидировано реализовано в Интернете. Руководство можетпосмотреть, в правильную ли сторону мы идем, дают ли эффект проводимыенами мероприятия. А кто в этом задействован? Все специалисты, имеющие отношение к механизи-рованной добыче. Реплика: На нашем предприятии создана рабочая группа по энергосбережениюи назначен руководитель группы из состава топ-менеджмента предприятия. Разв месяц группа собирается, и в ней задействованы службы энергетиков и всетехнологические службы. Производится оценка энергопотребления по цехам илиобъектам, вверх или вниз пошла тенденция, разбираются, почему. Также оцени-вают по энергосбережению, какие мероприятия выполнены, а какие нет. И оце-нивают 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-изгото-вителей бывают другие рекомендации. Например, для маленьких типоразмеровможет браться запас 15%. И мы больше 15% не рекомендуем.

Вопрос: Может ли решить проблему отсутствие у базы оптимального оборудо-вания прокатная схема? Реплика: Вполне вероятно. База работает с тем оборудованием, которое заказчикнам предоставил. Мы работаем не по прокатной схеме, а работаем по принципуобслуживания. Поэтому вопрос, действительно, напрашивается по прокату. Воз-можно, он даст больший выбор заказчику. Пока нам такой возможности заказчикне предоставляет, но мы готовы. Вопрос: Например, произошла остановка скважины. Требуется время для поста-новки на бригаду, оперативное время — 12 часов, потом, как обычно, на подъем.Вам сделали заказ, например, за сутки. За сутки что, нельзя подготовить опти-мальную 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 колеспоставить, а вы готовите на напор 1700 метров на всякий случай, потому что эти1700 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.

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 этомделе 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 необижайтесь на то, что было здесь написано о технологах. А я, соответственно, со своей стороны буду пытаться лучше готовить студентов и выпускников.

Page 35: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Охрана здоровья, труда и окружающей среды Геология и геофизика

Разработка месторождений Строительство скважин — бурение и заканчивание Наземное оборудование, строительство и проекты Добыча

• Ведущее техническое мероприятие в области разведки и добычи не-фтии газа уровня B2B: это форум, на котором обсуждают развитие технологий настоящего и будущего, обмениваются опытом реше-ния производственных задач, инвестиций в разработку новых тех-нологий и применения инновационных методов управления бизнес-процессами.

• Насыщенная конференционная программа под общей темой «Пе-редовой опыт и инновационные технологии при разработке зрелых месторождений и освоении новых регионов»

• Более 4000 уникальных профессиональных посетителей в 2010 го-ду: высшее руководство компаний, инженеры и технические специа-листы нефтегазовой промышленности.

• Оптимальное сочетание участников мероприятия: нефтедобываю-щие компании (16%), поставщики оборудования для нефтегазовой от-расли (20%), сервисные компании (24%), а также компании проекти-ровщики и буровые подрядчики.

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

• Среди участников 2010:

Свяжитесь с нами сейчас, чтобы зарезервировать стенд на выставке!

Тел.: +7 495 937-68-61 ext. 136, +44 (0)20 8910 7194Факс: +7 495 937-68-62, +44 (0)20 8439 8897Моб.: +7 926 520-04-92E-mail: [email protected], [email protected]

ООО «Рид Элсивер»125009 Москва, РоссияУл. Большая Никитская, 24/1, стр. 5

РЕК

ЛАМА

W E L L S E R V I C E

Организаторы

Официальная публикация

Официальный медиа-парнер

Спонсоры

Платиновые спонсоры

Российская Техническая Нефтегазовая Конференция и Выставка SPE по разведке и добыче

26–28 октября 2010 Москва, ВВЦ, павильон №75

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

• 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!

• НК Роснефть• Татнефть• Халлибуртон• Шлюмберже• ТМК• ТНК-BP• РИТЭК

Page 36: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Для 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 энер-гозатрат на добычу нефти или жидкости по скважинам,ЦДНГ и предприятиям на данный момент не существу-ет. Стандартные графики энергозатрат на добычу тон-ны жидкости по предприятиям, на самом деле, не даютникакого понимания ситуации (см. «Удельное потреб-

ление всей электроэнергии на тонну жидкости по от-дельным предприятиям в 2009 г.»). Это просто общиецифры, на основе которых обычно делается выводследующего характера: «Раз на этом предприятииудельные энергозатраты в два раза выше, чем на дру-гом, значит, здесь есть двукратный потенциал повы-шения энергоэффективности. У вас тут что-то не так,давайте, работайте». Понятно, что адекватность такогоанализа не выдерживает критики.

В свою очередь у технического персонала нет объ-ективного понимания текущих потерь электроэнергии,связанных с особенностями месторождения и ошиб-ками при подборе оборудования, эксплуатации обо-рудования с отклонением от рабочей зоны, а также сгидравлическими и электрическими потерями при не-верно подобранном лифте, кабеле и т.д.

Естественно, при таком порядке вещей у высшегозвена руководства нет понимания, насколько эффек-тивно эксплуатируется мехфонд по предприятию, по-чему растут удельные расходы электроэнергии на до-бычу и с чем это связано. Соответственно и оценитьрезультативность работы по энергосбережению такженет никакой возможности.

КРИТИЧНЫЕ УЗЛЫ

Известен набор узлов УЭЦН, в которых происходятпотери или идет значительное потребление электро-энергии (см. «Бенчмаркинг по направлению механизи-рованной добычи нефти»).

Если спускаться сверху вниз, то, во-первых, этофонтанная арматура. Здесь мы наблюдаем потерю дав-ления на штуцере, приводящую к потерям электро-энергии. Вследствие неправильного подбора установ-ки по напору, мы вынуждены компенсировать потерюдавления дополнительными затратами электроэнергии.

Вторым пунктом идет потеря мощности в колоннеНКТ соответственно ее диаметру и глубине спускаУЭЦН. Например, при динамическом уровне 500 м иглубине спуска 2000 м потери в лифте оказываютсязначительными. То же самое относится и к кабелю.Здесь мы также говорим о глубине спуска и о подборе

МОДЕЛЬ БЕНЧМАРКИНГА

ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО

ОБОРУДОВАНИЯ

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

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

34

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 37: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

сечения кабеля, в зависимости от величины рабочеготока и температуры.

Самый крупный узел этой системы — ЭЦН. При от-клонении параметров подачи насоса от рабочей зоныпроисходит потеря мощности, снижается КПД и энер-гоэффективность.

И, наконец, потери в ПЭД, для которого мы оцени-ваем коэффициент загрузки, cosφ.

При отклонении фактической мощности ПЭД от но-минальной мы наблюдаем потери в кабеле.

БЕНЧМАРКИНГ МЕХДОБЫЧИ

В настоящее время мы планируем создать про-граммный продукт под условным названием «бенчмар-кинг мехдобычи», работа которого будет основыватьсяна данных по технологическому режиму работы добы-вающих скважин. На начальном этапе планируется ис-пользовать стандартные существующие данные потехрежиму для проведения расчета потерь электро-энергии по каждой скважине (см. «Алгоритм исполь-зования модели бенчмаркинга (уровень 1 — началь-ный)»). Мы предполагаем, что это будет программауровня комплексов «Автотехнолог» и SubPump.

Система будет выдавать ряд расчетных параметровпо каждой скважине. Во-первых, это «идеальныйКПД» — режим энергопотребления при КПД всего обо-рудования равном единице. То есть в данном случае мыузнаем, сколько необходимо затратить киловатт-часовна добычу тонны жидкости в идеальном случае. Именноэта цифра позволит в последующем оценивать КПД до-бычи на скважине, корректно сравнивая показатели сданными по другим скважинам и предприятиям.

Следующая цифра — нормативный удельный рас-ход. Этот показатель характеризует КПД УЭЦН, пара-

метры работы двигателя, коэффициент его загрузки,потери на штуцере, потери в лифте и в кабеле при пра-вильном подборе оборудования и его эксплуатации воптимальных рабочих зонах.

Расчетный удельный расход — это тот же показа-тель, но с учетом фактических параметров работыустановки. Система также будет рассчитывать суммар-ные потери электроэнергии за сутки (в кВт·ч) за счетотклонения фактических показателей от норматива.Отклонение характеризуется в процентах.

Такой подход позволит анализировать весь фондскважин как по ЦДНГ, так и в целом по предприятию.В частности, мы получим возможность довольно про-сто за счет фильтрации по параметрам определять пе-

Бенчмаркинг по направлению механизированной добычи нефти

Алгоритм использования модели бенчмаркинга(уровень 1 — начальный)

35

инженерная практика

№3/2010

Page 38: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

36 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Когда планируете внедрить эту систему?Алексей Зуев: В текущем году.

Вопрос: Вы сказали, что планируете получать данные о фактическомудельном расходе со станции управления. Но для этого нужно уста-новить счетчики расхода электроэнергии…А.З.: Согласен. Есть два варианта: первый — это использование текущихфункциональных возможностей станций управления и второй — этоустановка счетчиков. Этим вопросом сейчас вплотную занимаются спе-циалисты в СНГДУ-2. При текущем функциональном обеспечении стан-ций управления результаты замеров сертифицированными средствамиучета и данные по показаниям станции управления сходятся с погреш-ностью порядка 5%. Но вопрос, конечно, требует обсуждения. Возмож-но, в последующем придется внести и технические требования на стан-ции управления по обеспечению определенной точности учета.Реплика: Понятно. Но, наверное, на оснащение датчиками уйдет не-сколько лет. И на самом деле у вас не фактический удельный будетрасход, а расчетный по показателям станции управления. Но если ре-шили, что сходимость на уровне 5% устраивает, то можно и так. Потомуже менять эту цифру.

Вопрос: Нормативно-удельный расход и расчетно-удельный расходможно ведь определять на базе функций существующих программныхкомплексов, таких как «Автотехнолог», например. Зачем разрабаты-вать еще один программный продукт?Владимир Ивановский: Мы предлагали сделать просто блок в «Авто-технологе», поскольку сейчас все равно создаем блок по определениюэнергоэффективности работы оборудования. Но у ТНК-ВР, как мы по-нимаем, есть задача увидеть все заложенные в алгоритм определенияформулы.Вопрос: А вы не хотите раскрыть методику расчета, да?В.И.: Мы готовы. Если нам доверят, то мы будем участвовать в тендереи сделаем эту работу.А.З.: Все верно, нам важно понимать по контрольным точкам, где унас какие цифры получаются, почему и из чего они складываются.

Вопрос: Критерий эффективности в случае этой работы выражаетсяв экономических показателях?А.З.: У нас есть задача повысить энергоэффективность по мехфондуна 5%.

В.И.: Основной резерв все-таки видится в правильности подбора обо-рудования. А причина неправильных подборов во многом складыва-ется из некорректно вводимых в алгоритм данных. Вопрос в ответ-ственности технологов за неправильный подбор.

А.З.: В данном случае мы ставим задачу оценки общей ситуации попредприятию или цеху и оценки общей динамики: куда мы идем. Ес-тественно, и я не отрицаю, что нужно работать с каждой скважиной,подбирать энергоэффективный дизайн и т.д. Но общая картинка тоженужна для понимания.

Вопрос: Мы сравнивали расчеты на программе SubPump и «Автотех-нолог» с фактом. Погрешность лежит в пределах ± 10%, и эта погреш-ность, на мой взгляд, связана, в первую очередь, с не вполне коррект-ными данными по режиму скважины. Например, мы не всегда знаемточно плотность перекачиваемой жидкости, что очень сильно влияетна все показатели. Сможем ли мы в этой связи продублировать рас-четы потери мощности по узлам в MS Excel, не имея расчета плотностиперекачиваемой жидкости…В.И.: Это была бы огромная, тяжелая программа. MS Excel не предна-значен, в принципе, для таких работ. Для того чтобы действительнополучить более-менее точные данные, чтобы можно было сравнитьрасчетные, нормативные и фактические показатели, конечно, на мойвзгляд, нужна специальная программа и в нормальной математиче-ской оболочке. А.З.: В Excel мы не собираемся 5000 скважин просчитывать. Реализа-ция в этой программе нужна, для контроля.В.И.: Утяжеление программы произойдет после того, как мы должныбудем загрузить миллион характеристик всех насосов. Потому что ра-бочие характеристики будут различаться в зависимости от исполненияи завода-изготовителя. А относительно «черного ящика» — SubPump, «Автотехнолог» илилюбых других расчетных программ с закрытыми алгоритмами: этипрограммы используются не первый день, есть доказательства эф-фективности. И при сходимости 5–10% с фактом, собственно, не важ-но, что там внутри, коль скоро на выходе мы получаем результат, ко-торый нас вполне устраивает.

Вопрос: У меня вопрос к изготовителям и поставщикам станций управ-ления. Насколько позволяет функционал станций определять потреб-ление электроэнергии?Реплика: Позволяет, но не все оборудование на выходе станции иден-тифицируется. Поэтому сходимость будет где-то в пределах 20%.Реплика: Должен быть сертифицированный прибор учета электро-энергии.Реплика: А можно сделать и по-другому. Ставить датчики коммерче-ского учета не на каждую станцию управления, а в определенных «ре-перных скважинах» с определенными станциями управления, с опре-деленным видом оборудования. И передатчики GPRS установить с уче-том большой разбросанности скважин.

Page 39: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

речень скважин со значительными потерями электро-энергии и планировать работу по этим скважинам.

Второй уровень реализации модели бенчмаркинга,который мы называем целевым, — это тот же самыйпрограммный продукт, но интегрированный в инфор-мационную систему предприятия (см. «Алгоритм ис-пользования модели бенчмаркинга (уровень 2 — це-левой)»).

Информацию по техрежиму в данном случае мыпредполагаем дополнять необходимыми данными посечению кабеля, рабочей частоте, станции управленияи т.д., для того чтобы с меньшей ошибкой определятьрасчетный удельный расход. И также планируется рас-считывать удельный расход по скважинам.

Данные о потреблении электроэнергии будут пере-даваться со станции управления через существующийканал связи и отражаться в общей таблице по сква-жине.

Еще один дополнительный показатель — отклоне-ние расчета от факта. Превышение по этому показа-телю величины в 5% ставит вопрос о достоверностиданных учета электроэнергии и данных о технологиче-ском режиме. Это будет сигналом к проверке каналовпоступления данных.

ЦЕЛИ ВНЕДРЕНИЯ

Ожидаемый результат внедрения данной програм-мы в технических службах предприятий — это, преждевсего, контроль энергоэффективности и текущих по-терь по скважинам, цехам и каждому предприятию вцелом. Кроме того, система позволит планировать

ГТМ с учетом показателей энергоэффективности(приоритеты по скважинам) и выявлять некорректныеданные о техрежиме при отклонении фактическогоудельного расхода электроэнергии от расчетного.

Для руководства предприятий, в свою очередь, важ-ным преимуществом будет контроль динамики измене-ния энергоэффективности механизированной добычии текущих потерь по предприятиям и бизнес-направ-лению «Разведка и добыча» (БН РиД) в целом. Этодаст возможность более предметно планировать мерыпо повышению энергоэффективности мехобычи в рам-ках общей стратегии БН РиД и по повышению эффек-тивности эксплуатации мехфонда. И, конечно, как бы-ло сказано выше, это возможность корректногосравнения операционных затрат по статье «электро-энергия на мехдобычу» между предприятиями и при-нятие управленческих решений.

Поскольку доля затрат на электроэнергию по некото-рым активам уже составляет более 30%, энергоэффек-тивность стала одним из самых важных параметров приоценке эффективности эксплуатации мехфонда в целом.

Судя по предварительным расчетам, у многих пред-приятий есть весьма существенный потенциал повы-шения энергоэффективности — разница между нор-мативным и фактическим расходом электроэнергии(см. «Потенциал повышения энергоэффективности попредприятиям»). Конечно, сократить разрыв в 20% —задача трудновыполнимая, но за счет технологическихвозможностей добиться 5-процентного результатавполне возможно.

Алгоритм использования модели бенчмаркинга (уровень 2 — целевой)

37

инженерная практика

№3/2010

Потенциал повышения энергоэффективности по предприятиям

Page 40: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Подбор 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 «Авто-технолог» предназначена для оптимального подбораоборудования разных типов: штанговые насосы, штан-говые винтовые насосы, электроприводные насосы, втом числе центробежные, винтовые и диафрагменные.

Начинается подбор с определения потенциаласкважины — максимально возможного дебита и зави-симости дебита от забойного давления и динамическо-го уровня. Далее есть возможность адаптации крите-риев подбора установки к разным условиям эксплуа-тации скважин при помощи разного рода корреляций.

Оборудование можно выбирать в диалоговом режи-ме или же воспользоваться автоматическим подборомс последующим определением наилучшего варианта.

ПОДБОР ПО ОБОРУДОВАНИЮ,ИМЕЮЩЕМУСЯ В НАЛИЧИИ

При работе в диалоговом режиме можно ограничитьвыбор только тем оборудованием, которое имеется упользователя в наличии. В этом случае, конечно, нуж-но быть готовым к тому, что даже оптимально выбран-ное оборудование может работать за границами рабо-чей части характеристики.

Если подбор идет по имеющемуся оборудованию, мыполучаем только ту рабочую точку, которая соответству-ет этому оборудованию. Если она нас устраивает, мыможем продолжить подбор. Если не устраивает, мы пы-

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

ВЫБОР КРИТЕРИЕВ

В программе есть возможность использоватьфильтры-критерии. В частности, можно установитьограничение по свободному газу, по максимальномууглу отклонения от вертикали, темпу набора кривизныи т.д. Это позволяет определить, например, глубинуспуска оборудования, понять насколько будет сни-жаться КПД ступеней в нижней части насосной уста-новки, там, где есть свободный газ.

И здесь мы должны решить вопрос: что нам важнее,сократить потери в кабельной линии за счет уменьше-ния ее длины или сократить потери мощности в насос-ной установке за счет увеличения КПД ступеней?Определив в процессе подбора общие затраты энер-гии и частные составляющие этих затрат (потерь),можно найти наиболее эффективный вариант для дан-ной скважины.

ПЕРИОДИЧЕСКИЙ РЕЖИМЭКСПЛУАТАЦИИ

Возможность подбора оборудования для периоди-ческой (или кратковременной) эксплуатации скважинытакже часто позволяет существенно сократить затра-ты энергии. При этом оператор может сам задать ми-нимальное и максимальное значение динамическогоуровня, может запросить программу и выбрать подхо-дящие насосы, для которых указываются пределы из-менения параметров работы системы «скважина — на-сосная установка».

Можно определить, в какой части характеристики бу-дет эксплуатироваться та или иная насосная установка:если мы ушли за правую границу рабочей зоны — по-явилась опасность всплытия рабочего колеса; ушли залевую границу рабочей зоны — перегрузили осевыеопоры рабочих колес. В обоих случаях, конечно, обо-рудование будет быстрее выходить из строя.

38

ОПРЕДЕЛЕНИЕ

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

НА СТАДИИ ПОДБОРА

ДОБЫВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

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

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 41: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Кроме того, программа позволяет определять времяоткачки, время накопления и соответствующие затра-ты мощности, затраты электроэнергии. Имеется воз-можность задать с помощью программы тот рабочийцикл, который вас интересует. Предположим, вы хоти-те, чтобы оборудование работало 5 минут, а потом сут-ки происходило накопление жидкости в скважине.Этому режиму будет соответствовать один типоразмернасосной установки. При выборе рабочего цикла «3часа откачки + 3 часа накопления» программа поре-комендует совершенно другую насосную установку.

Все эти системы могут быть выбраны для сравненияи определения, какой из вариантов будет наиболееэкономичным не только с точки зрения затрат элек-троэнергии, но и с точки зрения добычи нефти.

Здесь же отмечу, что полная остановка откачки жид-кости, особенно при выносе механических примесей,при отложении парафина, конечно, не рекомендуется.Лучше поддерживать то большую, то малую скоростьпотока, но эта скорость не должна быть равна нулю. Прикратковременной эксплуатации скважины остановокбывает достаточно для того, чтобы забились примесями,например, обратные клапаны, сливные клапаны илишламовая труба. Лучше просто менять частоты враще-ния от минимально возможных, которые просто обес-печивают приток жидкости на устье скважины, до мак-симально возможных, которые обеспечивают наилуч-шее дренирование призабойной зоны пласта. В этомслучае выпадение механических примесей и формиро-вание АСПО будут минимальны. Это также даст эффектпостоянного «раскачивания» призабойной зоны пласта,что позволяет увеличить приток жидкости в скважину.

ЧАСТОТНАЯ АДАПТАЦИЯ

Программа дает возможность определять оптималь-ные пути адаптации характеристик насоса к характе-ристике скважины либо за счет изменения частоты вра-щения вала насоса, либо с помощью штуцера. Приэтом во многих случаях потребляемая мощность будетснижаться, однако затраты мощности на добычу еди-ницы продукции будут несколько возрастать. Такой ва-

риант можно применять, если нет другого варианта ре-гулирования.

Нужно сказать, что использование частотного пре-образователя, особенно без сетевых фильтров, можетприводить к снижению качества энергоснабжения. Аэто, в свою очередь, может существенно ухудшить по-казатели энергопотребления.

ВЫБОР МОЩНОСТИ ПЭД

Выбор ПЭД производится с учетом прогноза по-требления мощности насосом при его работе на ре-альной жидкости (плотность, вязкость, газовый фак-тор, давление насыщения). Естественно, в этом отно-шении возможны ошибки, поскольку иногдахарактеристики жидкости меняются достаточно бы-стро, а в промысловых базах данных по скважинам онидолго остаются одними и теми же. В динамических ба-зах данных такая проблема отсутствует.

С учетом возможных неточностей рекомендуетсяподбирать ПЭД, мощность которых на 20% превышаетноминальную мощность насосов. В некоторых случаяхрекомендуется предусматривать более значительныйзапас мощности, например, для возможности освое-ния скважины после глушения. Этот же прием можноиспользовать и для того, чтобы обеспечить возмож-ность увеличения частоты вращения с соответствую-щим запасом мощности двигателя.

При выборе двигателя и его мощности определяет-ся рабочее значение тока, КПД и перегрев той жидко-сти, которая проходит мимо двигателя и насоса. Мож-но выбрать оптимальную кабельную линию в соответ-ствии с представлением об изменении температуры постволу. При этом можно подставлять полученное опыт-ным путем значение допустимой рабочей температурыкабеля вместо номинального (паспортного).

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

При выборе варианта оборудования надо опирать-ся на несколько ключевых показателей. Во-первых, от-ношение Qприема/Qоптимальное. При значении 0,77можно сделать вывод о том, что рабочая точка доста-

39

инженерная практика

№3/2010

Page 42: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

точно далеко смещена влево. Это говорит о большихнагрузках на осевую опору, больших потерях на тре-нии, о перегреве всех элементов, начиная от двигателяи кончая насосом и их подшипниками. При величине,равной 1,28, следует ожидать всплытия рабочего ко-леса и работы оборудования во внештатном режиме,быстрого выхода его из строя. Следовательно, выби-рать оборудование нужно таким образом, чтобы отно-шение Qприема/Qоптимальное стремилось к единице.

Следующие показатели: мощность, потребляемаясамими двигателями, мощность с учетом потерь, в томчисле в кабельной линии той или другой конфигура-ции, мощность, необходимая для подъема единицыпродукции (одной тонны нефти или кубометра жидко-сти). Именно по этому параметру мы можем опреде-лить, какой из вариантов в большей степени насустроит с точки зрения энергоэффективности. Следо-вательно, нужно выбирать кабельные линии с макси-мально возможным диаметром медных жил, колоннуНКТ — с максимально возможным внутренним диамет-ром и минимальной шероховатостью поверхности(внутреннее полимерное или эмалевое покрытие), по-гружные двигатели — с минимальными значениями ра-бочего тока и максимальными значениями КПД и cosφ.

Определение указанных выше величин уже даетвозможность определить планируемые затраты энер-гии на подъем единицы продукции и сравнить их с фак-тическими или другими планируемыми затратами.

ПК «Автотехнолог» дает возможность определитьте интервалы глубин по скважине, в которых не реко-мендуется или вообще запрещено устанавливатьопределенные виды оборудования. Кроме того, в таб-лицах имеется информация по величинам давления,количеству свободного газа, по температуре, по изме-нению этой температуры, по отклонению от вертикали,по темпу набора кривизны. Информация может бытьвыведена не только в табличной, но и в графическойформе, с тем, чтобы найти те интервалы, те точки, ко-торые будут определять надежность или эффектив-ность того или другого оборудования. По инклиномет-рии можно определить самые опасные участки сква-жины, где спускоподъемные операции проводить ненужно, либо проводить их с самыми большими мерамипредосторожности.

Информация, генерируемая в процессе подбора,сохраняется в базе данных как самой программы, таки предприятия. При этом пока в ПК «Автотехнолог»можно внести только стоимость электроэнергии, нопри необходимости можно расширить возможностипрограммы, предусмотрев ввод стоимости оборудова-ния, стоимости ПРС и ресурса оборудования.

В этом случае дизайн установок будет связан ужене только с энергетикой, но и со стоимостными пока-зателями. И тогда появится возможность сопоставлятьзатраты электроэнергии с капитальными затратами,затратами на подземные ремонты и т.д. по разным ви-дам оборудования.

ПОДБОР ШТАНГОВЫХ УСТАНОВОК

В программе заложены большие возможности поподбору штанговых насосных установок. В частности,можно рассчитывать хвостовик для выноса воды с забояскважины, чтобы уменьшить противодавление на пласт.Особенно это важно для скважин с низкими коэффици-ентами продуктивности. Можно рассчитывать колонны

40 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 43: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

штанг по разным методикам — вручную, по минималь-ному весу, по равнопрочности с использованием разныхдиаметров и разных марок (групп прочности) стали. Естьвозможность рассчитать применение сепараторов газаи механических примесей. Имеется возможность выбо-ра режимов работы по числу качаний, по длине хода по-лированного штока, определения нагрузки по каждой изступеней колонны штанг, в том числе и тяжелого низа,который обеспечивает уменьшение продольного изгибаштанговой колонны и, соответственно, увеличивает вре-мя ее наработки на отказ. При этом определяется не-сколько вариантов с разными (если есть возможностьвыбора) станками-качалками или с одним и тем же при-водом, но с разными режимами работ.

Например, могут быть разные длины ходов, разныечисла ходов, что приводит к тому, что может изменить-ся максимальная и минимальная нагрузка, момент накривошипе, уравновешенность того или иного приводаили конструкция самой штанговой колонны. Рекомен-дации, которые выдает программа, обеспечивают воз-можность достаточно хорошего уравновешивания при-вода, что позволяет уменьшить мощность приводногодвигателя или затраты электроэнергии при его работе.

ПОДБОР ШВН

При подборе штанговых винтовых насосных уста-новок работа начинается точно так же, как и для всехостальных видов оборудования: с выбора рабочей точ-ки скважины на индикаторной кривой. Затем следуетопределение всех остальных составляющих оборудо-вания, начиная от типоразмера насоса, колонныштанг, привода и двигателя. При выборе колонныштанг определяются места и количество тех центра-торов, которые обеспечивают нормальную работу та-кой системы. В конце концов мы получаем нескольковариантов, включающих в себя все основные рабочиепараметры.

Далее мы можем делать выбор по мощности, кото-рая нам нужна для работы, и выбрать тот вариант, ко-торый обеспечит максимальную энергоэффектив-ность эксплуатации этого вида оборудования.

41

инженерная практика

№3/2010

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

Вопрос: Что вы можете сказать о возможности периодического режима эксплуатацииоборудования в Западной Сибири?В.И.: В Западной Сибири и там, где есть отрицательная температура, если естьвозможность, не останавливайте скважину даже при необходимости перехода напериодическую эксплуатацию. Изменяйте частоту вращения или частоту тока от 38Гцминимум до 55-60 Гц максимум. Вы получите те же положительные эффекты, которыевам обещают инжиниринговые фирмы. Вы сами «раскачаете» свои скважины точнотакже, только в два раза быстрее и бесплатно. И при этом у вас не будет замерзатьвыкидная 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 сутокна изменение частоты всего на 1 или на 1,5 Гц. Динамический уровень уходит, но онможет потом вернуться обратно. А вы предлагаете менять от 30 Гц…В.И.: Я назвал минимум и максимум. Для каждой скважины, естественно, могут бытьсовершенно 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 определенныхпериодических режимов работы скважин (время накопления и время работы) мыувеличиваем скорость фильтрации, в отличие от постоянного режима, и тем самымдобиваемся 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 язнаю, очень давно работают в Перми. Там геологи говорят, что без таких режимоввообще невозможно добывать нефть в местных условиях. Действительно, есть просто специфичные пласты и специфичные способы вскрытияпластов, которые требуют постоянной раскачки. С другой стороны, это полезно вообщедля всех видов нефтяных скважин, вне зависимости от СКИН-эффекта и всегоостального. Естественно, резкое изменение забойного давления и депрессии на пласт неможет 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 втом, что сначала они пробуют и смотрят, насколько увеличивается или уменьшаетсяприток жидкости при разных частотах. После этого анализируется и фиксируется этаинформация и зашивается в станцию управления. Реплика: На предприятии «ТНК-ВР» в Нижневартовске года три назад сталииспользовать этот метод. Это были низкодебитные скважины с осложняющимифакторами, 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, болееэффективный и меньше греется. Уже хорошо. И здесь еще одна вещь очень интереснаяесть. Когда откладывается соль? Когда у нас небольшая скорость течения жидкости.Соответственно, есть, скажем, сила сцепления соли с поверхностью, а есть сила тренияжидкости по этой поверхности соли. И если идет большой поток, то появляется оченьбольшая сила трения. И поэтому если соль еще не успела сцементироваться,захватившись как следует за поверхность, а мы даем ударный поток жидкости, то этасоль срывается и выносится на поверхность.

Page 44: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

В2007-2009 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 нефтегазодобываю-щих предприятий необходим комплексный подход,включающий рассмотрение процессов потребленияэнергоресурсов на всех стадиях. Причиной перерас-хода может служить как нерациональное использо-вание оборудования, которое достаточно легко вы-явить при инструментальном обследовании, так и ис-пользование устаревших технологий и схем. Поэтомук энергоаудиту должны привлекаться организации,

обладающие опытом работы в данных областях иимеющие в своем составе компетентных специали-стов с научным и практическим стажем работы. Кро-ме того, энергоаудитор должен обладать достаточнойинструментальной базой для обследования всех спе-цифических аспектов деятельности нефтегазодобы-вающего предприятия.

Идеальным вариантом проведения энергетическо-го аудита является тесное сотрудничество внешнегоэнергоаудитора со специалистами добывающих ком-паний, что позволяет более точно определить про-блемные места в вопросах энергосбережения и по-добрать наиболее оптимальные пути решения. Энер-гоаудит, проводимый добывающими компаниямисобственными силами, не всегда способен дать объ-ективную картину в оценке общего потенциала энер-госбережения. Внешний подрядчик при условии егобесспорной компетенции способен предложить весьспектр мероприятий: от малозатратных и условнобеззатратных до перспективных направлений и заме-ны устаревших схем, которые могут быть реализова-ны при поведении плановых реконструкций.

К сожалению, положение в данной сфере оказанияуслуг не отвечает необходимым требованиям. Частовозникают ситуации, когда главным критерием по опре-делению победителя в тендере на проведение энерго-аудита становится цена услуг, а никак не качество ихпредоставления. В этом случае может оказаться целе-сообразнее вообще не проводить энергетическое об-следование, нежели в погоне за низкой ценой в резуль-тате получить неудовлетворительный результат. Поэто-му выбор подрядной организации для проведенияэнергетического аудита должен в первую очередь ос-новываться на опыте и результате ее работы на пред-приятиях нефтегазодобывающей промышленности.

НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

Основываясь на опыте нашего сотрудничества снефтедобывающими предприятиями, можно выделитьследующие наиболее перспективные направления

42

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГО -

ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕДОБЫЧИ

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

ЕЛИСЕЕВ Максим ВалерьевичГлавный инженер проектов АНО «ЦЭ РБ»

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 45: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

повышения энергоэффективности: гидродинамиче-ское согласование режимов работы нефтяного пла-ста и скважин, оптимизация работы наземной инфра-структуры системы сбора и обработки продукциискважин, сокращение давлений при перекачке водсистемы ППД от КНС до кустов скважин, согласова-ние режимов работы скважин с учетом их интерфе-ренции на участке нефтяной залежи, применение наначальных стадиях разработки систем с естествен-ными режимами работы пластов (на истощение), оп-тимизация выбора технологий проведения на скважи-нах ремонтных работ и др. Количественная оценкаучастия предлагаемых мероприятий в энергосбере-жении затруднена, т.к. она зависит от условий добычинефти и газа на каждом предприятии.

Оценить значимость мероприятий по снижению по-требления электроэнергии в том или ином направле-нии можно на основе структуры потребления. Основ-ными потребителями электроэнергии на большинственефтедобывающих предприятий являются установкиПЭД и ШГН, системы ППД и системы первичной под-готовки нефти (ППН).

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭНЕРГОАУДИТА

В результате энергоаудита одного из НГДУ былоустановлено, что 62% обследованных ШГН неуравно-вешенны, в результате чего потери электроэнергии со-ставили 10,4% от общего потребления неуравнове-шенными станками-качалками. Обследование ПЭД да-ло следующие результаты: сравнительный анализзамены существующих асинхронных двигателей навентильные показал, что реализация данного меро-приятия позволит уменьшить удельные затраты наподъем 1 м3 жидкости на 1 км на 0,43 кВт/м3/км (10%);

кроме того, были выявлены ЭЦН с асинхронными дви-гателями, эксплуатирующиеся вне допустимого диапа-зона характеристик, удельные затраты на которых со-ставляли до 8,8 кВт/м3/км, при том что удельные затратыс вентильными ПЭД составляли 4,1 кВт/м3/км; рекомен-дуемая замена ЭЦН на 2010 год позволит снизить по-требление электроэнергии на 1975,1 тыс. кВт·ч/год, асрок окупаемости (с учетом только экономии электро-энергии) составит два года.

В результате анализа энергоэффективности экс-плуатации насосного оборудования КНС системы ППДвыявлен общий потенциал энергосбережения, кото-рый составил 16812 тыс. кВт·ч/год, в т.ч. от повышенияКПД насосного оборудования 1425 тыс. кВт·ч/год, засчет регулирования и замены типоразмера насосов15387 тыс. кВт·ч/год.

В настоящее время в России многие месторожде-ния вступили в позднюю стадию разработки, что про-является высокой обводненностью добываемой неф-ти. Аналогичное состояние в системе добычи сложи-лось и в обследованном НГДУ. В результате былипредложены варианты оптимизации схем технологи-ческих потоков системы ППН. Обследование насосовсистемы ППН показало, что потенциал экономии посреднегодовому объему откачки продукта составляет28,5 млн руб./год, в т.ч. за счет повышения КТС — 3,5 млн руб./год и за счет снижения потерь на регу-лировании — 25,0 млн руб./год.

На основе результатов энергетических обследова-ний должны составляться программы энергосбереже-ния для обследуемых предприятий и устанавливатьсясроки их реализации. Последующие энергоаудитыдолжны оценивать эффективность энергосберегаю-щих мероприятий и полноту их выполнения.

43

инженерная практика

№3/2010

Page 46: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Нарастающая 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 про-цессы добычи нефти основную долю занимает добыча

жидкости механизированным способом (см. «Распре-деление энергопотребления по процессам»). При этомопределение энергоэффективности работы механизи-рованного фонда скважин представляет собой доволь-но сложную задачу, поскольку эксплуатация этогофонда — очень динамичный процесс, связанный с по-стоянными ремонтами и движением бригад. Кроме то-го, регулярно принимаемые решения по режиму рабо-ты оборудования в каждой скважине могут существен-но влиять как на показатели энергопотребления, так ина технологическую эффективность.

И все же на одном из предприятий «ТНК-ВР» былпроведен соответствующий аналитический экспери-мент. На основе отчетности по графикам движениябригад ПРС, информации о характеристиках работыскважин до ремонта и номинальных показателей ра-боты насосных блоков и насосов (без учета характе-ристик ПЭД, кабеля, и наземного оборудования) опре-делялся наиболее эффективный алгоритм оценки под-бора оборудования. Основанием послужило то, чтопорядка 80% энергозатрат определяются характери-стиками насосного узла, включая сам насос. И ключе-вым фактором в данном случае является подбор обо-рудования по характеристикам подачи и напора.

Одним из итогов проведенной работы стала свод-ная таблица с предложением по изменению применяв-шихся на тот момент подходов к оценке эффективно-сти подбора оборудования (см. «Сравнение методовоценки эффективности подбора оборудования»).

44

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ

ПОКАЗАТЕЛИ ДОБЫЧИ

И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

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

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Распределение энергопотребления по процессам

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

Page 47: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Левая колонка таблицы отражает подход, пред-усматривающий тщательное изучение эксплуатациикаждой скважины. В этом случае мы говорим о высо-ком качестве инженерной обработки информации ифактически гарантированном результате по каждойконкретной оцениваемой скважине. Однако такой под-ход требует привлечения значительных кадровых ре-сурсов, в связи с чем на значительном фонде скважинего не всегда можно реализовать.

Описанный во второй колонке метод позволяетопределять ситуацию с энергопотреблением по меха-низированному фонду в целом, по каждому графикудвижения бригад.

Кроме этого, был введен ряд дополнительных формотчетности, что позволяет теперь оценивать измененияпотребляемой фондом мощности, в том числе при пе-реводе скважин на другой способ эксплуатации (см.«Изменение потребляемой мощности в целом и в за-висимости от перевода на газлифт»). То есть на каж-дом этапе мы можем оценивать, насколько правильноотработал целый коллектив технологов и других инже-нерно-технических работников с точки зрения энерго-потребления, энергоэффективности.

Так, например, получаемые графики позволяют чет-ко отслеживать изменение потребляемой фондом в це-лом мощности, в зависимости от динамики добычи (см.«Характеристика изменения потребляемой мощностисоответственно динамике добычи»). И цифры оказы-ваются довольно значительными, ведь 1,5 или даже 1 МВт увеличения либо снижения потребляемой мощ-ности — это серьезная нагрузка для предприятия. Апорой мы этого вообще даже не видим, потому чтотрудно оценить комплексные изменения на механизи-рованном фонде в рамках текущего мониторинга сучетом происходящих изменений технологического ре-жима на каждой скважине.

Следующий график двумя линиями показывает ка-кая была ситуация до ремонта, и что мы получили послеремонта (см. «Потенциал снижения потребляемой мощ-ности за счет реализации предложений. Изменениеудельных показателей потребления энергии до ремон-

та и после ремонта»). Например, до ремонта по переч-ню скважин, которые входили в график движения,удельное потребление составляло 230 кВт/т добывае-мой жидкости. В результате проведенных мероприятийи принятых решений мы можем прогнозировать удель-ное потребление в сумме по данным скважинам на

45

инженерная практика

№3/2010

Характеристика изменения потребляемой мощности соответственнодинамике добычи

Сравнение методов оценки эффективности подбора оборудования

Существующая система инжиниринговой

поддержки в процессе подбора оборудованияПредлагаемая система оценки подобранного оборудования

• выборочно производится отбор скважин дляпроведения дизайна;

• производится расчет дизайна подбораоборудования;

• формулируются рекомендации по выборуоборудования;

• оценивается тенденция изменения удельныхнорм 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.

Потенциал снижения потребляемой мощности за счет реализациипредложений, кВт. Изменение удельных показателей потребленияэнергии до ремонта и после ремонта, кВт/т

Page 48: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

уровне 184 кВт/т. Это серьезные цифры: даже 5%-ноеснижение можно считать очень весомым результатом.Это позволяет на текущий момент оценить динамикуэнергоэффективности на фонде скважин.

Красная линия показывает потенциал снижения по-требляемой мощности по скважинам фонда в абсо-лютных цифрах. И здесь хорошо видно, с чего все на-чиналось и к каким показателям мы пришли. В данномслучае параллельно с составлением фактических гра-фиков и принятием решений подключались специали-сты для обсуждения неоднозначных вопросов.

Кроме работы по еженедельным графикам движе-ния бригад, проводилась также помесячная оценка ре-зультатов. Точно так же по типовой форме отчетностипо остановкам и запускам суммировалась информация(см. «Результат по форме «Запуски-остановки»). Про-ект стартовал в начале декабря 2009 г., и вот мы ужечетко видим изменения даже по номинальной мощно-сти: минус 2,5 МВт, минус 781 МВт, и далее динамикав этом отношении сохраняется.

После проведения работы было принято решениеспроецировать полученный опыт на показатели друго-

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Каков был алгоритм анализа работы оборудования?Владимир Коновалов: Параллельно с совещаниями технологов рабо-тала экспертная группа, которая оценивала, насколько правильно при-нималось то или иное решение. В основном все касается именно по-дачи и напора. Есть корпоративные программы оценки коэффициентапродуктивности скважин. Именно под этот потенциал скважины нужноподобрать соответствующую производительность и напор.Поначалу были большие противоречия между этими характеристи-ками и энергоэффективностью. Через некоторое время весь кол-лектив технологов, геологов и т.д. начал энергоэффективно думать,оценивая каждую скважину.

Вопрос: Качество подбора оценивалось уже по факту ПРС, или груп-па вмешивалась в каких-то случаях?В.К.: По-разному было. Но вообще, чтобы оценить весь график нужнопримерно часа 3–4. Но здесь важно понимать, что целей было две. Содной стороны, надо было определить, что происходит с мехфондомв процессе работы с ним. А с другой, воспитать ответственность у кол-лектива. В каждую скважину должно спускаться правильно рассчи-танное оборудование. И все. Мы просто попытались вернуться к пер-воначальной задаче: правильный подбор и правильная комплектацияоборудования. И эта задача решалась всем коллективом инженеров.Вопрос: То есть задача в так называемом «энергодизайне». Чтобына изменение НКТ, сечения кабеля, использование вентильного при-вода и т.д. через экономику выходить в конце концов, правильно?Чтобы у технолога был очень простой программный инструмент, по-казывающий сразу несколько вариантов. Так?В.К.: Да, речь именно об энергодизайне. Но я говорил про общую си-туацию на фонде. Когда мы на каждом этапе можем определить гра-фик движения: эффективно он прошел или нет. Как с точки зрениядобычи, так и с точки зрения энергопотребления.Реплика: В нашей компании ведется соответствующая работа сразув нескольких отделах. Например, по кабелю. Все оценивается в эко-номических категориях окупаемости. Технологам выданы достаточнопростые рекомендации для принятия решений. Такая же работа пла-нируется и по НКТ совместно со всеми специалистами. В течение го-да она будет проведена. Результатом опять же станут простые и по-нятные рекомендации с учетом экономики. Не только с учетом ка-ких-то абсолютных параметров по снижению энергопотребления, поувеличению дебита, а именно с учетом еще экономического блока.Реплика: Да, это должен быть единый программный комплекс, ко-торый на выходе технологу дает несколько вариантов для принятиярешения.В.К.: Я согласен с вами.

Вопрос: На графиках результатов подбора указаны цифры номи-нальной мощности. Это мощность спущенных установок?В.К.: Да, спущенных установок.Вопрос: Расчетная?В.К.: Да, конечно, только расчетная.

Владимир Ивановский: Небольшой комментарий-обобщение к об-суждавшимся вопросам. Совершенно верно говорят энергетики: как же так, без нас решаетсявопрос, что будет, что не будет? Не дадим просто энергию — и все, неможем дать просто-напросто. Есть потолок возможности потребленияэлектроэнергии, но существуют в то же самое время задачи по уве-личению добычи, по переводу с газлифта, например, в мехфонд и т.д. Обе задачи пытаются согласовать между собой за счет совершен-ствования подбора оборудования, поскольку выход за «энергетиче-ский потолок» означает необходимость увеличения мощности фи-деров, сетей, оборудования защиты и всего остального. Задача технологов в этом смысле — в тех рамках, которые поста-вили энергетики, решить вопросы, которые поставили геологи. Тех-нологи между ними как между молотом и наковальней.Реплика: Всегда энергетики между молотом и наковальней.В.И.: Да у всех такая ситуация, что там говорить.

Результат по форме «Запуски-остановки»

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

46 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Page 49: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Алгоритм выполнения расчета в программе SubPump

47

инженерная практика

№3/2010

Page 50: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

го предприятия. Потенциал снижения энергопотребле-ния в результате реализации предложений показан награфике (см. «Результат аналитического расчета помехфонду на основании форм «Запуски-остановки»).Для того, чтобы определиться по каждой цифре, мыделали экспресс-оценку по каждой скважине.

Подбор насоса по напорным характеристикам и по-даче проводили в программе SubPump (см. «Алгоритм

выполнения расчета в программе SubPump»). Кабельи ПЭД в данном случае не включали в подбор. Кромесобственно насоса, подбирали также НКТ. Благодарятому, что свойства нефти по фонду были практическиодинаковыми и обводненность имела высокие значе-ния, для упрощения подбора НКТ построили специ-альные таблицы (см. «Варианты расчета НКТ при под-боре ЭЦН»).

48 №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

Рас ход

(м3/сутки)

800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300

100 1 1,1

200 1,8 2 2,1 2,2 2,3 2,4 2,6 2,7 2,8 2,9 3 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 5,3 5,7 6 6,3 6,6 6,9 7,2 7,6 7,9 8,2 8,5 8,8 9 9,3

500 5,7 6,2 6,7 7,2 7,6 8,1 8,6 9 9,4 9,9 10,3 10,7 11,2 11,6 12 12,4

600 7,3 8 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 16,7 17,4 18,1 18,9 19,4 20

800 11 12 13,1 14 14,9 15,9 16,8 17,6 18,5 19,3 20,2 21 21,8 22,6 23,4 24,3

900 13,1 14,2 15,3 16,7 17,8 19 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 18 19,3 20,6 21,7 23 24,2 25,5 26,6 27,7 28,9 30 31,1 32 33,2

1100 17,5 19 20,5 22 23,5 24,9 26,4 27,7 29 30,4 31,7 33 34,4 35,7 37 38,2

1200 19,8 21,5 23,2 25 26,7 28,2 29,9 31,5 33 34,5 36 37,5 39 40,5 42 43,4

1300 22,1 24 26 28 29,8 31,6 33,5 35,2 37 38,8 40,5 42,2 44 45,7 47,5 49

1400 24,5 26,8 29 31,1 33,2 35,3 37,1 39,3 41,3 43,3 45,3 47,2 49,1 51 53 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 2 2,1 2,2 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6

200 3,1 3,3 3,5 3,8 4 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 6,5 6,9 7,3 7,7 8 8,4 8,8 9,2 9,6 10 10,4 10,8 11,2

400 7,6 8,3 9 9,6 10,2 10,8 11,5 12,1 12,7 13,3 14,1 14,9 15,7 16 16,4 16,7

500 10,4 11,3 12,3 13,2 14,1 15 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 16 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 20 21,3 22,7 24,1 25,5 26,8 28,1 29,4 30,9 32 33,2 34,5 35,7 37

800 20,4 22,2 24 25,8 27,5 29,2 30 32,5 34,1 35,7 37,3 38,9 40,4 42 43,5 45

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 52 53,8

1000 28 30,5 33,1 35,6 38 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

Page 51: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3
Page 52: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Основные 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 Южно-

Хыльчуюского нефтегазового комплекса

основные задачи оптимизации

энергопотребления связаны с сокращением

гидравлических потерь в системе

«нефтедобывающие скважины — система

нефтесбора — ЦПС — система ППД —

нагнетательные скважины».

Южно-Хыльчуюское месторождение расположенона территории Ненецкого автономного округа в 120 кмюго-восточней города Нарьян-Мар. Рельеф местностина территории месторождения представляет собойозерно-болотистую равнину с абсолютными отметками+33 и +54 м, на которой имеют широкое распростра-нение многолетние мерзлые породы. Климат районасубарктический с избыточным увлажнением. Темпера-тура воздуха колеблется от -46 до +30°С.

В районе месторождения, как и на границе, практи-чески всего Ненецкого автономного округа отсут-ствуют линии электропередач. В этой связи снабжениепромысла электрической и тепловой энергией осу-ществляется за счет построенного автономного источ-ника — энергоцентра на 125 МВт (5 турбин по 25 МВт),топливом для которого служит попутный нефтяной газ.

К началу 2010 года закончено строительство рядаэнергоемких технологических объектов. Введены вэксплуатацию три кустовые площадки скважин, уста-новка подготовки нефти, установка подготовки пласто-вой воды, установка очистки газа от сероводорода, си-стема транспорта нефти и система транспорта воды.

ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ВНЕДРЕНИЯ

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ

НА ЮЖНО-ХЫЛЬЧУЮСКОМ

НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ

ШАРАПОВ Игорь ВладиславовичНачальник ОДНГ ООО «Нарьянмарнефтегаз»

Материал подготовлен журналом на основе выступления

Географическое положение и краткая характеристика Южно-Хыльчуюского нефтегазового месторождения

Анализ распределения энергопотребления при проектировании обустройства месторожденияЮжное Хыльчую

50

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 53: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ

Особенность строительства трубопроводных си-стем технологических и инфраструктурных объектовнефтегазового комплекса в суровых условиях Край-него Севера и дефицит энергетических мощностей врегионе требуют особого внимания к внедрению энер-госберегающих технологий. Поэтому решением зада-чи энергосбережения на Южно-Хыльчуюском НГК спе-циалисты «Нарьянмарнефтегаза» начали заниматьсяеще на стадии его проектирования.

В частности, в ходе предпроектных проработок бы-ли определены основные узлы -потребители электро-энергии (см. «Анализ распределения энергопотребле-ния при проектировании обустройства месторожденияЮжное Хыльчую»). Согласно этому расчету, на дина-мическое оборудование и систему электрообогреватрубопроводов, технологических емкостей и блок-бок-сов приходится 82,5% энергопотребления. На основепроведенного анализа в процессе выполнения проектаобустройства были приняты основные технические итехнологические решения по энергосбережению.

Во-первых, были установлены частотные преобразо-ватели (ПЧ) для регулирования режима работы практи-чески всего динамического оборудования, используе-мого на нефтегазовом комплексе при добыче, подготов-ке и транспорте нефти и воды, закачке воды в пласт ит.д. Во-вторых, для теплоизоляции трубопроводов былорешено использовать покрытия с низкой теплопровод-ностью и эффективные системы их обогрева (СКИН-си-стемы). В системе ППД решили применять технологиювнутрикустовой закачки воды, добываемой водозабор-ными скважинами. И, наконец, была поставлена задачадобиваться максимально возможного использованиятепловой энергии котлов-утилизаторов энергоцентра(горячая вода) для обогрева жилых, производственныхпомещений и в технологических процессах.

ДИНАМИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

В настоящее время на Южно-Хыльчуюском НГК 95%динамического оборудования оснащено частотно регу-лируемыми приводами (ЧРП). Широкое внедрение ЧРП,

особенно для энергоемкого насосного оборудования,позволило существенно сократить энергетические за-траты за счет исключения неоправданных потерь энер-гии, возникающих при использовании традиционныхспособов регулирования тока с помощью фидеров. При

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

51

инженерная практика

№3/2010

Page 54: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

этом мы используем достаточно широкий спектр ЧРПразличных производителей (см. «Основное энергоем-кое динамическое оборудование на Южно-Хыльчуюс-ком нефтегазовом комплексе, введенное в эксплуата-цию по состоянию на 20.02.2010»).

Так, например, на насосной станции внешнеготранспорта при существующем объеме прокачки неф-ти (это 1020 м3/час на Варандейский терминал) рабо-тают три насоса с частотой 43 Гц, которые потребляют2,44 МВт·ч электроэнергии вместо проектных

3 МВт·ч при частоте 50 Гц. Таким образом, экономияэлектроэнергии составляет около 19%. Необходимо так-же отметить, что использование частотных преобразо-вателей позволяет не только снизить энергопотребле-ние, но и увеличивает срок службы насосных установок.

ОСНАЩЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

На Южно-Хыльчуюском НГК в условиях Крайнего Се-вера все трубопроводы построены в наземном исполне-нии с теплоизоляцией и электрообогревом. Технологи-ческое оборудование также располагается в отапливае-мых блок-боксах. Технологические емкости оборудованытеплоизоляцией и электрообогревом. Поэтому вторымпо значимости после динамического оборудования по-требителем является система электрообогрева.

С целью сокращения энергозатрат все внутренниетрубопроводы были оборудованы наименее энергоем-кой СКИН-системой для обогрева и обвязаны теплоизо-лирующим покрытием K-FLEX, которое отличается низ-кой теплопроводностью на протяжении всего периодаэксплуатации (см. «Потери тепла при использованиитрадиционных теплоизоляционных материалов и K-FLEX»). Из таблицы видно, что если в первый год экс-плуатации теплопроводность покрытия K-FLEX ниже,чем у минеральной ваты на 15,4% по потерям, то к 9-му

52 №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 объектаМарка динамического

оборудованияКоличествоагрегатов

Номинальная мощностьагрегата, кВт

Общая номинальнаямощность, кВт

Марка ЧРП(производитель)

1Насосная станция внешнего

транспортаНМ 360-460

4 в работе (2 резерв)

1000 4000 EL-7009 (Vesper)

2Насосная станция внутрипарковой

перекачкиНК 300-100

3 в работе(1 резерв)

160 480 EL-7011 (Vesper)

3Насосная станция откачки нефтина колонну отдувки нефти от H2S

KSB CPRN-C1 150-500

4 в работе(2 резерв)

75 300Micromaster(Siemens)

4Насосная станция транспорта воды

с ЦПСFlowserve ERPN

200-4002 в работе(1 резерв)

375 750 Dynavert-71

(FLENDER Loher)

5 Добывающие скважины

225-1800 2 308 616

Speedstar Titan(Toshiba)

225-1500 1 205 205

500-1500 5 257 1284

1000-1500 2 411 822

2000-1300 1 925 925

6 Водозаборные скважины

3000-380 6 370 2219

Speedstar Titan(Toshiba)

3000-480 4 342 1370

4000-300 2 342 685

3000-370 2 342 685

7 БКНС ЦНС 500-19002 в работе(1 резерв)

4000 8000 ЭТВА-6000 (ESTEL)

8 Шурфные скважины

2000-2300 4 1603 6411

Sanwave (Toshiba)2000-2250 2 1507 3014

3000-2300 9 1712 15411

Page 55: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

году эксплуатации эта разница достигает уже 55% по-тери тепла. Для K-FLEX это 115 Вт/м2, а при использо-вании традиционного материала — 455 Вт/м2.

Использование таких материалов, как K-FLEX обес-печивает и ряд других преимуществ: меньшие габаритысистемы «изолируемый объект — теплоизоляция», про-стота обслуживания и ремонта теплоизоляции, а такжебольший срок службы теплоизоляции (гарантия 20 лет).

СИСТЕМА ППД

Третий по значимости потребитель электроэнергиина НГК — система ППД. При ее проектировании былазаложена и в последующем реализована технологиявнутрипластовой закачки воды в системе ППД, что поз-волило значительно сократить энергозатраты натранспортировку воды от водозаборных скважин донасосных станций высокого давления, расположенныхна кустовых площадках. Первая и третья кустовые пло-щадки оснащены шурфовыми скважинами, а на кусто-вой площадке №2 расположена БКНС.

В начальный период эксплуатации месторожденияКВЧ в продукции водозаборной скважины №1 состав-ляла от 20 до 40 мг/л, тогда как в проекте значиласьцифра 3 мг/л. Поэтому в ходе эксплуатации месторож-дения пришлось кардинально изменить схему транс-порта и закачки воды.

Наконец в соответствии с проектом была реализо-вана схема использования тепловой энергии, выраба-тываемой на котлах-утилизаторах энергоцентра Юж-ного Хыльчую для обогрева жилых и производствен-ных помещений.

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ

Внедрение только рассмотренных технических ре-шений позволило в 2009 году сократить среднегодо-вую потребляемую мощность Южно-Хыльчуюскогонефтегазового комплекса с 64 МВт до 40,5 МВт (см.«Фактическое распределение потребления электро-энергии по Южно-Хыльчуюскому месторождению,включая нефтепровод до БРП Варандей за 2009 г.»).Анализ энергопотребления свидетельствует о сниже-

53

инженерная практика

№3/2010

Потери тепла при использовании традиционныхтеплоизоляционных материалов и K-FLEX

Срок эксплуатации, г Потери тепла Вт/м2 в динамике

K-FLEX 32 мм Мин. вата 100 мм

1 115 136

2 115 147

3 115 161

4 115 174

5 115 189

6 115 204

7 115 220

8 115 237

9 115 255

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

Инновационныеэнергосберегающие технологии для нефтяной отрасли

Высокоэффективные приводы на основе вентильных электродвигателей для установок погружныхцентробежных и винтовых насосов

ООО «РИТЭК-ИТЦ»117036, г. Москва, Россия

Пр-т 60-летия Октября, д. 21, к. 4Тел.: +7 (495) 933-77-27

Факс: +7 (495) 933-12-27E-mail: [email protected]

Page 56: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

нии доли потребляемой электроэнергии динамическимоборудованием и системой электрообогрева. При про-ектировании доля этих узлов-потребителей должна бы-ла составлять 82,5%, но в результате принятых реше-ний снизилась до 72% от общего энергопотребления.

ТЕКУЩИЕ ЗАДАЧИ

После ввода в эксплуатацию Южно-ХыльчуюскогоНГК возникла дополнительная проблема неэффек-тивного энергопотребления, связанная с завышен-ными гидравлическими потерями в системе транс-порта нефти. Эта проблема появилась из-за несоот-ветствия фактических уровней добычи и закачкипроектным значениям. Последнее обстоятельство, всвою очередь, объясняется изменением дебитов до-бывающих скважин на месторождении в связи с кор-ректировкой схемы его разработки на основе новойгеологической информации. Вместо пяти проектныхкустовых площадок по факту были построены триплощадки. Вместо 90 добывающих скважин построи-ли 60, и при этом уровни добычи сохранились на томже самом значении.

В свою очередь проблему потерь в системе транс-порта нефти от скважин до пункта подготовки можнорешать двумя путями: за счет оптимизации работы от-дельных участков эксплуатационной колонны нефте-газодобывающей скважины и за счет примененияНКТ с покрытием для снижения потерь в гидравличе-ском подъемнике (см. «Результаты гидравлическогорасчета системы сбора Южно-Хыльчуюского место-рождения…»).

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

куста

сква-

жины

Выкидная линия

до ЗУ

Коллектор

от куста до СОД Коллектор от СОД до ЦПС

Дебит

скважин,

м3/сут.

Давление, МПа

Давление на выкиде насоса

при вертикальной глубине

спуска 1450 м (давление

на приеме 6,8 МПа ), МПа

Дли-

на, м

Диаметр,

мм

Дли-

на, м

Диаметр,

мм

Дли-

на, м

Диаметр,

мм

Расход

жидкости,

м3/сут.

Жид-

кость

На

ЦПС

На

СОД На ЗУ В линии

На устье

скважи-

ны

НКТ

114

мм

НКТ 114 мм

с эмалевым

покрытием

НКТ

127

мм

1г 253 157 114×5 590 325×8 4 059 325×8 8 200 1000 0,7 1,95 2,16 2,29 2,40 13,53 13,52 13,21

1г 236 93 114×5 650 2,20 2,30 - - -

1г 229 74 219×8 4000 2,19 2,70 21,07 20,59 18,88

1в 245 75 114×5 1000 2,21 2,36 13,89 13,88 13,56

1в 238 92 219×8 4000 2,20 2,70 20,76 20,30 18,66

1б 247 138 159×5 200 325×8 4 057 325×8 8 200 4000 0,7 1,95 1,97 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 78 168×16 50 1,96 1,96 - - -

1а 257 90 113×14 1100 2,32 2,48 14,29 14,27 13,91

54 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: С чем связана закупка импортных частотных преобразователей? Игорь Шарапов: С частотными преобразователями у нас работают высокодебитныескважины (более 400 м3/сут.). И есть у нас основная проблема, которую не могут ре-шить сами производители частотников. Постоянно выгорают теристоры, дроссели ит.д. С импортными частотниками с самого ввода месторождения проблем абсолютноникаких не возникало. Надежного оборудования российского производства такой мощ-ности пока нет.

Вопрос: Обычно основная доля энергопотребления приходится на добычу, а в вашем слу-чае 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 серо-водорода, в связи с чем приходится применять соответствующие установки для ее под-готовки: установки очистки газа сероводорода, установки очистки нефти от сероводо-рода, установка получения серы и т.д. Кроме того, мы пока еще не вышли на высокийуровень добычи.

Вопрос: Поясните, пожалуйста. Ведь у вас электроэнергия вырабатывается собственнымимощностями. В чем же тогда состоит экономический эффект от повышения энергоэф-фективности? У вас сократилось количество агрегатов в работе?И.Ш.: Да, у нас теперь больше агрегатов находятся в резерве, а остальные работают в оп-тимальном 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 компрессор-ной станции высокого давления. Просто пока оно еще не введено в эксплуатацию.

Вопрос: За счет чего увеличилась доля потерь электроэнергии в сетях? Может быть, невсе частотники оснащены фильтрами? И.Ш.: Нет. Это просто перераспределение долей за счет снижения общего потребленияэнергии на динамическом оборудовании.

Вопрос: Вы как-то защищаете скважины от растепления многолетних мерзлых пород? И.Ш.: Все наземное оборудование оснащено термостабилизацией. Скважины мы допол-нительно не защищаем. Держим обычный динамический уровень.

Page 57: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Полный список услуг:

Переводы

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

Полный комплекс издательских

и маркетинговых услуг

Your one-stop shop for

Marketing services in Russia

Page 58: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Основным 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.

Более 10 лет назад по техническим условиям ОАО«ЛУКОЙЛ» началась разработка вентильных двигате-лей с использованием в роторе постоянных магнитов.

У вентильных двигателей (ВД) в роторе нет замкну-той обмотки (см. «Различия между асинхронным и вен-тильным ПЭД»). По информации разработчика и про-изводителя ВД — компании «РИТЭК-ИТЦ», разница вКПД между ЭЦН и ВД одной мощности составляет от5% до 8% (см. «Сравнительные показатели КПД вен-тильных и асинхронных двигателей»).

Среди преимуществ вентильных двигателей передасинхронными можно назвать более высокие значе-ния КПД, незначительные изменения КПД и сosφ приизменении нагрузки двигателя и при колебаниях на-пряжения, меньший нагрев электродвигателя, болееэффективную работу с переменными нагрузками,возможность плавного пуска, а также снижение по-терь мощности в кабеле. Кроме того, вентильные дви-гатели оказываются наиболее удачным решением дляприменения на скважинах, в которых необходимо из-менять депрессию на пласт, а также на скважинах,где потенциально возможно снижение пластовогодавления (новые скважины с несформировавшейсясистемой ППД).

Основных недостатков у ВД два: во-первых, их вы-сокая стоимость и, во-вторых, необходимость исполь-зования станций управления одного производителя —производителя ВД.

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА

ЭКСПЛУАТАЦИИ КОМПЛЕКСНЫХ ПРИВОДОВ

С ВЕНТИЛЬНЫМ ДВИГАТЕЛЕМ

ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ

ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

АХМАДЕЕВ Руслан РинатовичНачальник отдела добычи нефти и газа ТПП «Покачевнефтегаз»

Действующий фонд нефтяных скважин по способамэксплуатации

Объем потребления электроэнергии и динамика цен на электроэнергию

56

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 59: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

ЭКСПЕРИМЕНТ С ЗАМЕНОЙ ПЭД

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

Замер потребляемой мощности при эксплуатации ЭДУ и КПВД

Различия между асинхронным и вентильным ПЭД

Зависимость дебита, напора и потребляемоймощности от частоты вращения электродвигателя

Сравнительные показатели КПД вентильных и асинхронных двигателей

32 кВт 40 кВт 48 кВт 56 кВт 64 кВт

Асинхронный двигатель 85 84,5 84,5 84,5 85

Вентильный двигатель 90,6 90,8 92 91,4 91,6

Результаты замеров потребляемой мощности в ТПП «Когалымнефтегаз»

Куст/

скв. Тип счетчика эн. Потреб.

Асинхронный двигатель Вентильный двигатель

ΔNГНО ПЭД

(м3/сут)Нд/Рз

Nэд,

кВАГНО ПЭД

(м3/сут)Нд/Рз

Nэд,

кВА

63/1097 Реактивный — ТИП ЦР4У — И673М,

Активный — ТИП ЦЭ6803В кВт-ч50-1800 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-чTDK- 330-

1450 ЭДУ-32 35,8 1232/5 34,11

TDK-330-1450

ВД-32 32,53 1366/16,5 22,4 11,71

57

инженерная практика

№3/2010

Page 60: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

жины. По результатам нескольких замеров провелисравнение показателей (см. «Замер потребляемоймощности при эксплуатации ЭДУ и КПВД»)

Минимальная экономия электроэнергии составилапорядка 5 кВт на скважину. Другие показатели отра-жены в таблице (см. «Результаты замеров потребляе-

мой мощности в ТПП «Когалымнефтегаз»). Дебит, на-бор и мощность пересчитываются по известным фор-мулам от частоты вращения электродвигателя (см.«Зависимость дебита, напора и потребляемой мощно-сти от частоты вращения электродвигателя»).

Далее мы отслеживали, как меняется дебит по жид-кости, а также потребление электроэнергии приуменьшении частоты вращения двигателя на 7,5-8%(см. «Зависимость изменения Qж и потребленнойэлектроэнергии от оборотов электродвигателя поскважинам ТПП «Покачевнефтегаз»). Как мы видим,при изменении числа оборотов на 7-8% порядок изме-нения дебита имеет также прямую зависимость, а ко-личество потребляемой электроэнергии меняется бо-лее чем в 2-3,5 раза.

ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ КПВД

При принятии программы повышения энергоэф-фективности в ОАО «ЛУКОЙЛ» на 2010-2012 годыименно наше предприятие ТПП «Кагалымнефтегаз»было выбрано площадкой по широкомасштабномувнедрению КПВД с последующей оценкой эффектив-ности данного оборудования.

Существующий фонд асинхронных двигателей мыразделили на три группы мощности: 1) менее 32 кВт;2) 32-64 кВт; и 3) более 64 кВт (см. «Распределениефонда скважин по типоразмерам асинхронных ЭД»).Такая градация была выбрана в связи с тем, что дан-

58 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Распределение фонда скважин по типоразмерамасинхронных ЭД (на 01.01.2010 г.) Перспективы внедрения УЭЦН с ВД

Зависимость изменения Qж и потребленной электроэнергии от оборотов электродвигателя по скважинам ТПП «Покачевнефтегаз»

Куст/скважина n-вд Qж Nэд, кВА Δn-вд, % ΔQж, % Nэд, кВА,%

35/1163 2900 22 32

2700 20 26 7,4 10 23,1

2500 17,5 19 8,0 14 36,8

322/1066 2860 30 41

2660 27 34 7,5 11,1 20,5

Снижение энергопотребления при замене ПЭД 32 на ВД 32

Удельное

энергопотребление,

кВт·ч/м3

Среднесуточный

отбор скважинной

продукции

Снижение

энергопотребления,

кВт·ч/м3

Экономия

энергоресурса,

кВт·ч/год

КПВД 12,7 48,2 3,7 65 094

АД 16,4

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

Элемент оборудования Стоимость, руб. с

НДС

Итого стоимость комплекта,

руб. с НДС

КПВД ВД 32(117) «РИТЭК-ИТЦ» с ТМС 326 220,90

711 221СУ «РИТЭКС-03Ц» 385 000,00

АД

Асинхронный ПЭД 32(117) с ТМС 196 930,00

596 930СУ 250А с частотным преобразователем,ООО «Борец»

400 000,00

Отношение затрат КПВД в сравнении с АД, ±, руб. 114 291

Page 61: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

ный производитель выпускает линейку ВД мощностьюот 32 до 64 кВт включительно. Внедрение планируетсядостаточно масштабным. До конца 2011 года мы пред-полагаем расширить фонд УЭЦН с КПВД производ-ства «РИТЭК-ИТЦ» до 646 скважин (см. «Перспективывнедрения УЭЦН с ВД»).

НАДЕЖНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ

Вентильные приводы в ТПП единично внедрялисьс 2002 года, и вся история внедрения, включая 2009год, не говорит нам о серьезных проблемах с отка-зами ВД (см. «Информация по отказам ВД на01.01.10 г.»). Можно отметить четыре отказа с нара-боткой 12 суток: два по заводскому браку самихэлектродвигателей и еще два по заводскому бракусистем погружной телеметрии (снижение надежно-сти изоляции). Остальные отказы с качеством обо-рудования не связаны.

Из числа спущенных 117 ВД на сегодняшний мо-мент некоторые скважины отработали уже почти 600суток и остаются в эксплуатации, а по скважине 9075Покачевского месторождения текущая наработкапревышает 1500 суток.

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

На основе замеров в ТПП «Кагалымнефтегаз» бы-ли проведены несложные расчеты по экономии энер-горесурсов при замене одного асинхронного элек-тродвигателя на вентильный номинальной мощностью32 кВт (см. «Снижение энергопотребления при заме-не ПЭД 32 на ВД 32»). С полученными данными сопо-ставили разницу в стоимости по тендеру второго по-лугодия 2009 года (см. «Сравнение стоимости обо -рудования КПВД и асинхронного погружногоэлек тродвигателя, в текущих ценах»). Позднее ценыбыли снижены производителями ПЭД обоих типов, носоотношение стоимости осталось прежним.

Сопоставление по 2009 году показывает незначи-тельную экономию по фонду — всего 30 тыс. руб-лей, но это объясняется действовавшим тарифом вразмере 1,76 руб./кВт·ч. Если же учесть предпола-

59

инженерная практика

№3/2010

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Была ли у вас возможность учитывать реактивную мощ-ность?Руслан Ахмадеев: Была. Мы учитывали полную мощность. Реактивнаямощность для вентильных двигателей равна нулю. «Борец», насколькоя знаю, заявляет cos φ на уровне 0,96-0,97, а «РИТЭК-ИТЦ» — на уров-не 0,98-0,99.

Вопрос: Какое сечение кабеля вы используете?Р.А.: Стандартно — 3х16 мм. Я понимаю, конечно, хорошо сейчас го-ворить, что подбор нужно делать, учитывая все условия. Но все по-нимают, какая сегодня экономическая ситуация в стране. Я не думаю,что большинство предприятий не может позволить себе на ремонтныхбазах иметь запас всех диаметров труб, кабелей всех сечений. Это на-до тоже, все-таки, учитывать как экономическую составляющую.

Вопрос: Вы рекомендуете запуск скважины производить на 2500 обо-ротах и в процессе эксплуатации установки увеличивать частоту, чтопозволит сохранить добычу. Из вашей практики, насколько вы этимпродлеваете жизнь скважины до ремонта?Р.А.: Мы в настоящее время вводим большое количество скважин избурения. Система ППД не успевает. Поэтому одно из преимуществКП ВД — это возможность поддержания уровня добычи с меньшимриском отказа ГНО при снижении динамических уровней. По износупока не могу сказать, преждевременный вопрос.

Вопрос: Вы сказали в самом начале, что одно из преимуществ вен-тильного двигателя состоит в том, что его КПД значительно не ме-няется с изменением загрузки двигателя. У асинхронных двигателейэта разница составляет ±4% и больше, в зависимости от загрузкидвигателя. Как дело обстоит у ВД?Реплика («РИТЭК-ИТЦ»): Все от системы управления зависит. Этопрограммное поддержание момента на валу. Независимость во всемдиапазоне частот вращения. Реплика: То есть получается, что практически при любой частотевращения одна и та же загрузка двигателя. И поэтому cosφ и КПДпрактически остаются постоянными. Меняются, конечно, но оченьнезначительно. Не так, как в асинхронном двигателе.Реплика: У нас проводился энергоаудит, и мы получили странные дан-ные. Заявленный cos φ обозначен как 0,94-0,96, и я как энергетик по-нимаю: мы экономим на потерях кабеля за счет снижения реактивнойсоставляющей. А по данным энергоаудита, у нас получилось по ВДcos φ порядка 0,86, а по асинхронному — 0,8-0,82. То есть очень близ-ко. 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 ко-лебания 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 резкомпадении нагрузки?Реплика («РИТЭК-ИТЦ»): У вентильных двигателей вообще рабочиетоки по сравнению с «асинхронниками», может быть, не в 2, но болеечем в 1,5 раза ниже. То есть отстраивается, нет проблем. Сейчас мывыпускаем все с блоками ТМС, поэтому вообще проблем-то нет. Впервое время технологи пугались: «Что это там происходит, почемуоно 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 ви-дов оборудования вы не пробовали, не планируете использовать? Вин-товые, системы поддержания пластового давления, шурфовые насосы?Р.А: Единственное — есть потребность в малодебитных установках. Иодна из самых значительных проблем на сегодняшний день у нас —истирание. Плюс низкая продуктивность скважин не везде позволяетреализовать их потенциал. ШГНы глубоко не спустишь, а ЭЦНы притаких малых дебитах все-таки горят.

Информация по отказам ВД на 01.01.10 г.

Page 62: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

гаемый рост тарифов на электроэнергию, то уже вближайшей перспективе экономия будет весьма ве-сомой (см. «Прогнозные показатели экономии засчет замены в УЭЦН ПЭД на ВД»). Цифры представ-лены без учета возможной динамики цен на обору-дование.

РЕКОМЕНДАЦИИ

Текущий опыт эксплуатации ВД подсказывает нам,что в отсутствие блоков ТМС предпочтительно под-бирать насосы, исходя из первоначальной частоты

вращения вала 2500-2600 об/мин., так как в этом слу-чае остается запас по увеличению оборотов при из-носе оборудования.

Вместе с тем более перспективным следует счи-тать использование в комплекте с ВД погружногоблока забойной телеметрии для работы скважины втак называемом «интеллектуальном режиме». В этомслучае установка сама добавляет или убавляет обо-роты и держит оптимальные параметры забойногодавления, давления на приеме насоса и температурудвигателя.

60 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Прогнозные показатели экономии за счет замены в УЭЦН ПЭД на ВД

2009 г. 2010 г. 2011 г.

Планируемый фонд скважин УЭЦН с ВД, шт. 117 382 646

Экономия энергоресурса за счет замены ВД на АД, кВт·ч/год/скв. 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. 114,29 114,29 114,29

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

Page 63: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3
Page 64: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

В2010 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. Пер-вый — это относительно невысокие КПД (83,5-84,5%) ибольшие значения рабочих и пусковых токов (Iпуска > 5 Iн), что оборачивается повышенным расходом элек-троэнергии, перегревом двигателя и соответствующимснижением ресурса установки. Второй состоит в недо-статочном диапазоне регулирования частоты вращениявала с сохранением стабильного момента, что не поз-воляет использовать асинхронные ПЭД в качестве при-вода для установок винтовых насосов (УЭВН) с диапа-зоном регулирования частоты вращения до 700 об/мин.

В обоих отношениях вентильные приводы обла-дают рядом преимуществ.

Снижение энергозатрат объясняется более высоки-ми значениями КПД (91-92%), меньшими значениями ра-бочих токов, регулированием частоты вращения и при-менением специальных технологий. Повышение ресур-са установки, в свою очередь, происходит за счет болеенизких перегревов и рабочих токов двигателя, а такжеза счет перехода от регулирования подачи насоса шту-цированием к изменению частоты вращения вала.

И, наконец, оптимизация отбора продукции дости-гается за счет регулирования частоты вращения вала,возможности работы УЭЦН в циклическом режиме ивозможности работы с низкой частотой вращения пристабильном высоком моменте, что позволяет эконо-мить электроэнергию и повысить ресурс УЭВН.

62

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЕНТИЛЬНЫХ

ПРИВОДОВ УЭЦН И УЭВН

РЕБЕНКОВ Сергей ВикторовичВедущий инженер ООО «РИТЭК-ИТЦ»

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

УЭЦН

Page 65: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

АКТУАЛЬНОСТЬ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ

Так или иначе, основным показателем, которыйопределил целесообразность замены в установкахцентробежных насосов асинхронных ПЭД на ВД, сталболее высокий КПД последних. Высокий КПД — этоне только снижение энергопотребления, но и повыше-ние ресурса всей установки в целом, так как он суще-ственно улучшает режим работы не только самого дви-гателя, но и других узлов скважинного оборудования.

Пятнадцать лет назад относительно низкая стои-мость киловатт-часа не стимулировала кардинальныхрешений в области энергосбережения. Ситуация из-менилась, когда обозначился устойчивый рост тари-фов на электроэнергию. И в первую очередь негатив-ные последствия этой тенденции почувствовали неф-тяники (см. «Расчетные показатели энергозатрат надобычу нефти УЭЦН в России»). Как мы видим, к 2012году затраты на электроэнергию при добыче нефтиУЭЦНами вырастет практически в два раза относи-тельно текущего уровня.

Вместе с тем актуализация проблемы энергосбе-режения связана не только с ростом тарифов, но и сростом обводненности продукции скважин. Напри-мер, при уровне обводненности в 80-90% увеличениеэтого показателя на 1% приводит к увеличению энер-гопотребления на 5-10%.

НОВЫЙ ТИП ПОГРУЖНОГО ДВИГАТЕЛЯ

В результате проведенной нашей компанией работыбыл создан совершенно новый тип двигателей дляУЭЦН, который сегодня по праву занимает место в рядувысокоэффективного нефтяного оборудования. На на-чало 2010 года в эксплуатации с ВД нашей конструкциинаходилось более 900 скважин, из числа которых 203скважины оборудованы УЭВН (см. «Динамика роста ко-личества скважин, эксплуатируемых УЭЦН и УЭВН свентильным приводом конструкции ООО «РИТЭК-ИТЦ»).

Самых больших наработок наших ВД к настоящемумоменту удалось достичь в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Наданный момент текущая максимальная наработка со-ставляет порядка 2 тыс. суток и продолжает расти

(см. «Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильнымприводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»). В «ЛУКОЙЛ-За-падная Сибирь» к январю приводы отработали более1,5 тыс. суток, в «ЛУКОЙЛ-Коми», где ВД используютсяв основном для винтовых насосов — порядка 1 тыс. су-ток (см. «Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентиль-ным приводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и«Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильным при-водом в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»).

Такая динамика роста объемов использования вен-тильных приводов свидетельствует о том, что за-явленные нами технологические ресурсные и энер-гетические преимущества по фактическим результа-

63

инженерная практика

№3/2010

Динамика роста количества скважин, эксплуатируемыхУЭЦН и УЭВН с вентильным приводом конструкции ООО «РИТЭК-ИТЦ»

Расчетные показатели энергозатрат на добычу нефти УЭЦН в России

2010 г. 2011 г. 2012 г.

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

426 441 456

Удельный расход электроэнергии на добычунефти, 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

Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильнымприводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»

Месторождение № скв. Кол-во отраб. суток

Сибирское 506 1926

Павловское 139 1720

Шагиртско-Гожанское 728 1691

Шершневское 417 1656

Павловское 99 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 70 1277

……………… …… ……

Казаковское 314 908

Page 66: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

там эксплуатации были подтверждены всеми нефте-добывающими предприятиями, в которых ведется ихинтенсивное внедрение.

СНИЖЕНИЕ ЗАТРАТ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

Первыми в НК «ЛУКОЙЛ» фактические замеры сни-жения энергопотребления провели специалисты перм-ского добывающего предприятия в 2004 году. Замерыподтвердили снижение энергопотребления на 25%.Снижение энергопотребления подтверждалось заме-рами и в других нефтедобывающих предприятиях.

Однако внедрение сравнительно небольших объе-мов вентильных двигателей накладывалось на отсут-ствие учета энергопотребления по каждой скважинеи единой методики проведения работ по определениюэнергоэффективности ВД. До сих пор отсутствие ко-личественных оценок по утвержденным методикамделает невозможным использование отдельных заме-ров в экономических расчетах.

До последнего времени основным направлениемработ по снижению потребления электроэнергии внефтяной отрасли были организационно-техническиемероприятия. Широкое внедрение вентильного при-вода — одно из немногих энергосберегающих меро-приятий чисто технического характера. Между тем,для включения использования вентильных приводовв программу энергосбережения требуется количе-ственная оценка экономии электроэнергии от ихвнедрения и технико-экономическое обоснование.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ

В прошлом году в компании «ЛУКОЙЛ» проводилисьзамеры энергопотребления в одних и тех же скважинах,при одних и тех же условиях эксплуатации, с заменойпривода (см. «Результаты замеров снижения энергопо-требления при замене в УЭЦН и УЭВН ПЭД на вентиль-ные ВД»). Производились замеры и на Восточно-Пере-вальном месторождении компании «РИТЭК».

По результатам замеров, 15-процентное снижениеэнергопотребления оказалось минимальной цифрой.

64 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильнымприводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»Месторождение № скв. Кол-во отраб. суток

Покачевское 9075 1567

Даниловка 2393 1556

Ватьеганское 1249 1530

Повховское 11Р 1436

Даниловка 2013 1412

Ватьеганское 2838 1408

Ватьеганское 8279 1399

Теревское 7020 1273

Юж.-Урьевское 2301 1207

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

Текущая наработка УЭЦН и УЭВН с вентильнымприводом в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Месторождение № скв. Кол-во отраб. суток

Усинское 1596 1320

Усинское 3058 1275

Усинское 8106 1257

Усинское 41 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

Усинское 1089 890

Усинское 8109 889

Усинское 6208 870

Усинское 8363 870

Усинское 7087 761

Усинское 1011 710

………….. … …….

Усинское 2755 397

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

Нефтегазодобывающее

предприятие

Снижение

энергопотребления, %

ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» 10–25

ОАО «РИТЭК» 15

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» 24–34

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» 45–60

ОАО «Татнефть» 45–48

ОАО «ТНК-Нягань» 50–63

Page 67: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Следует отметить в этой связи, что диапазон получен-ных величин объясняется не только значениями энер-гетических показателей асинхронных и вентильныхдвигателей, но и технологическими параметрами экс-плуатации. В первую очередь, это использование ре-гулирования частоты вращения при приведении в со-ответствие режимов работы системы «насос-пласт»(см. «Показатели, определяющие снижение энерго-потребления при замене в УЭЦН ПЭД на ВД»).

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ВАЛА

Возможность регулирования частоты вращения ва-ла ВД позволяет компенсировать неточности подбораоборудования, которые имеют место даже при ис-пользовании самых современных и технологическихпрограмм подбора (см. «Фактические частоты враще-ния УЭЦН с ВД в скважинах ОАО «ЛУКОЙЛ»). Сре-дневзвешенная частота составляет 2750 об./мин.

В связи с тем, что преимущества такой настройкиработы УЭЦН сегодня абсолютно очевидны, регули-рование частоты вращения вала переходит из кате-гории опций станции управления в стандартную ком-плектацию установки центробежных насосов. Приэтом регулирование частоты вращения ЭЦН с ВДобладает существенным преимуществом перед регу-лированием асинхронного двигателя преобразовате-лем частоты (ПЧ). Разница составляет 8-10%.

При использовании ПЧ без фильтра снижаетсяКПД асинхронного двигателя, а при установке фильт-ра снижается КПД уже самой станции управления —примерно на 3%. При этом полная комплектация та-кими системами УЭЦН с асинхронными ПЭД суще-ственно приближает их стоимость к стоимости уста-новок с ВД, в случае использования которых нет не-обходимости ставить фильтры напряжения на вход.

РЕЖИМ ЦИКЛИЧЕСКОГО ОТБОРА

Использование ВД в установках, работающих в ре-жиме циклических отборов, представляет собой от-дельное преимущество.

65

инженерная практика

№3/2010

Показатели, определяющие снижение энергопотребления при замене в УЭЦН ПЭД на ВД

Факторы, обеспечивающие снижение энергопотребления % Показатели, определяющие энергопотребление %

Энергетические показатели ПЭД и ВД 8-10Разница в КПД двигателей 5-6

Разница в значениях рабочих токов, определяющих потери в кабельной линии 3-4

Регулирование подачи насоса изменением частотывращения взамен штуцирования

20-25Снижение потребляемой насосом мощности при регулировании частоты вращения* 12-15

Энергетические показатели ПЭД и ВД 8-10

Метод циклических отборов 38-55Более высокие КПД ЭЦН с большими подачами 30-45

Энергетические показатели ПЭД и ВД 8-10

* при фактической частоте вращения насоса 2750 об/мин.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: 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 за-ключается в том, что ПЧ питает обмотку статоров по определенному алгоритму, и в каж-дый момент времени по двум фазам мы питаем двигатель, а по одной фазе мы отсле-живаем положение ротора. И мы управляем двигателем таким образом, что поле статорапо отношению к полю ротора перемещается с опережением в 90°. Ротор в этом смыслесродни пружинке, подвешенной в магнитном поле, что позволяет ему быстро реагироватьна 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 установкев целом. Если напрямую подсоединить ВД к станции управления, то cos φ будет равенпримерно 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 расши-рять 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 ВДотносительно корпуса составил не более 20°С. Это при максимальных номинальных на-грузках и даже выше. Испытывали при 150°С.

Вопрос: Вы не рассматривали возможность применения ВД в системах ППД и внутрипро-мысловой перекачки жидкостей? С.Р.: Мы думали об этом, просто ресурсов пока за все браться не хватает. Для завода вТольятти 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, какиебыли условия эксплуатации по республике Коми по вентильным двигателям для винтовыхнасосных установок. Очень высокая вязкость, напор от 1000 до 1400 м, иногда несколькоменьше. Частоты вращения с ВД от 350 до 500 об/мин. Мехпримесей там достаточно, ноиз-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 исполь-зуется термовоздействие на пласт, и, соответственно, температуры могут быть довольновысокие. С другой стороны там, где нет термовоздействия на пласт, температуры ано-мально низкие. Это малодебитные скважины с добычей от 8 до 30 м3/сутки при темпе-ратуре пласта 20-25°С.На месторождениях «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» условия немножко получше: более сце-ментированные пласты, меньше механических примесей. Но тем не менее проблемы вез-де есть. И там есть часто ремонтируемый фонд, на котором в основном и используютсяустановки с ВД.

Page 68: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

Многократные запуски асинхронных ПЭД сопровож-даются токовыми бросками, которые приводят к суще-ственному снижению ресурса не только самого двига-теля, но и кабеля и всех стыковочных узлов. Ухудшает-ся тепловой режим работы двигателя, так как отборпродукции производится не из пласта, а с динамиче-ского уровня. При этом двигатель практически неохлаждается, что также снижает ресурс изоляции и т.д.

При методе циклических отборов с использовани-ем ВД пусковые токи не превышают номинальныхзначений, а меньший собственный перегрев обмоткиВД позволяет ему длительное время работать безохлаждения потом жидкости, без снижения ресурса

изоляции. Кроме того, возможности регулированиячастоты вращения позволяют выбирать оптимальныйтемп отбора продукции. Такую технологию с исполь-зованием наших вентильных приводов одно из рабо-тающих на месторождениях «ТНК-ВР» сервисныхпредприятий использует более чем на 50 скважинах.

По подтвержденным заказчиками сведениям, этатехнология позволила снизить энергопотребление надобычу нефти более, чем в два раза при одновремен-ном росте наработок и уровня добычи.

Нефтяники получили новый вид оборудования, кото-рый позволяет решать многие технологические задачипри одновременном снижении энергопотребления.

66 №3/2010

Энергоэффективность добычи нефти

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

Показатель Частота вращения (n), об/мин.

2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500

Количество скв, % 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

Средневзвешенная частотавращения, об/мин.

2750

Page 69: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3
Page 70: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

АСПО асфальтено-смоло-парафиновые отложения.

БГС бурение горизонтального ствола (скважины).

БКНС блочная кустовая насосная станция.

ВЗД винтовой забойный двигатель.

ВМСБ восполнение минерально-сырьевой базы.

ВНК водонефтяной контакт.

ВНР водонефтяной раздел.

ВНР вывод (установки) на режим.

ВНЭ водонефтяная эмульсия.

ВСП внутрискважинная перекачка (воды).

ГЗД гидравлический забойный двигатель.

ГНКТ гибкая (насосно-компрессорная) труба,

колтюбинг.

ГНО глубинно-насосное оборудование.

ГРП гидравлический разрыв (гидроразрыв) пласта.

ГТМ геолого-техническое мероприятие.

Гф газовый фактор.

ДНС дожимная насосная станция.

ЗУ замерное устройство.

КВД кривая восстановления давления.

КВУ кривая восстановления уровня.

КВЧ концентрация взвешенных частиц.

КИН коэффициент извлечения нефти.

КНС кустовая насосная станция.

КОС кремнийорганические соединения.

КРС капитальный ремонт скважин.

МРП межремонтный период.

НГДУ нефтегазодобывающее управление.

НКТ насосно-компрессорная труба.

НнО наработка на отказ.

ОК обратный клапан, обсадная колонна.

ОПЗ обработка призабойной зоны (пласта).

ОПИ опытно-промысловые испытания.

ОРД одновременно-раздельная добыча.

ОРЗ одновременно-раздельная закачка.

ОРЭ одновременно-раздельная эксплуатация.

ПВГ переход (перевод скважины)

на вышележащий горизонт.

ПВР прострелочно-взрывные работы.

ПДГ переход (перевод скважины) на другой

горизонт.

ПЗП призабойная зона пласта.

ППД поддержание пластового давления.

ППН промысловая подготовка нефти.

ПРС подземный ремонт скважин.

ПЧ частотно-регулируемый привод.

ПЭД погружной электродвигатель.

РИР ремонтно-изоляционные работы.

РЧХ рабочая часть характеристики.

СВБ сульфатовосстанавливающие бактерии.

СНО средняя наработка на отказ.

СОД средства очистки и диагностики.

СУ станция управления.

СШНУ скважинная штанговая насосная установка.

ТКРС текущий и капитальный ремонт скважин.

ТРС текущий ремонт скважин.

УДЭ установка дозирующая электронасосная.

УШВН установка штангового винтового насоса.

УШГН установка штангового глубинного насоса.

УЭВН установка электровинтового насоса.

УЭЦН установка электроцентробежного насоса.

ЦДНГ цех добычи нефти и газа.

ЦПС центральный пункт сбора нефти.

ЧРП частотно-регулируемый привод.

ЧРФ часто ремонтируемый фонд (скважин).

ЭК эксплуатационная колонна.

ЭЦН электрический центробежный

(электроцентробежный) насос.

68

ЧАСТО ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

Энергоэффективность добычи нефти

№3/2010

Page 71: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

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

у л . О б р у ч е в а 3 0 / 1 , М о с к в а , 7 4 9 5 7 3 0 0 7 3 1

Page 72: Повышение энергоэффективности, Инженерная практика 3

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКАOilfield Engineering

В номере:

Энергетика

эксплуатации скважин

механизированными

способами,

выбор способа

эксплуатации,

пути повышения

энергоэффективности

2010

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

Повышение энергоэффективности нанефтедобывающих предприятиях: стратегия,программы, практический опыт, энергоаудит

Повышение энергоэффективности с использованием частотно-регулируемых приводов

Производственно-технический нефтегазовый журнал

Определение энергоэффективности на стадии подбора добывающего оборудования

Инж

енер

ная

пр

акт

ика

№3’2

010

Выбор оптимального режима эксплуатациикомплексных приводов с вентильным двигателем

Энергосберегающий дизайнУЭЦН, УЭВН, УШВН, ШСНУ