энергоэффективность нефтегазовой отрасли

Защитные антикоррозионные покрытия 2022. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче

25-27 октября 2022 г. , г. Самара

ЦЕЛЬ СЕМИНАРА – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РОССИЙСКОГО ФОНДА

В 2010 году в России насчитывалось 155 тыс. нефтяных скважин, в том числе в простое находилось около 25 тыс. скважин (рис. Средний дебит скважины составлял 10,2 т/сут, что примерно на 1,5 т/сут выше по сравнению с показателем 2005 года. Среднероссийский дебит нефтяной скважины примерно в семь раз выше, чем в США, и примерно в тридцать раз ниже, чем в Саудовской Аравии.

Рис. Распределение добычи нефти по способам, 1995–2010 гг.

В 2010 году в России добыто около 500 млн т нефти. В течение 1995–2010 годов наблюдались рост объемов нефти, добываемой посредством УЭЦН, — с 61 до 75% и пропорциональное снижение объемов добычи фонтанным и газлифтным способами, а также с помощью УСШН (рис. Фонтанным способом сегодня добывается порядка 4,5% нефти, газлифтным — менее 1%. Несмотря на то что в отдельных случаях (например, на искривленных скважинах) использование газлифта может быть оправдано с точки зрения экономики, постепенно отказываться от его применения заставляют такие факторы, как значительные капитальные вложения и низкая энергоэффективность. Объемы добычи нефти посредством УСШН также сокращаются, вместе с тем у этого способа есть перспективы развития, о чем свидетельствует опыт зарубежных стран, прежде всего США.

Рис. Распределение затрат в себестоимости добычи нефти, 1980–2020 гг.

ПРИЧИНЫ НЕЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕХФОНДА

Среди причин неэффективной эксплуатации скважинных насосных установок можно отметить «системные ошибки» в исходных данных при подборе оборудования для скважины, необоснованно завышенный технический запас оборудования УЭЦН по мощности при подборе. Не способствуют повышению эффективности эксплуатации оборудования и такие факторы, как отсутствие информации о потенциальных потерях электроэнергии при эксплуатации УЭЦН с отклонением от рабочей зоны характеристики Q-H, неэффективное использование СУ с ЧРП (то есть применение штуцера и эксплуатация на частоте, близкой к 50 Гц) и отсутствие системы контроля эффективности эксплуатации УЭЦН.

Рис. Основные узлы потерь энергии при работе УЭЦН

В результате проведенного совместно с ТНК-ВР исследования мы установили главные узлы потерь при работе УЭЦН — ЭЦН (40–60%) и ПЭД (10–20%). Значительная часть потерь (3–8%) приходится также на кабель, тогда как в остальных узлах установки теряется менее 5% энергии (рис. Следовательно, при разработке энергоэффективного дизайна УЭЦН следует в первую очередь обращать внимание на эти узлы.

Рис. Распределение фонда скважин, оборудованных УЭЦН, по параметрам работы

В результате проведенного анализа удалось выяснить, что лишь 45% УЭЦН используется в пределах рабочей части характеристик, что соответствует оптимальному энергетическому режиму (рис. Около 40% установок работает в левой, самой неблагоприятной, части характеристики, для которой характернынизкие дебиты и высокие напоры на каждую ступень, которые приводят к перегреву оборудования, быстрому износу основных узлов УЭЦН и двигателя. Еще 15% УЭЦН работает в правой части характеристики. Очевидно, что для повышения КПД и энергоэффективности работы УЭЦН необходимо обеспечить их работу внутри диапазона рабочих характеристик.

Отечественная нефтяная промышленность потребляет 5,5% электроэнергии, вырабатываемой в стране, а в себестоимости добычи доля затрат на электроэнергию составляет 30–35%. Наиболее энергоемкие сферы отрасли — мехдобыча, ППД, подготовка и перекачка нефти — обладают наибольшим потенциалом для снижения энергозатрат.

Разработанные модель и программа сравнительного анализа потребления электроэнергии позволяют диагностировать эффективность работы систем, определять потенциал снижения энергопотребления, выделять первоочередные объекты для оптимизации, разрабатывать соответствующие мероприятия и тем самым добиваться повышения энергоэффективности работы всей отрасли.

2011

Инженерная практика №06/2011

Ивановский Владимир Николаевич
Председатель редколлегии журнала «Инженерная практика», заведующий кафедрой машин и оборудования для нефтяной и газовой промышленности,
профессор РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. Губкина, д.

Сегодня на продукцию нефтяной и газовой промышленности приходятся половина российского ВВП и половина всех экспортных поступлений в бюджет страны. На этом основании нередко делается вывод о том, что Россия «сидит на нефтяной игле». Но не следует забывать, что сама нефтяная промышленность обеспечивает работой около 1,5 млн человек, что составляет 2,1% трудоспособного населения страны. В смежных с нефтяной промышленностью областях — машиностроении, строительстве, транспорте, химии, нефтехимии и т. — работает около 10 млн человек. При этом значительный уровень развития этих отраслей достигнут во многом благодаря развитию нефтедобычи. Кроме того, нефтяная отрасль «потребляет» огромное количество оборудования, услуг и энергии на сумму 0,5 трлн руб. в год. Иными словами, нефтяную промышленность следует рассматривать не только как «иглу», но и как локомотив, способный ускорить процесс развития отечественной экономики.

Рис. Динамика эксплуатационного фонда в России, 1995–2010 гг.

БЕНЧМАРКИНГ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

Чтобы определить, насколько эффективно работает тот или иной вид оборудования, можно использовать модель бенчмаркинга энергоэффективности (энергопотребления). Она включает в себя несколько программ и методик, позволяющих диагностировать эффективность работы насоса, НКТ, ПЭД, предвключенных устройств, кабеля и других узлов, создающих общую картину потребления электроэнергии насосной установкой (рис. Определение фактических затрат и последующий подбор энергоэффективного дизайна позволяют даже на небольших группах скважин добиваться значительного снижения потребления энергии и затрат. При разработке энергоэффективного дизайна необходимо помнить, что подбор оборудования связан с решением целого комплекса задач, а не только со снижением энергопотребления.

Рис. Модель сравнительного анализа потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных

Рис. Расчет вариантов работы скважины

Данная модель предусматривает проведение расчета энергопотребления, основанного на фактических данных существующего технологического режима мехфонда, а также расчет вариантов работы скважин. За потенциал энергоэффективности при этом можно принять значение потребления энергии при КПД всех элементов УЭЦН, равных 100%, то есть полезную энергию. В рассмотренном примере (рис. 8) фактический КПД оборудования составляет 16,4%, а нормативный показатель, которого можно достичь, используя имеющееся на предприятии оборудование, — 20,6%. Таким образом, потенциал для повышения КПД составляет около 4%, что уже позволяет экономить значительные энергетические, а значит и финансовые, ресурсы добывающей компании. В отдельных случаях потенциал повышения КПД может составлять 20% и более.

Надо также принимать во внимание, что энергетические характеристики оборудования при работе в скважине и на стенде отличаются, что обусловлено различной плотностью и вязкостью жидкостей. В связи с этим требуется производить пересчет характеристик насоса.

Рис. Энергетические характеристики насосов, обеспечивающих заданный дебит и напор

При подборе оборудования надо учитывать реальные КПД, потребляемую мощность насоса и напорную характеристику. Это дает возможность не только подобрать оборудование, но и определить истинный КПД каждого элемента насосной установки. При выборе насоса (или любого другого узла установки) важен не столько прописанный в его технических характеристиках КПД, сколько КПД, которого он может реально достичь, работая в заданной рабочей точке на конкретной скважине. Соответственно тот вид оборудования, который покажет максимальный КПД в заданных условиях, будет считаться «эталонным» (нормированным) (рис.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Владимир Николаевич, насколько надежен механизм расчета фактического энергопотребления на основе технологического режима работы скважин? Есть ли у вас какая-то дополнительная методика для проверки полученных данных?

Владимир Ивановский: Параметры, полученные при расчете с помощью этого инструмента, обычно характеризуются высокой точностью, но порой бывают и ошибки. К примеру, был случай, когда при расчете мы получили КПД установки, равный 120%. Поэтому данные, безусловно, нуждаются в проверке. Методика проверки достаточно проста, она предусматривает определение энергопотребления в каждом из узлов исходя из значений дебита, динамического уровня, других параметров скважины, а также потерь энергии в каждом из узлов установки. В случае если полученные таким путем данные совпадают с данными, рассчитанными на основе технологического режима работы скважин, то их можно считать верными.

Вопрос: Вы упомянули о возможностях передачи электроэнергии по одножильному кабелю. Кто выступает производителем такого кабеля?

: Институт космических технологий (Москва). В начале 2011 года он вышел на РГУ нефти и газа с предложением протестировать одножильный кабель.

Вопрос: Когда планируется провести стендовые испытания одножильного кабеля?

: Мы хотим испытать его в течение лета 2011 года на стендах РГУ. Если ожидания оправдаются, будем искать возможности для ОПИ.

Вопрос: Учитываете ли вы влияние гармоник при расчете потерь электроэнергии?

: Нет, пока не учитываем. Одна из причин этого состоит в отсутствии единого мнения относительно масштабов этого влияния.

Вопрос: В каких случаях энергоэффективный дизайн может приводить к снижению НнО?

: Таких случаев много. Один из примеров — небольшой по мощности, но с высоким напряжением двигатель, при эксплуатации которого резко повышается риск пробоя кабеля и соответственно отказа.

Вопрос: Все-таки какой показатель для вас служит первым и главным критерием энергоэффективности нефтедобычи?

: Удельное потребление электроэнергии на подъем единицы продукции — жидкости или нефти.

Вопрос: А какой показатель второй по значимости?

: Отношение полезной мощности процесса к мощности подводимой электроэнергии.

Вопрос: При эксплуатации скважины в периодическом режиме необходимо подобрать типоразмер насосной установки и длительность цикла (суммарное время накопления и отбора). На основе каких критериев может осуществляться подбор данных параметров?

: Критериями могут служить снижение затрат энергии, достижение максимального дебита по данной скважине, оптимизация режима работы скважины, а также экономические показатели (например, стоимость насосной установки). Необходимо принимать во внимание и критерии чисто технического характера. Так, в зимний период при обводненности скважины до 70% время накопления не должно превышать 20 минут, а при обводненности 90% оно должно составлять не более 5 минут.

ОБРАБОТКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Зачастую в ходе обработки исходных данных (например, в программе «Автотехнолог-энергоэффективность») обнаруживается большое количество ошибок. Это, в свою очередь, связано со спецификой внесения данных в информационные базы (Oil Info System, «Альфа», «Нефтедобыча» и др. ) на промыслах. Нередко технологи вносят данные в разном формате: например, диаметр НКТ может быть внесен как 2,5 дюйма или 73 мм. И, если технолог может понять, что речь идет об одной и той же НКТ, то программе это не под силу, поэтому она выдает ошибку. В связи с этим актуальна общая оцифровка данных, способная обеспечить возможность дальнейшего их сравнения и анализа.

Многие созданные на сегодняшний день программы позволяют находить ошибки, допущенные при вводе данных. К примеру, такая программа может обнаружить ошибку, если введенная в базу данных подача насоса не соответствует его заданным техническим характеристикам.

Рис. Итоговый отчет: обобщенные показатели и диаграммы

На наш взгляд, итоговая форма расчета должна содержать два варианта использования оборудования в одних и тех же условиях — фактический и «эталонный». Это позволит получить представление о том, насколько эффективно работает данная скважина, какая-то часть фонда или весь фонд, а также определить меры, необходимые для повышения энергоэффективности работы того или иного объекта. Любые необходимые данные можно вывести в виде итогового отчета (рис. 10). Так, для определения целесообразности замены лифтов в высокодебитных скважинах может быть актуален анализ энергопотерь в колоннах НКТ.

При подборе электроприводных насосов в программу добавлено уточнение режима работы оборудования по индикаторной диаграмме скважины и подбор конусной схемы насоса. Уточненный подбор позволяет определить возможность и необходимость использования газосепаратора (потери составляют до 10% мощности).

Рис. Расчет напора и КПД ЭЦН при изменении количества свободного газа по длине насоса

Рис. Подбор устройств для откачки жидкости с газом и снижающих влияние высокого Гф на работу насосного оборудования

Рис. Сравнение результатов подбора оборудования

МОДЕЛЬ ПОДБОРА И ПРОВЕРКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ППД И ПИТ (ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ)

Оценка энергоэффективности работы насосного оборудования в компании производится нерегулярно и занимает длительное время. Подбор насосного оборудования осуществляется экспертным путем, исходя из неких индивидуальных критериев оптимальности выбора. При этом при выборе оборудования зачастую отсутствуют или не используются четкие критерии энергоэффективности, а сам выбор производится из ограниченного набора уже используемого оборудования. ДЗО не обмениваются опытом применения оборудования разных заводов-производителей. Процесс оценки энергоэффективности и подбора оптимального оборудования не формализован и характеризуется высокой трудоемкостью. Не выработаны индикаторы, которые бы указывали на необходимость проверки энергоэффективности на конкретном объекте (КНС, насосный блок). Кроме того, не выстроен процесс сбора информации о технических характеристиках современного оборудования.

Сложившаяся ситуация требует разработки и внедрения формализованной модели подбора энергоэффективности оборудования, в частности, математической модели с модулями для проверки энергоэффективности насосного оборудования и подбора оптимальной комбинации оборудования по параметрам режима. Также необходимо внедрение процесса внутреннего аудита энергоэффективности насосного оборудования в ДЗО компании.

Математические модели позволяют упростить мониторинг энергоэффективности площадочных объектов. В частности, оценка площадочного оборудования может состоять из трех частей: выявление причин снижения энергоэффективности, использование алгоритма проверки энергоэффективности и расчет индикаторов. Так, причинами снижения энергоэффективности могут быть отклонения насоса в левую или правую зоны, избыточный напор или износ. Алгоритм проверки энергоэффективности включает сбор исходных данных для построения модели, определение проблемных насосов, выявление причин проблемы и разработку корректирующих мероприятий. Рассчиты-ваются такие индикаторы, как неравномерность напора, превышение максимального напора, отклонение фактического КПД от паспортного.

Также математическому моделированию поддаются факторы для подбора оптимальной комбинации оборудования по параметрам режима (рис. Использование такой модели позволяет значительно  снизить трудоемкость процесса, сделать его регулярным и минимизировать ошибки при подборе оборудования.

Рис. Подбор оптимальной комбинации оборудования по параметрам режима

Для оценки энергоэффективности насосного оборудования внедряется система внутреннего аудита. Она дает возможность ежемесячно обновлять исходные данные по энергопотреблению и режиму, выделять приоритетные объекты, исходя из рассчитанных индикаторов, объяснять причины отклонений индикаторов, разрабатывать корректирующие мероприятия, а также проводить анализ накопленных данных и планировать мероприятия по ожидаемым изменениям (рис. 10).

Рис. Пример внутреннего аудита энергоэффективности

Рис. Пример результатов внутреннего аудита энергоэффективности площадочного оборудования

Рис. Матрица энергоэффективного оборудования

Данная система уже применяется в «Газпром нефти» (рис. 11). Она, в частности, позволяет построить матрицу энергоэффективного оборудования, которую можно использовать как инструмент планирования замен ГНО (рис. 12). Для создания такой матрицы требуются однократные вычислительные затраты. Мелкий шаг позволяет подбирать оборудование с высокой точностью, а визуальное представление позволяет оценить область энергоэффективности определенного оборудования. Также посредством матрицы обеспечивается простота и надежность алгоритма подбора нового оборудования и проверка энергоэффективности установленного, экономятся трудовые и временные затраты на поиск энергоэффективного оборудования.

НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

Основываясь на опыте нашего сотрудничества с нефтедобывающими предприятиями, можно выделить следующие наиболее перспективные направленияповышения энергоэффективности: гидродинамическое согласование режимов работы нефтяного пласта и скважин, оптимизация работы наземной инфраструктуры системы сбора и обработки продукции скважин, сокращение давлений при перекачке вод системы ППД от КНС до кустов скважин, согласование режимов работы скважин с учетом их интерференции на участке нефтяной залежи, применение на начальных стадиях разработки систем с естественными режимами работы пластов (на истощение), оптимизация выбора технологий проведения на скважинах ремонтных работ и др. Количественная оценка участия предлагаемых мероприятий в энергосбережении затруднена, т. она зависит от условий добычи нефти и газа на каждом предприятии.

Оценить значимость мероприятий по снижению потребления электроэнергии в том или ином направлении можно на основе структуры потребления. Основными потребителями электроэнергии на большинстве нефтедобывающих предприятий являются установки ПЭД и ШГН, системы ППД и системы первичной подготовки нефти (ППН).

КПД или комплексный подход?

Для оценки энергоэффективности установок электроприводных лопастных насосов (УЭЛН) нефтяные компании используют уровни, указанные в ГОСТ Р 56624 – 2020 (е0 – е3), которые основаны на определении КПД ступеней в оптимальном или номинальном режиме работы насоса. К сожалению, такой подход не позволяет корректно определить фактический уровень энергоэффективности УЭЛН и приводит к тому, что нефтяные компании закупают дорогостоящее, технически сложное, но совсем неэффективное с точки зрения энергозатрат оборудование. Предлагаемая методика определения энергозатрат УЭЛН основана на оценке энергопотребления всей насосной установкой в сборе. Такой комплексный подход позволяет максимально объективно оценить уровень затрат энергии при эксплуатации УЭЛН, что дает возможность нефтяным компаниям выбирать оптимальные с точки зрения энергозатрат установки и повышать эффективность процесса нефтедобычи.

2022

Инженерная практика №04/2022

Сабиров Альберт Азарович
Заведующий НИЛ СНУ для добычи нефти РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. Губкина к. , доцент

Инженерная практика

Большая часть энергии в системе сбора и подготовки нефти расходуется на установки очистки пластовой воды, подготовки нефти, ГКС, а также установки термохимического обезвоживания и обессоливания нефти. Основными узлами потерь энергии при сборе и подготовке нефти выступают насосно-компрессорное оборудование, подогреватели-охладители, парогенераторы и трубопроводные системы.

Для наглядности масштабов и эффективности расхода электроэнергии системой сбора и подготовки нефти приведем некоторые цифры. Подпорные насосы 8НДв с подачей 500 м3/ч и напором 67 м приводятся в действие электродвигателями во взрывобезопасном исполнении мощностью 160 кВт. Основной насос НК-560/335-300 характеризуется подачей 335 м3/ч при напоре 300 м. Мощность приводного электродвигателя может составлять до 450 кВт. В ДНС на крупных месторождениях может насчитываться до 10 таких насосов.

Значительное количество энергии расходуется и в компрессорной. По назначению компрессоры подразделяют на две группы:

Мощность приводного двигателя составляет от 64 до 350 кВт. Мультифазный насос типа A3 2ВВ 63/25 обеспечивает перекачку водонефтяных эмульсий с содержанием газа до 90%, с концентрацией сероводорода в газе до 2%, максимальным содержанием механических частиц 0,02%, и температурой перекачиваемой среды от 5 до 80°С. Подача ГЖС составляет 63–100 м3/ч, давление насоса — до 2 МПа, максимальное давление на приеме — до 2,5 МПа, мощность электродвигателя — 110 кВт. При этом надо отметить, что при увеличении содержания свободного газа в ГЖС до 30–40% КПД мультифазного насоса падает до 20%.

Показать выдержки из обсуждения

Безопасность и автоматизация зданий

В фокусе конференции — кейсы и задачи автоматизации и цифровизации отрасли ЖКХ, внедрения IoT-решений и интеллектуальных сервисов, технических решений для создания единого цифрового пространства, которые повышают энергоэффективность городской и жилой инфраструктуры, обеспечивают видеонаблюдение, оптимизируют городские бюджеты и работу жилищно-коммунальных служб, снижают издержки на содержание недвижимости и повышают качество жизни.

Успешные кейсы представят: Евгений Дук (Минстрой), Сергей Путин (ГК “РОСВОДОКАНАЛ”), Антон Таращанский (Группа «Самолет»), Иван Тягин (Группа «Эталон»), Александр Бойцов (Bonava)

РАЗВИТИЕ МОДЕЛИ ОЦЕНКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ И ПОДБОРА НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ППД И ПИТ

В рамках дальнейшего развития модели проверки энергоэффективности и подбора насосного оборудования для ППД и ПиТ предстоит решить две задачи. Вопервых, автоматизировать форму оценки потенциала повышения энергоэффективности площадочного оборудования. Это связано с необходимостью проведения мониторинга потенциала повышения энергоэффективности и высокой трудоемкостью расчетов для оценки потенциала. Функционалом для решения данной задачи должны стать модуль оценки потенциала по ППД и ПиТ и модуль принятия решений об оптимальном времени вывода оборудования в капитальный ремонт.

Вторая задача заключается во внедрении факторного анализа достижения плановых УРЭ по направлениям ППД и ПиТ в разрезе месторождений. Решение данной задачи связано с необходимостью подготовки регулярных форм отчетности по факторному анализу и высокой трудоемкостью последнего. Функционалом для решения данной задачи должны стать модуль импорта исходных данных из доработанных форм УЭС, УДНГ, УПСНГ, модуль автоматизированного факторного анализа, а также модуль построения результирующих диаграмм.

СЕРВИС-2022. Эффективный нефтесервис Российских нефтегазодобывающих компаний. Развитие отечественного технологического потенциала. Новые отраслевые вызовы

4-6 октября 2022 г. , г. Когалым

ЗАДАЧИ КОНФЕРЕНЦИИ — мероприятие носит рабочий характер и нацелено на обсуждение лучших практик и потенциала работ в оказании нефтесервисных услуг в области строительства, реконструкции и ремонта скважин, механизированной добычи нефти и химизации процессов нефтегаздобычи с учетом новых вызовов 2022 года. В рамках обсуждений планируется рассмотреть вопросы корпоративных стратегий нефтесервиса добывающих компаний, взаимодействие с сервисными организациями и заводами производителями оборудования, материалов и нефтепромысловой химии, создание собственного внутреннего нефтесервиса Компаний, реализации программ параллельного импорта и раздельного сервиса, импортозамещения и развития отечественных технологий, компетенций и услуг на рынке нефтесервиса.

Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ СИСТЕМЫ ЭНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТА

Можно назвать несколько предпосылок для внедрения системы энергоменеджмента в «Газпром нефти»:

• отсутствие единого подхода к расчету мероприятий, применение в ДЗО разных формул и методик расчета эффектов;
• необходимость изменений большинства разрабатываемых мероприятий по процессу мехдобычи в ходе подбора погружного оборудования;
• акцент на реализацию и достижение расчетного эффекта, а не целевого удельного показателя;
• отсутствие единой системы факторного анализа отклонений: дочерние и зависимые общества (ДЗО) подготавливают отчеты различной глубины проработки, выполненные по различным методикам;
• несовершенство коммуникаций в области энергоэффективности между ДЗО, в частности, были случаи, когда результаты внедрения технологий на одном ДЗО не были известны на других ДЗО. Кроме того, нередко одно ДЗО не доверяет результатам ОПИ, проделанных другим ДЗО;
• система мотивации на повышение энергоэффективности добычи нефти, находящаяся в стадии разработки;
• процессные управления, под управлением которых находятся драйверы энергоэффективности технологических процессов, не имеют КПЭ по энергоэффективности.

Для достижения амбициозных целей в области энергоэффективности необходимо, во-первых, унифицировать и выстроить во всех ДЗО процессы операционной деятельности, позволяющие реализовать существующий потенциал повышения энергоэффективности. Во-вторых, внедрить процессы, позволяющие распространять на все ДЗО лучшие практики в области обеспечения энергоэффективности для выработки дополнительного потенциала. В-третьих, объединить все процессы, направленные на повышение энергоэффективности, в рамках единой системы энергоменеджмента и создать необходимые для формирования и поддержки системы процессы.

К процессам, направленным на повышение энергоэффективности, относятся разработка мероприятий по повышению энергоэффективности в ДЗО; мониторинг реализации и получения экономического эффекта от мероприятий; распространение лучших практик в области энергоэффективности; мотивация на повышение энергоэффективности

Созданная концептуальная схема энергоменеджмента (рис. 6) подразумевает три уровня: формирование и поддержание системы, процессы развития и операционная деятельность.

Рис. Концептуальная схема системы энергоменеджмента ОАО «Газпром нефть»

Ключевые процессы системы энергоменеджмента позволяют осуществлять постоянное повышение энергоэффективности операционной деятельности, увеличивать потенциал роста энергоэффективности за счет разработки новых технологий и унификации лучших практик, а также поддерживать систему энергоменеджмента и мотивировать участников на выполнение процессов системы.

Можно выделить пять организационно-технических решений, необходимых для внедрения системы энергоменеджмента. Первое — концентрация ответственности за энергоэффективность. Оно предполагает утверждение ответственного подразделения на уровне компании и на уровне ДЗО.

Второе решение — закрепление за корпоративным центром роли ментора в процессе повышения энергоэффективности. Корпоративный центр осуществляет координацию работы ДЗО, централизацию ключевых компетенций, организует обучение сотрудников ДЗО лучшим практикам и отдельным элементам системы энергоменеджмента.

Третье решение заключается в обучении корпоративным центром всех вовлеченных сотрудников для понимания ими своей роли в системе, а также в обучении ответственных за процессы аналитическим методикам и работе с отчетными формами.

Четвертое решение представляет собой развитие систем технического учета потребления электроэнергии. Сюда входят оперативный анализ «проблемных» с точки зрения энергоэффективности потребителей или групп потребителей, упрощение процесса разработки предложений по повышению энергоэффективности, а также повышение качества мониторинга эффекта и факторного анализа.

Наконец, пятое решение заключается в автоматизации процесса подбора и анализа оборудования с учетом энергоэффективности. Оно подразумевает внедрение программных продуктов, которые позволят:

• подбирать необходимый комплект оборудования с учетом требований максимальной экономической эффективности;
• проводить в реальном времени мониторинг энергоэффективности работы погружного оборудования, в том числе для принятия решения о его замене, не дожидаясь отказа;

Примером элемента системы энергоменеджмента может служить факторный анализ отклонений от заданных значений удельного расхода электроэнергии (УРЭ) (рис.

Рис. Факторный анализ отклонений УРЭ: пример элемента системы энергоменеджмента

ПРОЕКТЫ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПНГ И ГАЗОГЕНЕРАЦИИ

Важной составляющей программы повышения энергоэффективности выступает реализация проектов по утилизации ПНГ и газогенерации.

Рис. Динамика объемов сжигания ПНГ на месторождениях «Газпром нефти», 2012–2020 гг.

Рис. Структура проектов утилизации ПНГ

В реализации проектов по утилизации ПНГ приоритет отдан месторождениям с большим объемом сжигания нефтяного газа, существенно влияющим на общий процент утилизации по компании. Основные средства вкладываются в месторождения, утилизация ПНГ на которых может быть осуществлена при помощи подключения к существующей инфраструктуре с минимальными капвложениями и в наиболее короткие сроки. В первую очередь проекты по рациональному использованию ПНГ будут реализовываться на месторождениях с высоким показателем NPV от добычи нефти и в последнюю — на тех месторождениях, где утилизация ПНГ приведет к ухудшению экономического положения компании в целом. За счет реализации проектов предполагается на порядок снизить объемы сжигаемого ПНГ (рис. 2, 3).

Среди проектов строительства объектов газогенерации, реализованных в 2008–2010 годах, следует назвать ГПЭС «Чатылькинская» ГПЭС «Холмистая» (мощностью 5 МВт); передислокацию ГПЭС «Приобская» (10 МВт) и ГПЭС «Зимняя» (3 МВт) и ГТЭС «Южно-Приобская» (96 МВт). Кроме того, проведено расширение энергокомплекса Крапивинского месторождения с 7,5 до 12 МВт. Также к 2014 году планируется строительство ГТЭС на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях суммарной мощностью 380 МВт. Немаловажно, что 82% генерирующего оборудования по реализованным и перспективным проектам до 2012 года приходится на оборудование российского производства.

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЙ ДИЗАЙН

Под энергоэффективным дизайном понимается результат подбора оборудования и режимов его работы, способных обеспечить максимальную энергоэффективность добычи из конкретной скважины с заданным дебитом без снижения НнО.

Например, в случае, если изменение количества свободного газа по длине насоса приводит к изменению плотности и вязкости перекачиваемой жидкости и характеристики ступеней, то повысить КПД можно путем внедрения конического насоса или мультифазной вставки, которые могут повысить эффективность работы установки на ГЖС без применения газосепаратора (рис. 11). Надо отметить, что во многих случаях газосепаратор может быть заменен другим, менее энергоемким устройством (рис. 12). На наш взгляд, области применения тех или других предвключенных устройств, повышающих эффективность работы насосных установок с ГЖС, должны быть четко регламентированы. Это обеспечит выбор устройства при заданной величине дебита, исходя из уровня содержания свободного газа на приеме насоса.

После того как программа сделала подбор оборудования, производится сравнение вариантов его подбора по нескольким параметрам (рис. 13). В частности, обращается внимание на то, в какой части рабочей характеристики лежит рабочая точка, сравниваются возможные КПД насоса, уровни энергопотребления, возможные потери энергии и другие показатели. Следует подчеркнуть, что величина КПД не может служить единственным критерием эффективности работы насоса. Так, насос с более высоким КПД, работающий в левой части характеристик, по эффективности уступает насосу с меньшим КПД, который функционирует в пределах рабочих характеристик. Это обстоятельство надо учитывать недропользователям, нацеленным на максимальную эффективность использования оборудования, при проведении тендеров.

Рис. Подбор УЭЦН для периодической эксплуатации

Инструменты повышения доходности, эффективности и безопасности

Конференция собирает руководителей и специалистов ИТ, СБ, ЦТ из нефтяных и газовых компании, перерабатывающих и транспортных компаний, поставщики продуктов и решений для цифровизации нефтегазового сектора.

Приветственное слово модератора

Андрей Мирошкин, генеральный директор компании «Гротек»

В фокусе конференции —кейсы и инструменты для повышения доходности, эффективности, безопасности, и трансформации предприятий в высокотехнологичный бизнес. Обсудим, как технологии помогают увеличить производительность труда, обеспечить высокие стандарты безопасности, уровень экологической ответственности, обеспечить устойчивое развитие бизнеса, преуспеть в эпоху “зеленой” экономики.

Как просчитать все варианты развития событий и снизить риски. Решение ЕУ ЕАМТ

Олег Мангутов, ассоциированный партнер EY

Реализация концепции интеллектуального месторождения с использованием современных технических решений на базе Астраханского ГКМ

Олег Логовиков, начальник участка ИУС АСУ ТП ООО «Газпром Добыча Астрахань»

Полноценная Industrial IoT платформа на практике

Василий Ежов, старший владелец продукта IIoT, “СИБУР ДИДЖИТАЛ»

Какие задачи решает и в чем экономический эффект? На реализованных в СИБУР кейсахПуть внедрения и развития Используемые технологии Команды разработки и внедрения

Цифровизация нефтегазового комплекса в Арктике как стратегический приоритет успешной деятельности энергетических компаний

Алексей Фадеев, доктор экономических наук, исполнительный директор Ассоциации полярников Мурманской области, главный научный сотрудник Института экономических проблем им. Лузина ФИЦ КНЦ РАН

Кибербезопасность, цифровые риски и угрозы

Георгий Гусляев, начальник управления защиты информационных ресурсов Группы ЧТПЗ

Применение риск-ориентированного подхода при проведении надзорных функций в отношении производственных объектов повышенного класса опасности

Зинфира Ямалетдинова, начальник отдела по надзору за взрывоопасными и химически опасными объектами в химической, нефтехимической и металлургической промышленности Управления Ростехнадзора по СЗФО

АСКУЭ «Ресурс» — универсальная система учета ресурсопотребления

Олег Мансуров, руководитель проекта учета ресурсов ЗАО НВП “Болид”

АСКУЭ – решение проблем учета ресурсов в ЖКХ. АСКУЭ «Ресурс». Универсальная система, реализованная на унифицированной аппаратной базе от лидера в разработке систем безопасности. Интерфейсы передачи показаний ПУ. Проводные и беспроводные схемы построения системы. Широкий спектр объектов внедрения системы. Приборы учета под торговой маркой «Болид»- продукт интеграции ПУ и АСКУЭ. Целевая аудитория — УК, ТСЖ, застройщики, проектно-монтажные организации, разработчики универсальных платформ цифровизации для МКД

Умное ЖКХ для улучшение жизни городских жителей

Евгений Дук , заместитель начальника отдела «Умный город» Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации

Цифровизация & Информационная безопасность в ЖКХ. Эволюция и партнерство

Сергей Путин, директор по ИТ ГК “РОСВОДОКАНАЛ”

Умный дом + умная квартира. Разработка и внедрение Стандарта умного ЖК

Антон Таращанский, руководитель проекта «Умный дом», группа «Самолет»

Автоматизация и цифровизация ЖК — опыт Группы «Эталон»

Иван Тягин, заместитель директора департамента по информационным системам в девелопменте МосТУ Группы «Эталон»

Опыт применения BIM/VDC в строительстве компанией Bonava

Александр Бойцов, директор по строительству Bonava в СПБ

1 февраля 2022 | панельная дискуссия13

Модератор: Андрей Мирошкин, генеральный директор компании «Гротек»

Обсудим главные тренды и препятствиях для цифровых технологий в нефтегазовой отрасли. Обсудим вопросы повышения безопасности, оптимизации и уменьшения эксплуатационных затрат.

Дискуссия с  участием:

• Олег Логовиков, начальник участка ИУС АСУ ТП ООО «Газпром Добыча Астрахань»
• Василий Ежов, старший владелец продукта ОП Москва ООО «СИБУР ДИДЖИТАЛ»
• Алексей Фадеев, доктор экономических наук, исполнительный директор Ассоциации полярников Мурманской области, главный научный сотрудник Института экономических проблем им. Г.П. Лузина ФИЦ КНЦ РАН
• Олег Южаков, начальник отдела подготовки нефти и ППД НГДУ ООО «Харампурнефтегаз»
• Ринат Гимранов начальник управления информационных технологий ПАО «Сургутнефтегаз»
• Владимир Курицин, начальник Управления информационных технологий АО «Зарубежнефть»

Далее | 2 февраля 2022 | конференция11

Механизированная добыча нефти. Защитные покрытия

Повышение эффективности пароциклической обработки скважин малого диаметра при добыче высоковязкой нефтиТехнические решения для эксплуатации скважин малого диаметра и одновременно-раздельной добычиПерспективы производства и применения химреагентов на основе, альтернативной фосфонатам, четвертичным аммониевым солямОтключение обводненного интервала горизо- тального ствола с помощью электроклапановПрименение математического моделирования для снижения энергопотребления термоэлектрических установокИспытания клапана обратного шарикового UCV-73-225 с динамической системой поддержания герметичности в ООО «КанБайкал»

Капитальный ремонт скважин, Строительство скважин

Отраслевая техническая Конференция

МОДЕЛЬ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОГО ДИЗАЙНА И ПОСКВАЖИННОГО МОНИТОРИНГА ДЛЯ МЕХДОБЫЧИ

Стандартный подход к подбору погружного оборудования подразумевает учет одних лишь технологических требований. Подобранное таким путем оборудование позволяет реализовать потенциал скважины и обеспечить высокие показатели наработки, но не дает возможности выбрать оборудование, которое было бы оптимальным с точки зрения экономической эффективности. В связи с этим при подборе оборудования мы предлагаем принимать во внимание такие факторы, как потребление им электроэнергии, его надежность (МРП), стоимость закупки и обслуживания.

Учет факторов, влияющих на экономическую эффективность, позволит минимизировать совокупные затраты на эксплуатацию оборудования, обеспечить максимальную рентабельность его использования, а также определить целесообразность эксплуатации скважины. Для уменьшения влияния человеческого фактора и трудозатрат при учете данных факторов в процессе подбора погружного оборудования ведется разработка специального программного обеспечения (рис.

Рис. Подбор погружного оборудования с помощью программного обеспечения

В стандартном подходе к системе мониторинга эффективности эксплуатации погружного оборудования отсутствуют процессы и методики анализа энергоэффективности процесса мехдобычи. Отсутствие системы учета потребления электроэнергии по скважинам затрудняет выявление причин изменения УРЭ, а также анализ факторов, влияющих на энергопотребление. Предлагаемый подход предполагает выстраивание процессов регулярного факторного анализа УРЭ, а также использование единой методики анализа энергоэффективности процесса мехдобычи. На основе анализа причин изменения УРЭ появится возможность разрабатывать и внедрять корректирующие мероприятия.

К примеру, одним из значимых факторов роста УРЭ служит изменение режима работы ЭЦН (выход ЭЦН из рабочей зоны). Процесс регулярного мониторинга позволит принять решение о замене ЭЦН, не дожидаясь отказа.

Для реализации алгоритмов расчета влияния факторов и выявления скважин для замены УЭЦН также разрабатывается специальное программное обеспечение.

В соответствии с проведенными расчетами технологу будет выдаваться список оборудования, рекомендуемого для закупки. Для выбора одного вида оборудования из списка понадобится экспертная оценка.

ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТЬЮ

Согласно проведенным расчетам, общее потребление активной энергии нефтяной промышленностью России составляет около 50 млрд кВт·ч/год. Это соответствует примерно 5,5% общей выработки электроэнергии в стране. Средний коэффициент загрузки (cosφ) электродвигателей нефтяной промышленности составляет около 0,7.

В структуре себестоимости нефтедобычи с 1980 года происходит рост затрат на электроэнергию при снижении затрат на оборудование и фонд заработной платы (рис. Так, в настоящее время на стоимость электроэнергии приходится 30–35% себестоимости добычи нефти. При этом сама себестоимость добычи в российских компаниях без учета налогов и амортизационных отчислений находится в пределах $2,6–6,4/барр.

Рис. Структура энергопотребления нефтедобычи по технологическим процессам

К наиболее энергоемким направлениям нефтедобычи относятся процессы механизированной добычи жидкости из скважин, ППД, подготовки и перекачки нефти (рис. Так, общий расход электроэнергии на подъем жидкости по нефтяным компаниям России составляет от 55 до 62% от общего потребления, на работу системы ППД расходуется от 22 до 30%, на подготовку, транспорт нефти и газа — 8–23%. На остальные технологические процессы нефтедобычи приходится относительно небольшой процент расхода энергии.

ПРИНЦИПЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

Рис. Укрупненный график программы повышения энергоэффективности

Для упорядочения процесса был составлен укрупненный график реализации программы повышения энергоэффективности: от оценки потенциала факторов энергопотребления до построения системы энер-гоменеджмента на уровне компании (рис. 4), сформулированы ожидаемые результаты по каждому из этапов, а также определены задачи всех участников проекта (табл.

Участники проекта повышения энергоэффективности: задачи и формы участия

По завершении каждого этапа программы подводятся итоги и определяются основные направления поиска мероприятий (рис.

Рис. Результат первого этапа проекта: оцененный потенциал и основные направления поиска мероприятий

СИСТЕМА ППД

На систему ППД приходится до трети всей потребляемой энергии при добыче нефти (рис. К основным узлам потерь энергии в системах ППД относятся насосные установки, трубопроводные системы высокого и низкого давления, система подготовки воды, а также система регулирования и распределения воды по нагнетательным скважинам и высоконапорным водоводам (рис. 18). При рассмотрении вопросов снижения энергопотребления при добыче нефти эти узлы необходимо принимать во внимание в первую очередь.

Рис. Насосные установки системы ППД

Рис. Характеристика насоса ЦНС180

Насосные установки для ППД серии ЦНС сегодня довольно широко распространены. Их конструкция предусматривает возможность модернизации (рис. 19). КПД насосов серии ЦНС-180 при работе в оптимальном режиме или близком к нему составляет 72–73% (рис. 20). КПД более новых насосных установок находится в пределах 80–84%. Следует отметить, что сегодня выпускается широкая гамма серии ЦНС: ЦНС-30, 40, 60, 90,120,180, 240 и т. Эффективность работы каждой модели насоса в значительной степени определяется правильностью подбора к конкретным скважинным условиям.

В настоящее время также применяются насосы системы ППД, размещаемые непосредственно в нефтяной или нагнетательной скважине, благодаря чему в систему подается «родная» пластовая вода. Вместе с тем КПД таких установок ниже по сравнению с насосами типа ЦНС.

Кроме того, для ППД могут применяться шурфовые насосы с наземным или погружным электроприводом. В этом случае скважина и шурф могут использоваться не только как источник, но и как система накопления воды, что важно, например, при остановке насосов и снижении подачи.

Чтобы изменить уровень подачи жидкости в систему ППД, можно действовать двумя путями. Первый заключается в применении штуцирования или дросселирования — процессов, которые сопровождаются дополнительными затратами энергии и нагревом окружающей среды. Второй путь подразумевает применение мощных высоковольтных СУ и системы частотного регулирования. В этом случае необходимые параметры обеспечиваются практически без снижения КПД, однако работа СУ требует состыковки с существующей системой энергоснабжения, в частности установки сетевых фильтров. Мощность, которая обычно теряется при переходе от штуцирования или дросселирования к применению СУ, можно использовать. Так, для одного агрегата ЦНС-180 можно сэкономить от 120 до 500 кВт. Дополнительно увеличить энергоэффективность существующей системы ППД можно, применяя на нагнетательных линиях недогруженных насосных установок специальные водяные турбины для выработки энергии.

При работе системы ППД потери энергии в трубопроводах высокого давления могут достигать значительных величин.

Потери напора в трубопроводе можно рассчитать по формуле:

где λ = 0,02÷0,045 — коэффициент гидравлических сопротивлений, величина которого зависит от шероховатости и режима движения жидкости (число Рейнольдса); l, d — соответственно длина и внутренний диаметр трубы водовода; v — скорость движения жидкости.

При увеличении шероховатости с 60 до 180 мкм наблюдается снижение напора более чем в два раза (табл. Уменьшить потери можно путем снижения шероховатости трубопроводов и соответственно уменьшения коэффициента гидравлического сопротивления.

Трубопроводы системы ППД

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КПД КОЛОННЫ НКТ И ПОТЕРЬ В КАБЕЛЬНОЙ ЛИНИИ

На сегодняшний день дискуссионным остается вопрос о замене колонны (лифта) НКТ. Результаты проведенных совместно с ТНК-ВР исследований показали, что замена НКТ 73 мм на лифт большего диаметра (89 мм) целесообразна лишь в случае применения высокопроизводительных насосных установок (300–320 м3/сут). Путем расчетов в программе можно получить КПД колонны НКТ (или величины потерь напора в колонне НКТ) и на этом основании сделать вывод о необходимости замены лифта.

Программа также позволяет определять потери в кабельной линии и делать вывод о целесообразности ее замены. При принятии решения о замене кабельной линии важно учитывать экономическую составляющую, поскольку увеличение площади сечения жилы кабеля при прочих равных означает удорожание кабельной продукции.

ПОДБОР УЭЦН ДЛЯ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Некоторые скважины более выгодно эксплуатировать в периодическом, а не в постоянном режиме. Наблюдаемый в настоящее время рост популярности режима АПВ связан с активным внедрением систем плавного пуска и частотного регулирования, благодаря которым появилась возможность увеличить надежность эксплуатации оборудования в этом режиме. Для достижения максимального эффекта эксплуатации скважины в режиме АПВ необходимо правильно подобрать УЭЦН.

Рис. Варианты эксплуатации скважины: периодический и постоянный режим

Если на скважине добывается, к примеру, 12–13 м3 жидкости в сутки, можно использовать либо малопроизводительный насос в постоянном режиме, либо эксплуатировать скважину в периодическом режиме с высокопроизводительным насосом (рис. 15, 16). В последнем случае, если надежность оборудования останется на высоком уровне и параметры эксплуатации будут правильно подобраны, можно добиться существенного снижения энергопотребления. Речь идет о двух-, и даже трехкратном снижении затрат энергии на подъем единицы продукции (рис. 17). Однако если параметры эксплуатации подобраны неверно, то эффекта снижения энергопотребления от внедрения периодической эксплуатации получить не удастся.

Рис. Сравнение потребляемой мощности, затрат мощности на добычу 1 т нефти и 1 м3 жидкости (дебит 25 м3/сут)

Также повысить энергоэффективность работы скважин можно посредством внедрения ШВНУ. Эти установки впервые были завезены в нашу страну в 1985–1986 годах из Канады и Аргентины, но несоблюдение условий эксплуатации не позволило в полной мере оценить их преимущества и начать их внедрять массово. В настоящее время ШВНУ получили значительное распространение, однако слабым местом их конструкции все еще остается эластомер.

Политика конфиденциальности

Настоящим подтверждаю, что я ознакомлен и согласен с условиями Политики в отношении обработки персональных данных. Настоящим я даю разрешение ООО «Сеймартек» (далее – «Сеймартек») в целях информирования о товарах и услугах Сеймартек, заключения и исполнения договора купли-продажи обрабатывать — собирать, записывать, систематизировать, накапливать, хранить, уточнять (обновлять, изменять), извлекать, использовать, передавать (в том числе поручать обработку другим лицам), обезличивать, блокировать, удалять, уничтожать — мои персональные данные: фамилию, имя, отчество, пол, дату рождения, номера домашнего и мобильного телефонов, адрес электронной почты, город жительства (пребывания), сведения об истории сделок, в том числе наименование приобретаемого товара/услуги и их стоимость, а также данные об интересах на основании данных о поведении в сети Интернет, в сетях телекоммуникационных и интернет-операторов, сетевых и коалиционных программ лояльности. Также я разрешаю «Сеймартек» в целях информирования о товарах, работах, услугах и проведения опросов осуществлять обработку вышеперечисленных персональных данных и направлять на указанный мною адрес электронной почты и/или на номер мобильного телефона, а также с помощью системы мгновенного обмена сообщениями через интернет рекламу и информацию о товарах, работах, услугах «Сеймартек» и его партнёров. Согласие может быть отозвано мною в любой момент путем направления письменного уведомления по адресу «Сеймартек».

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭНЕРГОАУДИТА

В результате энергоаудита одного из НГДУ было установлено, что 62% обследованных ШГН неуравновешенны, в результате чего потери электроэнергии составили 10,4% от общего потребления неуравновешенными станками-качалками. Обследование ПЭД дало следующие результаты: сравнительный анализ замены существующих асинхронных двигателей на вентильные показал, что реализация данного мероприятия позволит уменьшить удельные затраты на подъем 1 м3 жидкости на 1 км на 0,43 кВт/м3/км (10%); кроме того, были выявлены ЭЦН с асинхронными двигателями, эксплуатирующиеся вне допустимого диапазона характеристик, удельные затраты на которых составляли до 8,8 кВт/м3/км, при том что удельные затраты с вентильными ПЭД составляли 4,1 кВт/м3/км; рекомендуемая замена ЭЦН на 2010 год позволит снизить потребление электроэнергии на 1975,1 тыс. кВт·ч/год, а срок окупаемости (с учетом только экономии электроэнергии) составит два года.

В результате анализа энергоэффективности эксплуатации насосного оборудования КНС системы ППД выявлен общий потенциал энергосбережения, который составил 16812 тыс. кВт·ч/год, в т. от повышения КПД насосного оборудования 1425 тыс. кВт·ч/год, за счет регулирования и замены типоразмера насосов 15387 тыс. кВт·ч/год.

В настоящее время в России многие месторождения вступили в позднюю стадию разработки, что проявляется высокой обводненностью добываемой нефти. Аналогичное состояние в системе добычи сложилось и в обследованном НГДУ. В результате были предложены варианты оптимизации схем технологических потоков системы ППН. Обследование насосов системы ППН показало, что потенциал экономии по среднегодовому объему откачки продукта составляет 28,5 млн руб. /год, в т. за счет повышения КТС — 3,5 млн руб. /год и за счет снижения потерь на регулировании — 25,0 млн руб. /год.

На основе результатов энергетических обследований должны составляться программы энергосбережения для обследуемых предприятий и устанавливаться сроки их реализации. Последующие энергоаудиты должны оценивать эффективность энергосберегающих мероприятий и полноту их выполнения.

ФОРМИРОВАНИЕ ИТОГОВОГО ОТЧЕТА

При расчетах автоматически определяется фактическое энергопотребление и энергопотребление при использовании «нормированного» оборудования. Полученные в ходе расчета показатели выводятся в итоговый отчет и размещаются в столбцах с подзаголовком «норма» в соответствующем названии: например,«мощность электродвигателя, норма».

Энергетическая эффективность работы оборудования в скважине определяется разностью фактических и нормированных затрат энергии (в час и в сутки) на подъем пластовой жидкости; разностью и отношением фактического и нормированного коэффициентов энергопотребления; разностью удельных расходов энергии на добычу единицы продукции при фактическом и нормированном расходовании энергии.

По желанию оператора кроме общего итогового отчета можно получить различные распечатки: расчет потерь в кабельных линиях, в колоннах НКТ, в ПЭД и т. — для любой выборки по скважинам.

Таким образом, разработанные модель и программа сравнительного анализа потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных насосных установок позволяют оценить потенциал снижения энергопотребления при их эксплуатации и определять первоочередные объекты оптимизации работы системы «пласт — скважина — насосная установка» с точки зрения энергоэффективности. Важно, что в системе бенчмаркинга используются удельные показатели, позволяющие сравнивать показатели энергоэффективности разных установок в разных условиях эксплуатации.

Рис. Основные узлы потерь энергии в системе ППД