энергоэффективность при нефтедобыче

2021-04-02T11:59:11+03:00Icecream PDF Split&Merge2021-04-04T21:02:05+03:00application/pdfNeft_01-21_web. inddIcecream PDF Split&MergeIcecream PDF Split&Mergeuuid:ac58d7b9-7666-44df-893f-b70c9ea8bc45uuid:d007ffcd-0721-4e45-aa32-6ffbc8e4c815

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.

Технология победила на конкурсе фонда Бортника «УМНИК-19 (ЦЭ) / ЦЭ – Нефтегаз – 2019» и на конкурсе «Изобретатели ПНИПУ». Кроме того, политехники зарегистрировали два РИДа на изобретение.

По словам ученых, новая технология снизит себестоимость нефти и повысит надежность насосных установок за счет уменьшения количества используемых датчиков до минимума и снижения энергопотребления приводных электродвигателей установок на 5–15 процентов.

«Разработка имеет бездатчиковый режим работы, возможность определения оптимального уравновешивания и стабилизации динамического уровня для устранения вредного влияния инерции на работу установки, обладает способностью к интеграции с другими поставщиками, низкой стоимостью устройства и его подключения, повышенной эффективностью процесса добычи, возможностью удаленного пуска и остановки, чем значительно отличается от уже существующих на рынке аналогов», – сообщил аспирант кафедры микропроцессорных средств автоматизации Ростислав Юдин.

Основными потребителями бездатчикового комплекса являются нефтедобывающие компании, которые эксплуатируют штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) или установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН).

«Сегодня устройство уже внедрено на скважине компании «УралОйл», проведены опытно-промышленные испытания, которые показали достижение заявленных целей, возможностей и точности наблюдаемых технологических параметров. При привлечении инвестиций серийное производство и установка оборудования на ШСНУ и УЭЦН Пермского края и ближайших субъектов РФ планируется в течение года», – рассказывает доцент кафедры микропроцессорных средств автоматизации Евгений Солодкий.

Шевелева А. 11 ФГБОУ ВПО «Московский государственный институт международных отношений (университет) Министерства иностранных дел Российской Федерации»В статье осуществлено обоснование необходимости повышения энергоэффективности нефтегазового комплекса России в контексте перехода к устойчивому развитию, показаны основные эколого-экономические проблемы его развития и роль повышения энергоэффективности в их решении. Для этого проанализирована роль нефтегазового комплекса в воспроизводстве энергии, выделены основные этапы воспроизводства энергетических ресурсов, характеризующиеся ее потерями, уточнено место нефтегазового комплекса в сокращении этих потерь. Проанализированы основные документы и подходы, обеспечивающие регулирование процесса повышения энергоэффективности в странах Европейского Союза, определены основные понятия энергоэффективности, выделены основные принципы такого регулирования и их применимость к нефтегазовому комплексу России. На основе проведенного исследования обоснована необходимость их внедрения в российскую практику экологизации и повышения энергоэффективности нефтегазового комплекса. воспроизводство энергетических ресурсов1. Директива ЕС по комплексному контролю и предотвращению загрязнения // Материалы проекта «Гармонизация экологических стандартов II. Проект ЕС – Россия». – Режим доступа: www. ippc-russia. org. Справочный документ по наилучшим доступным технологиям обеспечения энергоэффективности // Материал проекта «Гармонизация экологических стандартов II. Проект ЕС – Россия». – Режим доступа: www. ippc-russia. org. Шевелева А. Комплексный стратегический подход к анализу негативного воздействия на окружающую среду предприятий нефтегазового комплекса // Terra economicus. – 2013. – Т. 11, no. – Ч. Framework Directive 2005/32/EC for the setting of eco-design requirements for energy using products (EuP). EC (2005) // Материалы проекта «Гармонизация экологических стандартов II. Проект ЕС – Россия». – Режим доступа: www. ippc-russia. org. Hardell R. and Fors J. (2005). «How should energy efficiency be defined?».

Вышеназванные виды негативного воздействия нефтегазового комплекса на окружающую среду вносят существенный вклад в деградацию окружающей среды, приводящих к ограничению возможностей устойчивого развития как российского общества в целом, так и самих предприятий нефтегазового комплекса. Среди таких тенденций – изменение климата в результате сжигания больших объемов ископаемого топлива и выбросов парниковых газов в атмосферу, невозобновимость запасов нефти и газа и их широкомасштабное потребление, снижение уровня энергетической безопасности страны в целом (несмотря на то, что Россия в настоящее время и в ближайшем будущем обеспечена собственными ресурсами нефти и газа, она при этом еще является крупным игроком на мировых рынках энергетических сырьевых ресурсов, при этом отечественная экономика существенно зависит от складывающейся на них конъюнктуры, что увеличивает риски предприятий нефтегазового комплекса). Повышение эффективности использования энергии в целом в стране, и в нефтегазовом комплексе, в частности, является наиболее быстрым, результативным и экономически эффективным подходом к решению вышеназванных проблем.

Целью данной статьи является определение места нефтегазового комплекса в воспроизводстве энергетических ресурсов страны, его влияние на процессы снижения потерь на различных стадиях их воспроизводства, а также выработка новых подходов к экологизации и повышению энергоэффективности предприятий нефтегазового комплекса на основе анализа зарубежных подходов.

Материалы и методы исследования

Результаты исследования и их обсуждение

Энергоэффективность в контексте проблематики устойчивого развития является проблемой, относящейся к любым отраслям и технологическим процессам, в том числе и к отраслям нефтегазового комплекса. Однако энергоэффективность в нефтегазовом комплексе имеет особое значение, поскольку он является одним из важнейших секторов энергетической отрасли и процесса воспроизводства энергии. Место нефтегазового комплекса в процессе воспроизводства и соответствующих стадиях потерь энергии можно представить следующим образом (рисунок).

Потери энергии происходят на различных этапах воспроизводства энергии. В большей степени они проявляются в процессах преобразования первичной энергии во вторичную и в процессе конечного использования, однако, могут касаться и этапов производства первичной энергии, т. непосредственно при добыче природных энергетических ресурсов, а также при их транспортировке к производственным установкам (например, к тепловым и электрическим станциям) или к конечному пользователю (производству, населению). Роль нефтегазового комплекса в снижении потерь энергии сводится к повышению энергоэффективности процессов, касающихся данных этапов ее воспроизводства. В первую очередь, это касается повышения энергоэффективности производственных установок добывающего сектора, а также трубопроводного транспорта, технологий переработки нефти и газа и производства на их основе высоко энергетической продукции.

Вводится понятие «менеджмент энергоэффективности» (или «энергетический менеджмент»), означающий деятельность, направленную на повышение физической эффективности использования энергии. Эта деятельность может приводить и к снижению затрат на энергию – как правило, сокращение физических объемов потребляемой энергии приводит и к сокращению затрат. Однако подходы, в рамках которых используются методы управления потреблением энергии (например, сокращение пикового потребления), направленные на «сдвиг» потребления в зону более низких тарифов и соответствующее снижение затрат, не связанные с сокращением физического потребления энергии, не рассматриваются в качестве методов повышения энергоэффективности.

Преимуществом деятельности по повышению энергоэффективности (в отличие от других мер, направленных на снижение негативного воздействия на окружающую среду) является то, что меры, направленные на сокращение воздействия на окружающую среду, как правило, обеспечивают и финансовую отдачу за счет энергосбережения.

Разработка программ по повышению энергоэффективности в нефтегазовом комплексе России, по нашему мнению, должна осуществляться с учетом данных подходов. Безусловно, на первый взгляд, указанные принципы кажутся само собой разумеющимися, однако в российской практике им не уделяется должное внимание. Программы, реализуемые в области энергоэффективности, часто составлены без учета проблемы комплексности для конкретных предприятий, а меры по энергоэффективности зачастую сводятся к строительству новых инфраструктурных объектов, замене осветительных приборов и установке приборов индивидуального учета потребления. При всей важности данных мероприятий, необходима более детальная оценка возможностей повышения энергоэффективности нефтегазового комплекса и выработка мер по его модернизации с учетом интересов хозяйствующих субъектов и реально сложившейся эколого-экономической ситуации на производстве.

Тяглов С. , д. , профессор, заведующий кафедрой национальной и региональной экономики, ФГБОУ ВПО «Ростовский государственный экономический университет (РИНХ)», г. Ростов-на-Дону;

Мухопад В. , д. , профессор кафедры управления внешнеэкономической деятельностью ФГБОУ ВПО «Московский государственный институт международных отношений (университет) Министерства иностранных дел Российской Федерации», г. Москва.

Работа поступила в редакцию 31. 2014.

Библиографическая ссылка

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

Реализованный проект

Для расчёта показателей энергоэффективности оборудования потребовалось внедрение системы автоматизации технического учета энергоресурсов (АСТУЭ).

Программная платформа Энтелс собирает данные с уже существующей на предприятии системы кустовой телемеханики «Орион+» и установленной в ходе реализации проекта системы АСТУЭ.

Веб-портал Энтелс, непрерывно получая данные учета электроэнергии от приборов, а также данные о расходе воды и нефти от системы кустовой телемеханики, производит расчеты показателей энергоэффективности по технологическим процессам добычи, подготовки и транспортировки нефти, а также показателей энергоэффективности по каждой нефтяной скважине и кусту в целом. Затем Энтелс предоставляет доступ к этим данным пользователям службы главного энергетика, отдела АСУ ТП и цеха механизированной добычи через обычный веб-браузер.

Сейчас в компании данными через веб-портал Энтелс пользуются порядка 10 специалистов. Но стоимость лицензии не изменится при добавлении новых пользователей благодаря политике лицензирования Энтелс.

Другие проекты

Энтелс для контроля и мониторинга водоснабжения

Водоснабжение и водоотведение

Сбор данных и защищенный удаленный доступ с Энтелс позволяет централизовано отслеживать состояние оборудования, расход электричества, а анализ собранных данных дает возможность сократить затраты на водоснабжение.

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

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.

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

Инженерная практика

• СИСТЕМА УЧЕТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ (АСТУЭ)
• SCADA-ПЛАТФОРМА ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ SmartICS

Компания занимается нефтедобычей и подготовкой нефти. На предприятии уже существовала система кустовой телемеханики нефтедобывающих скважин, но стояла задача внедрения системы отслеживания и оценки ключевых показателей энергоэффективности (КПЭ) работы оборудования на месторождении. Под КПЭ понимается удельный показатель, отражающий значение объёма добываемой нефти на единицу энергозатрат.

Какие решения помогают нефтяникам сберечь энергию и деньги

Повышение энергоэффективности нефтедобычи — актуальная задача для большинства российских нефтегазовых компаний. Попробуем разобраться, какие решения помогают нефтяникам сберечь энергию и деньги.

Значительная доля российских месторождений сегодня находится на поздней стадии жизненного цикла, что чревато высоким процентом малодебитных скважин и скважин с высокой степенью обводнения. Если говорить о новых лицензионных участках, то их запасы в большинстве своем относятся к категории трудноизвлекаемых в силу географического расположения и геологии пласта. В том и другом случае добывающим компаниям очень важно снизить себестоимость производства нефти, поэтому сокращение издержек на энергоресурсы становится непременным условием конкурентоспособности.

Даже в условиях низкой цены на нефть и ограничения доступа к выгодному финансированию, ведущие игроки отрасли активно реализуют программы, направленные на повышение энергоэффективности. К примеру, НК «Роснефть» в 2015 году сэкономила по программе энергосбережения более 1 млн. тонн условного топлива — это 7,3 млрд руб. в денежном выражении. Основная доля экономии (673 тыс. т у. ) пришлась на нефтегазодобычу. В повышение энергоэффективности активно инвестируют «Газпром нефть», «Лукойл», «Башнефть» и другие нефтяные компании.

Как и в других отраслях, повышение энергоэффективности месторождений начинается с внедрения систем энергоменеджмента. Такие системы позволяют проанализировать текущую ситуацию, а затем оптимизировать режимы работы технологического оборудования; к примеру, действенной мерой может быть перевод малодебитных скважин в режим периодической эксплуатации. Немаловажную роль играет мотивации персонала, его высокая вовлеченность в достижение целей по энергоэффективности. Но, пожалуй, главный ключ к успеху — освоение современного энергоэффективного оборудования и технологий нефтедобычи. Об этом мы и поговорим подробнее.

Сэкономить на генерации и покупке энергии

«Энергоэффективность предприятий заключается в получении энергии по меньшей цене и/или в ее эффективном использовании, — объясняет Сергей Попов, директор по маркетингу подразделения «Промышленная автоматизация» компании Honeywell

Чтобы купить более дешевую энергию, необходимо достаточно точно планировать потребление и грамотно управлять контрактами. В случаях, когда на месторождении присутствует собственная генерация, нужно оптимизировать технологический процесс производства энергии. Если говорить об эффективном использовании ТЭР, то оно связано с оптимизацией технологических процессов, с предотвращениями утечек энергии (например, пара или электроэнергии), а также с оптимизацией операционной деятельности предприятий».

Итак, как сэкономить на организации источников электроснабжения, производстве электроэнергии и покупке ТЭР у снабжающих компаний? Прежде всего, нужно понять, каково текущее положение дел на месторождении, кто основные потребители и где участки наибольших потерь.

«Чтобы улучшить энергетические показатели производства, практически все российские нефтегазовые компании внедряют мониторинг его энергопотребления, — говорит Азат Низамов, заместитель генерального директора SAP СНГ. — Современные технологические системы позволяют обеспечить достоверный расчет энергоэффективности месторождения с учетом множества разнородных показателей. При этом из процесса сбора и проверки данных практически полностью исключается человеческий фактор: конечный пользователь разбирает только исключительные ситуации. Это сокращает время закрытия отчетного периода и оперативно влиять на возникающие отклонения технологических параметров. Такие технологии позволяют оперативно собирать данные о фактическом энергопотреблении и определять объекты с наибольшими отклонениями от плана. Полученная информация становится основанием для уточнения плановых удельных норм, снижение которых позволяет оптимизировать закупку или генерацию энергии».

Качественный энергоучет дает возможность достаточно точно спрогнозировать, какой объем энергии месторождению необходимо выработать на собственных генерирующих мощностях или закупить на оптовом рынке энергии и мощности. Только за счет правильного выбора тарифного плана и грамотного управления контрактами крупные компании могут сэкономить миллионы рублей.

«По нашим оценкам, компаниям — лидерам нефтегазовой отрасли, таким как «Роснефть», «Лукойл», «Газпром», «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз», «тюнинг» процессов мониторинга позволит сократить объемы годового энергопотребления минимум на 2-3%. — сообщает Азат Низамов. — Однако на данный момент для его полноценной реализации необходимо перейти от разрозненных ИТ-систем предприятий к единому информационному пространству».

Системы мониторинга позволяют комплексно увидеть проблему эффективности. К примеру, если месторождение имеет собственную генерацию на основе установок утилизации попутного газа, то важно посчитать, чтобы крупная экономия электроэнергии (например, за счет покупки дорогостоящего энергоэффективного оборудования) не привела к необходимости сжигать газ на факелах и платить за это штрафы.

Чтобы обеспечить надежную работу оборудования и техпроцессов непрерывного цикла, на месторождениях нередко используются источники бесперебойного питания. Здесь тоже кроется определенный потенциал экономии. Как отмечает Станислав Макушкин, руководитель направления «Нефть и газ» компании Eaton, ИБП, оснащенные системой экономии энергии, могут иметь КПД до 99%. За три-пять лет эксплуатации такая технология позволяет сэкономить сумму, эквивалентную полной стоимости источника питания.

Главный потребитель — оборудование для скважин

Если на предприятиях ряда отраслей выраженную экономию можно получить за счет замены источников света и оптимизации работы вспомогательного инженерного оборудования, то на нефтяных месторождениях такие меры не дадут выраженного эффекта. Здесь максимальное потребление энергоресурсов приходится на подъем жидкости на поверхность и работу систем поддержания пластового давления. Поэтому существенно снизить потребление можно за счет внедрения энергоэффективного технологического оборудования скважин, либо оптимизации его работы.

Ряд экспертов полагает, что пока революционные прорывы в конструкции насосов — дело будущего. Тем не менее, некоторые инновационные решения есть на рынке уже сегодня. В частности, компания «Новомет» (г. Пермь) предлагает энергоэффективные УЭЦН (установки электроцентробежных насосов) с повышенным КПД. Специалисты компании отмечают, что в погружных центробежных насосных установках 80–90% потерь мощности происходит в насосе и двигателе, поэтому в первую очередь необходимо поднимать КПД этих элементов. Для этого разработчики предлагают перейти на вентильные двигатели и ступени новой конструкции, работающие на повышенных частотах вращения.

Хотя некоторые эксперты воспринимают новинку скептически, опыт эксплуатации показывает интересные результаты. По замерам, сделанным нефтяными компаниями в РФ и за рубежом, использование насоса производства «Новомет» позволило снизить энергопотребление на 25-37%. Одним из наиболее активных потребителей насосов стала компания «Газпром нефть». Впрочем, ее дочерние общества активно внедряют энергоэффективные УЭЦН различных производителей, в частности продукцию компании «Тюменские насосы «Шлюмберже». Также представители компании отмечают заинтересованность в апробации новых электроплунжерных насосов, при этом ожидают до 20% экономии электроэнергии.

В погоне за инновациями, важно не упустить соображения экономической целесообразности. Необходимо обращать внимание на совокупную стоимость владения оборудованием, его ремонтопригодность и отказоустойчивость. Даже очень высокая энергоэффективность вряд ли окупит длительные простои ненадежного насоса. Кроме того, величина достигнутой экономии в период эксплуатации должна превышать разницу в цене между обычным и «продвинутым» насосом.

Сократить энергопотребление и продлить срок службы добычных насосов помогают частотные преобразователи, плавно регулирующие скорость работы электропривода.

«За счет преобразователей частоты можно снизить энергопотребление насоса до 25 %, — отмечает Михаил Черкасов, директор по работе с ключевыми заказчиками в нефтегазовой сфере компании Schneider Electric в России и СНГ. — В зависимости от дебита скважины такое оборудование окупается в срок от нескольких месяцев до года. В составе станций интеллектуального управления системами поддержания пластового давления преобразователи дают еще более выраженный эффект. Система автоматизации такой станции достаточно проста, но при этом она помогает закачивать в пласт ровно столько воды, сколько необходимо, и тем самым не допускать чрезмерного обводнения скважины. В результате нефтяная компания не только экономит ТЭР и затраты на водоподготовку, но и продлевает жизненный цикл скважины».

От «умных» скважин» — к «умному» месторождению

Безусловно, главный тренд XXI века — использование разнообразных систем управления, возникших благодаря появлению недорогих, но надежных датчиков, высокоскоростных каналов передачи данных и других достижений в сфере ИТ-индустрии. Это могут быть системы управления отдельной скважиной или целым месторождением.

«Максимальных результатов позволяют достичь энергоэффективные технологии, укладывающиеся в концепцию новой индустриальной революции и промышленного интернета вещей, — убежден Михаил Черкасов. — Применительно к нефтедобыче — это «умное месторождение» (Smart Field), то есть система, позволяющая управлять нефтяным пластом и контролировать процесс добычи таким образом, чтобы, с одной стороны, увеличить производство нефти, а с другой — оптимизировать затраты на потребляемую энергию».

По разным оценкам, Smart Field позволяет сократить энергопотребление месторождения в целом на 12-25 %. Кроме того, дает еще массу эффектов, таких, как рост производительности и безопасности, продление жизненного цикла пласта, снижение эксплуатационных затрат, связанное с бесперебойной работой всех технологических установок.

«Все современные технологии в сфере нефтедобычи, в том числе так называемые технологии «цифрового месторождения», так или иначе, связаны с энергоэффективностью, — говорит Сергей Попов. — Они включают в себя решения по оптимизации технологических процессов, технологии для коммерческого и технического учета энергоносителей, оптимизацию операционной деятельности и энергопотребления за счет внедрения диспетчерских систем типа АСОДУ или MES систем».

Станислав Макушкин отмечает, что, несмотря на свой огромный потенциал, интеллектуальные технологии пока несколько недооценены в нефтегазовой отрасли: «Мы видим, как начинает набирать обороты такое направление, как «умное месторождение». Его развитие может существенно помочь в решении самых насущных проблем нефтегазовой отрасли России. Однако говорить о скорой и повсеместной «интеллектуализации» месторождений пока рано, так как отрасль по-прежнему довольно консервативна».

Тем не менее, эксперты единодушны в том, что рано или поздно, российские нефтедобывающие компании придут к комплексному освоению технологий «умного месторождения», поскольку это оптимальный инструмент для решения наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяниками. В обозримой перспективе интеллектуальные решения будут неотъемлемым условием конкурентоспособности и ответственного природопользования.

Сегодня, когда нефтедобывающие компании не имеют доступа к дешевым кредитам и так называемым «длинным деньгам», достаточно остро стоит вопрос финансирования.

«Чтобы понять, как повысить энергоэффективность и на чем можно сэкономить, необходимо провести предпроектное обследование объекта, но это дорогостоящий процесс, и далеко не все компании готовы в него инвестировать, — сетует Виктор Дозорцев, директор департамента высокотехнологичных решений «Промышленная автоматизация» Honeywell. — На Западе существует следующая практика: компании, предлагающие энергоэффективные решения, бесплатно проводят мониторинг объекта и затем внедряют свои технологии. За счет экономии электроэнергии они компенсируют свои затраты. Заказчик, в свою очередь, повышает уровень энергоэффективности и, окупив затраты вендора, сразу получает чистую прибыль. В России эта практика пока не работает».

Справедливости ради отметим, что в России в ряде отраслей промышленности для внедрения энергоэффективных технологий активно используются энергосервисные контракты. Это инструмент, предполагающий, что затраты стороннего инвестора возмещаются за счет экономии средств, достигнутой в результате внедрения энергосберегающих решений. В российской «нефтянке» энерговервис пока не получил широкого распространения. Пока известно только о единичных примерах подобного рода. В частности, в 2015 году компания Schneider Electric заявляла о реализации пилотных проектов с использованием перфоманс-контрактов — разновидности энергосервиса, при которой поставщик решений и оборудования сам договаривается с банками о проектном финансировании, а заказчик возвращает средства по окончании тестового периода, а не постепенно на протяжении всего срока окупаемости.

Вполне вероятно, что невысокая популярность энергосервиса в нефтегазовой отрасли связана с тем, что компаниям все-таки достаточно оборотных средств для реализации мероприятий без привлечения стороннего финансирования. По крайней мере, пока падение цен на углеводороды не повернуло вспять возникший несколько лет назад тренд на энергоэффективность. И сегодня есть все основания полагать, что нефтедобывающие компании будут и дальше активно заниматься вопросами энергосбережения. В первую очередь потому, что это соответствует их собственным интересам.

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

Этапы проекта

• Разработка проекта и внедрение системы автоматизации технического учета энергоресурсов
• Организация веб-портала Энтелс для выполнения расчетов и визуализации ключевых показателей энергоэффективности и предоставления доступа к данным через веб-браузер

Задачи проекта

• Организовать автоматическую систему сбора данных по энергопотреблению на каждой скважине
• На основании собранных данных обеспечить расчет, отслеживание, изменение и анализ показателей энергоэффективности на всех кустах скважин для принятия решений по обслуживанию, ремонту, модернизации или приостановке эксплуатации скважин

Выпуск №05/2022

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

Результаты внедрения системы

Главный энергетик компании отмечает, что внедрение АСТУЭ и учета показателей энергоэффективности «повышает качество контроля, а также обеспечивает общее сокращение производственных расходов». А внедрение веб-портала Энтелс «позволяет повысить качество менеджмента и принятия управленческих решений».

После года эксплуатации системы, руководство компании отмечает следующие важные и полезные результаты внедрения описанной системы:

• Экономия ресурсов предприятия с помощью контроля и фиксации удельных норм расхода электроэнергии и своевременного выявление нерационального потребления энергоресурсов
• Выявление нерационально работающего и требующего ремонта, замены или модернизации оборудования и оценка эффективности таких работ за счет анализа технологических данных
• Организация быстрого и качественного доступа к данным о работе оборудования для специалистов профильных служб с помощью удаленного доступа и через обычный веб-браузер
• Повышение эффективности производства за счет принятия своевременных решений и планирования потребления электроэнергии с учетом графика добычи нефти

Если у вас возникла потребность решить аналогичную задачу по внедрению системы автоматизации или применению веб-портала Энтелс, свяжитесь с нами по

или по тел. +7 (499) 110-31-79