CC BY
121
ISSN 1992-6502 (Print)_
2017. Т. 21, № 3 (77). С. 54-59
Вестник УГАТУ
ISSN 2225-2789 (Online) http://journal.ugatu.ac.ru
УДК 621.31
Анализ энергоэффективности электротехнического комплекса
нефтегазодобывающего предприятия
1 т
ф. а. Гизатуллин , м. и. Хакимьянов
1 [email protected], 2 [email protected]
1 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный авиационный технический университет» (УГАТУ) 2 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (УГНТУ)
Поступила в редакцию 22.06.2017
Аннотация. В статье авторы рассматривают электротехнический комплекс нефтегазодобывающего предприятия с точки зрения повышения энергоэффективности. Сделан анализ энергоемкости основных технологических процессов на нефтегазодобывающих предприятиях. Приведены схемы потребления энергоресурсов месторождениями и нефтегазодобывающими предприятиями. В результате проведенных исследований установлено, что основными потребителями являются электроприводы скважин-ных насосов, насосов систем поддержания пластового давления, подготовки и перекачки нефти. Энергоэффективность добычи углеводородного сырья следует оценивать комплексно, так как все процессы взаимосвязаны и оказывают влияние друг на друга. Сделан вывод, что наиболее эффективным способом оптимизации режимов работы нефтедобывающих скважин и насосных станций является применение регулируемого электропривода на основе преобразователей частоты.
Ключевые слова: энергоэффективность; электротехнический комплекс; нефтегазодобывающее предприятие; частотно-регулируемый электропривод; штанговый глубинный насос; электроцентробежный насос; поддержание пластового давления.
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазодобывающие предприятия (НГДП) являются одним из ключевых элементов экономики целого ряда регионов нашей страны, Республики Башкортостан, а также РФ в целом. От эффективности их работы зависят не только занятость большого количества людей, но и наполняемость бюджетов отдельных городов, областей, республик.
В последние годы в связи с экономическими трудностями, обусловленными главным образом нестабильными ценами на углеводородное сырье, повышающимися та-
Работа выполнена в рамках проекта 8.1277.2017/ПЧ «Исследования, разработка и внедрение перспективных электромеханических преобразователей для автономных объектов с гибридной силовой установкой».
рифами на электроэнергию и повышающимися требованиями природоохранных организаций, НГДП стали больше внимания уделять энергетической эффективности своих технологических процессов. Для этого регулярно проводится энергоаудит объектов НГДП, разрабатываются мероприятия по повышению энергоэффективности, их результаты отображаются в годовых отчетах компаний [1].
Как правило, такие мероприятия не позволяют добиться существенной экономии в потреблении энергоресурсов, так как рассматривают обособленные процессы либо объекты, не анализируя весь производственный комплекс в целом.
Механизированная скважинная добыча углеводородного сырья является очень энергоемким производственным циклом, вклю-
чающим в себя такие технологические процессы, как закачка в пласт через нагнетательные скважины воды системой поддержания пластового давления (ППД), лифтинг пластовой жидкости через добывающие скважины с использованием глубинных насосов, сбор и подготовка нефти и газа, а также их транспортировка по внутрипромысловым трубопроводам. Следует отметить, что все эти технологические процессы тесно взаимосвязаны и изменение режима любого из них непременно отразится на других [2, 3].
В статье решается задача анализа электротехнического комплекса нефтегазодобывающего предприятия на основе показателей энергоэффективности составных частей структуры предприятия и оценки методов оптимизации режимов работы нефтедобывающего оборудования.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ КАК ПОТРЕБИТЕЛЬ ЭНЕГОРЕСУРСОВ
Месторождение нефти и газа с точки зрения потребления энергоресурсов может быть представлено в виде схемы, приведенной на рис. 1. На вход поступают электроэнергия от нескольких вводов W2, ...
а также вода для системы ППД Рш, QВ2, ... рВп. Вода закачивается через нагнетательные скважины НС1, НС2, ... НСк в пласты П1...Пр. Скважинная жидкость поднимается через добывающие скважины ДС1, ДС2, ... ДС/. На выходе получают нефть РН, газ Рг и воду Рв.
W1 W2
Wn
Рис. 1. Схема месторождения с точки зрения потребления энергоресурсов:
W1, ... Wn - электроэнергия; Яв2, ■■ Явп - вода для системы ППД; НСI, НС2, ... НСк - нагнетательные скважины; П]...Пр - пласты; ДС], ДС2, ... ДС/ - добывающие скважины; Ян, - добываемые нефть, газ и вода
Как уже отмечалось ранее, все технологические процессы на НГДП тесно взаимосвязаны и их энергоэффективность должна оцениваться комплексно. Так, можно значительно сократить потребление электроэнергии приводами скважинных добывающих насосов путем увеличения количества закачиваемой через нагнетательные скважины воды. Однако в этом случае возрастут затраты энергии на перекачку и закачку воды в пласт, а также значительно повысится обводненность продукции скважин. Соответственно, увеличатся затраты на сбор и подготовку нефти. При этом общие затраты энергии могут даже возрасти [4].
Часто этими технологическими процессами на НГДП занимаются разные подразделения, каждое из которых имеет свою программу повышения энергоэффективности, реализация которой может отрицательно сказаться на других процессах [5]. Поэтому энергоэффективность нефтедобычи не должна оцениваться только по энергии, потребляемой электроприводами сква-жинных насосов, в расчетах необходимо учитывать суммарное потребление НГДП.
АНАЛИЗ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ НГДП В ЦЕЛОМ
Если рассматривать НГДП в целом, то его структура как потребителя энергоресурсов будет иметь вид, изображенный на рис. 2.
Тогда потребляемая НГДП электроэнергия может быть записана как суммарное потребление следующих подсистем:
Ш = Ш + Ш + Ш +
'' I " ППД + " ДС + " ППН +
+ ШДНС + ШСГ + ШВПГ + ШАУС ,
(1)
где WL - суммарная энергия, потребляемая НГДП целиком, кВт-ч; WППд - энергия, потребляемая системой ППД, кВт-ч; Wдc -энергия, потребляемая электроприводами насосов добывающих скважин, кВт-ч; WППН - энергия, потребляемая пунктами подготовки и сбора нефти, кВт-ч; WдНС -энергия, потребляемая дожимными насосными станциями, кВт-ч; WСГ - энергия, рас-
ги
ППД
W
ДС
W1
ППН
^^АУС Wcг
Рис. 2. Структура НГДП как потребителя электроэнергии
W
ДНС
Пункты
Система —к Нагнетательные -N Пласты -К Добывающие —N подготовки —N
ППД скважины скважины и сбора
нефти
Система внутрипромысловой перекачки нефти
Сжатие
газа
Система внутрипромысловой перекачки газа
ВПГ
ходуемая на компрессионирование газа, кВт^ч; WВПГ - энергия, расходуемая на внутрипромысловую перекачку газа, кВт-ч; WАУc - энергия, потребляемая административно-управленческими структурами, кВт-ч.
Следует отметить, что здесь представлены самые общие группы энергозатрат. На каждом конкретном НГДП могут иметь место дополнительные процессы, обусловленные спецификой местных условий: добыча высоковязких трудноизвле-каемых нефтей, низкая или высокая температура, большая глубина залегания пластов и т.д. [6].
Как уже отмечалось выше, основной вклад в (1) вносят такие слагаемые, как Wппд (до 27%), Wдc (свыше 50%), Wднc (до 7%). Энергия сжатия газа Wcг может составлять около 5% от всего потребления НГДП. Доля остальных составляющих -WППН, WВПГ и WАУС - несущественна и не способна оказать значительного влияния на общее потребление промысла и себестоимость добываемых нефти и газа.
Задача оптимизации режимов работы электроприводов нефтедобывающего оборудования сводится к обеспечению минимума потребления электроэнергии при сохранении текущих объемов добычи нефти и газа:
ш = ш + ш + ш + ш + ш +
Е " ППД ^ '' ДС ^ '' ППН ^ '' ДНС СГ ^
(2)
+ шВПГ + шАУС ^ ш1п
Qн = ео^, Qг = еош1.
Другой возможной задачей является обеспечение минимального удельного потребления электроэнергии, то есть отношения затраченной электроэнергии к объему добытой скважинной жидкости:
ш
= —- ^ шт ,
УД. Qж ,
(3)
где ,^уд. - удельное потребление электроэнергии, кВт-ч/м3; Qж - объем добытой скважинной жидкости, м3.
Еще 3-5 лет назад данная задача была неактуальна, так как цена товарной нефти находилась на достаточно высоком уровне при относительно недорогой электроэнергии, и любое снижение дебита приводило к убыткам, которые не могли быть компенсированы сэкономленной электроэнергией [7]. Но в настоящих условиях и при дальнейшем изменении соотношений цен нефти и электроэнергии такая оптимизация становится все более востребованной.
Следует отметить, что положительный эффект оптимизации режимов работы электроприводов нефтедобывающего оборудования (свыше 95.98% электроэнергии на НГДП потребляется приводами различных насосов: скважинных, водяных, нефтяных и других) заключается не только в экономии электроэнергии, но и в обеспечении более бережного режима эксплуатации оборудования: снижается износ, увеличиваются срок эксплуатации и межремонтный период, уменьшаются затраты на ремонт и закупку нового оборудования, а также затраты, связанные с простоем нефтегазодобывающих скважин [8].
МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
В течение срока эксплуатации нефтеотдача пластов постепенно снижается, что приводит к необходимости корректировать производительность скважинных насосов [9]. Ниже рассматриваются способы изменения производительности штанговых глубинных насосов (ШГН) и электроцентробежных насосов (ЭЦН).
Изменение производительности ШГН возможно реализовать следующими способами:
1) заменой типоразмера станка-качалки;
2) заменой типа электродвигателя (ЭД) станка-качалки;
3) изменением длины хода штока ШГН;
4) регулированием частоты качаний путем изменения передаточного отношения клиноременной передачи;
5) переводом установки ШГН на периодический режим работы;
6) плавным регулированием подачи насоса с использованием частотно-регулируемого привода.
Замена типа станка-качалки очень дорогая операция, сопряженная с длительным простоем скважины, и поэтому применяется в редких случаях.
Изменение типа ЭД, длины хода штока и передаточного отношения клиноременной передачи позволяют осуществлять только дискретную регулировку, требуют останов-
ки станка-качалки для замены ЭД, шкива и перестановки пальцев кривошипа.
Работа скважины в периодическом режиме имеет целый ряд недостатков [10]:
1) скважина работает в неустановившемся режиме, не достигается равномерная выработка продуктивного пласта, снижается его нефтеотдача;
2) динамические нагрузки на оборудование из-за частых пусков, особенно в зимний период, приводят к повышенному износу;
3) зимой часть скважин останавливается из-за замораживания устьевого оборудования во время технологических пауз;
4) геологические особенности некоторых нефтяных месторождений вообще не позволяют вести эксплуатацию скважин с циклическими остановками;
5) в режиме периодической эксплуатации станок-качалка работает в неуравновешенном режиме.
Таким образом, наиболее оптимальным способом регулирования производительности ШГН можно считать использование ча-стотно-регулируемогоэлектропривода на основе информации, получаемой с датчиков динамометрирования [11].
Для скважин, эксплуатируемых ЭЦН, существует три способа изменения производительности:
1) замена типоразмера погружного агрегата ЭЦН;
2) дросселирование;
3) регулирование скорости вращения насоса посредством изменения частоты питающего напряжения.
Первый способ, как и в случае с ШГН, связан с огромными затратами и требует остановки добычи нефти, поэтому используется в исключительных случаях.
Дросселирование (частичное закрытие задвижки на устьевой арматуре) - это способ регулирования подачи насоса, связанный с большими потерями энергии и, соответственно, отличающийся низкой энергоэффективностью.
Наиболее оптимальным способом регулирования производительности, как и для установок ШГН, является использование преобразователей частоты.
Плавная регулировка производительности скважинных насосов возможна только регулированием подачи насоса с использованием частотно-регулируемого привода. Поэтому регулируемый электропривод следует считать основным элементом оптимизации режимов работы нефтедобывающей скважины. Только на его базе могут быть созданы системы автоматического регулирования подачи насоса в функции основных технологических параметров для получения оптимальной нефтеотдачи с минимальными энергетическими и эксплуатационными затратами [12].
Производительность кустовых и дожим-ных насосных станций также нуждается в регулировании. На практике регулирование подачи насосов осуществляется переключением и изменением числа работающих агрегатов, а также дросселированием. Недостатки данных способов аналогичны - это ступенчатое изменение подачи и большие потери энергии. Внедрение частотно-регулируемого привода на кустовых и дожимных насосных станциях сдерживается высокой стоимостью, так как привод осуществляется в основном от высоковольтных ЭД большой мощности.
Поэтому представляется целесообразной установка на насосных станциях по одному высоковольтному преобразователю частоты на группу насосных агрегатов. При этом должна быть реализована возможность частотного регулирования каждого из установленных насосных агрегатов (каждый ЭД может подключаться и к выходу преобразователя частоты, и непосредственно к сети). Это позволит осуществлять частотные пуски всех двигателей с последующим переключением их на частоту сети, а также осуществлять плавную регулировку подачи во всем диапазоне.
ВЫВОДЫ
На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие выводы:
1. Предприятия нефтегазодобычи являются крупными потребителями энергоресурсов, в то время как доля затрат на электроэнергию в себестоимости добываемого
углеводородного сырья достигает 20-30% и более.
2. Все технологические процессы на НГДП тесно взаимосвязаны и их энергоэффективность должна оцениваться комплексно. Обособленная оптимизация одних процессов может привести к увеличению потерь при других процессах.
3. Наиболее энергоемкими технологическими процессами на НГДП являются механизированная скважинная добыча, поддержание пластового давления, перекачка по внутрипромысловым трубопроводам и сжатие газа.
4. Задачи оптимизации режимов работы электроприводов нефтедобывающего оборудования сводятся к обеспечению минимума потребления электроэнергии при сохранении текущих объемов добычи нефти и газа или к обеспечение минимального удельного потребления электроэнергии.
5. Наиболее эффективным способом оптимизации режимов работы нефтедобывающих скважин является применение регулируемого электропривода на основе преобразователей частоты.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гарифуллина Р. Х., Райская М. В. Преемственность и специфика программ повышения энергоэффективности и качества технологий освоения углеводородного сырья нефтедобывающей компании на примере ОАО «Татнефть» // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т. 16, № 19. С. 285-287. [ R. Kh. Garifullina, M. V. Rajskaya, "Continuity and specificity of programs for increasing energy efficiency and quality of hydrocarbon development technologies for the oil producing company by the example of OJSC Tat-neft", (in Russian), in Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, vol. 16, no. 19, pp. 285-287, 2013. ]
2. Хакимьянов М. И., Гузеев Б. В. Анализ использования частотно-регулируемого электропривода в нефтегазовой промышленности по результатам патентного поиска // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2011. № 4. С. 30-41. URL: http: // www.ogbus.ru/authors/Hakimy-anov/Hakimyanov_6.pdf (дата обращения 07.06.2017). [M. I. Khakimyanov, B. V. Guzeev, "The analysis of the use variable-frequency drive in the oil and gas industry by results of patent search", (in Russian), in The electronic scientific journal "Oil and Gas Business", no. 4, pp. 30-41, 2011. Avaliable: http://www.ogbus.ru/authors/Hakimyanov/Hakimyanov_6.pdf ]
3. Ивановский В. Н. Вопросы энергоэффективности установок электроприводных центробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 4. С. 25-30. [ V. N. Ivanovskiy, "Questions of energy efficiency of units of electric drive centrifugal pumps", (in Russian), in Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kom-pleksa, no. 4, pp. 25-30, 2016. ]
4. Хакимьянов М. И. Удельный расход электроэнергии при механизированной добыче нефти штанговыми глу-биннонасосными установками // Вестник УГАТУ. 2014. Т. 18, № 1 (62). С. 124-130. [ M. I. Khakimyanov, "Energy intensity in artificial lift of sucker rod pumping units", (in Russian), in Vestnik UGATU, vol. 18, no. 1 (62), pp. 124-130, 2014. ]
5. Павлов Г. А., Горбатиков В. А. О проблемах энергосбережения и энергоэффективности в системах поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. 2011. № 7. С. 118-119. [ G. A. Pavlov, V. A. Gorbatikov, "On energy saving and energy efficiency problems in reservoir pressure maintenance systems", (in Russian), in Neftyanoye kho-zyaystvo, no. 7, pp. 118-119, 2011. ]
6. Марьенков С. А. Обеспечение непрерывности работы частотно-регулируемого привода энергопотребителей нефтедобычи // Энергобезопасность и энергосбережение. 2017. № 1. С. 30-33. [ S. A. Marienkov, "Ensuring the continuity of the variable frequency drive of energy users of oil production", (in Russian), in Energobezopasnost' i energosbere-zheniye, no. 1, pp. 30-33, 2017. ]
7. Хакимьянов М. И., Пачин М. Г. Анализ динамограмм в контроллерах систем автоматизации штанговых глубин-нонасосных установок // Датчики и системы. 2011. № 9. С. 38-40. [ M. I. Khakimyanov, M. G. Pachin, "Analysis of dynacards in controllers of systems of automation of Sucker-Rod Pumps", (in Russian), in Datchiki i sistemy, no. 9, pp. 38-40, 2011. ]
8. Павленко В., Гинзбург М. Вентильные приводы УЭЦН-энергоэффективная техника нефтедобычи // Технологии топливно-энергетического комплекса. 2006. № 4. С. 66-69. [ V. Pavlenko, M. Ginzburg, "Valve drives ESP unit -energy efficient oil production technology", (in Russian), in Tekhnologii toplivno-energeticheskogo kompleksa, no. 4, pp. 66-69, 2006. ]
9. Хакимьянов М. И., Пачин М. Г. Методика обработки динамограмм в информационно-измерительных системах управления штанговыми глубинными насосами // Вестник УГАТУ. 2012. Т. 16, № 6 (51). С. 32-36. [ M. I. Khakimyanov, M. G. Pachin, "Processing method of dynacards in information-measuring systems of sucker rod pumps control", (in Russian), in Vestnik UGATU, vol. 16, no. 6 (51), pp. 32-36, 2012. ]
10. Гизатуллин Ф. А., Хакимьянов М. И. Анализ режимов работы электроприводов штанговых скважинных насосных установок // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2017. Т. 13, № 1. С. 11-18. [ F. A. Gizatullin, M. I. Khakimyanov, "Operating mode analysis of the oilwells sucker rod pump units drives", (in Russian), in Elektrotekhnicheskiye i informatsionnyye kompleksy i siste-my, vol. 13, no. 1, pp. 11-18, 2017. ]
11. Тимофеев А. О., Ясовеев В. Х. Автономный датчик усилия системы динамометрирования штанговой сква-жинной глубиннонасосной установки // Вестник УГАТУ. 2015. Т. 19, № 4 (70). С. 34-39. [ A. O. Timofeev, V. K. Yasoveev, "Autonomous force sensor for dynamometery system of sucker rod pumping unit", (in Russian), in Vestnik UGATU, vol. 19, no. 4 (70), pp. 34-39, 2015. ]
12. Агеев Ш. Р. Программные продукты «NovometSel-Pro», «Калькулятор ЭЦН», «Программа расчета энергоэффективности» // Бурение и нефть. 2013. № 10. С. 36-39. [ Sh. R. Ageev, "Program products: «NovometSel-Pro», «ESP calculator», «Software for esppower efficiency calculation»", (in Russian), in Bureniye ineft, no. 10, pp. 36-39, 2013. ]
ОБ АВТОРАХ
ГИЗАТУЛЛИН Фарит Абдулганеевич, проф. каф. электромеханики. Дипл. инж.-электромех. (УАИ, 1972). Д-р техн. наук по тепл. двиг. ЛА, эл-там и уст-вам выч. техники и систем упр-я (УГАТУ, 1994). Иссл. в обл. электрооборудования различного назначения, систем зажиг. двигателей ЛА.
ХАКИМЬЯНОВ Марат Ильгизович, доц. каф. электротехники и электрооборудования предприятий. Дипл. инж. по электроприводу и автоматике (УГНТУ, 1999). Канд. техн. наук (УГАТУ, 2003). Докторант каф. электромеханики (УГАТУ, 2017). Иссл. в обл. оптимизации режимов работы электроприводов в нефтедобывающей промышленности.
METADATA
Title: Energy efficiency analysis of oil and gas production enterprise electrotechnical complex. Authors: F. A. Gizatullin1, M. I. Khakimyanov2 Affiliation:
1 Ufa State Aviation Technical University (UGATU), Russia.
2 Ufa State Petroleum Technological University (USPTU), Russia.
Email: 1 [email protected], 2 [email protected] Language: Russian.
Source: Vestnik UGATU (scientific journal of Ufa State Aviation Technical University), vol. 21, no. 3 (77), pp. 54-59, 2017. ISSN 2225-2789 (Online), ISSN 1992-6502 (Print). Abstract: In the article the authors consider the electrotechnical complex of the oil and gas producing enterprise in terms of increasing energy efficiency. It is established that the main consumers are electric drives of borehole pumps, pumps of reservoir pressure maintenance systems, preparation and pumping of oil. It is concluded that the most effective way to optimize the operating modes of oil producing wells and pumping stations is to use a regulated electric drive based on frequency converters. Key words: energy efficiency; electrotechnical complex; oil and gas producing enterprise; variable frequency drive; sucker rod pump; electric submersible pump; maintenance of reservoir pressure. About authors:
GIZATULLIN, Farit Abdulganeevich, Prof., Dept. of Electrome-chanics. Dipl. Engineer-electromachanical (UAI, 1972). Dr. of Tech. Sci. (UGATU, 1994). KHAKIMYANOV, Marat Ilgizovich, associate prof. Dept. of Electrical engineering and electrical equipment. Dipl. engineer for electric drive and automation of industrial installations and technological complexes (Ufa State Petroleum Technical Univ., 1999). Cand. of Tech. Sci. (UGATU, 2003).
