CC BY
87
УДК 622.279.012
Методические подходы к оценке энергоэффективности технологических процессов добычи газа
М.А. Воронцов1*, Г.А. Хворов1**, С.А. Нурдинова2, В.А. Маришкин2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 ООО «Газпром добыча Ноябрьск», Российская Федерация, 629806, Тюменская обл., ЯНАО, г. Ноябрьск, ул. Республики, д. 20
* E-mail: [email protected] ** E-mail: [email protected]
Ключевые слова: Тезисы. Показатели энергоэффективности газодобывающего общества (ГДО) во многом зависят энерго- от изменения (снижения) пластового давления и объемов добычи. Данные условия во многом опре-
эффективность, деляют режим работы основного технологического оборудования, при этом у эксплуатационных газодобывающее служб практически отсутствует возможность воздействия на них. Основной особенностью ГДО яв-общество, ляется увеличение удельных затрат топливного газа на компримирование по мере снижения пласто-
дожимная вого давления. При этом повышение энергоэффективности возможно в результате оптимизации от-
компрессорная боров газа по объектам разработки, режимов работы оборудования.
станция, Проблема оценки энергоэффективности ГДО рассмотрена на примере ООО «Газпром добы-
удельные ча Ноябрьск». В результате анализа фактических данных установлено, что увеличение удельного
показатели расхода топливного газа на единицу объемов добычи по ГДО обусловлено тем, что энергоэффек-
расхода ТЭР. тивность предприятия в основном определяется энергоэффективностью существующих дожимных
компрессорных станций (ДКС). При этом удельный расход топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на единицу производительности ДКС растет при снижении пластового давления, так как при этом увеличивается удельная политропная работа сжатия процесса компримирования. Обосновывается необходимость оценки удельных показателей затрат ТЭР с учетом изменения условий эксплуатации в сравниваемых периодах и представлены подходы для разработки соответствующих методик. Полученные выводы являются общими для всех ГДО.
В настоящее время в ПАО «Газпром» принят порядок оценки показателей энергоэффективности (ПЭ) технологических объектов добычи газа по значению удельных расходов энергопотребления на собственные нужды (СН) и технологические потери (ТП). При этом работа эксплуатационных служб в области энергосбережения оценивается по изменению удельных показателей расхода топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). Эффективной считается работа, в результате которой обеспечено снижение удельного показателя в рассматриваемый (текущий) период относительно предыдущего. Официально регламентирован минимальный необходимый уровень снижения удельного расхода газа на собственные нужды - на 1,2 % в год [1].
Данный подход несколько осложняет объективную оценку энергоэффективности газодобывающего общества (ГДО), поскольку удельные показатели во многом зависят от изменения (снижения) пластового давления и объемов добычи, при этом у эксплуатационных служб практически отсутствует возможность воздействия на них. Причем по мере снижения пластового давления неизбежно происходит увеличение удельных затрат топливного газа на компримирование, поэтому некорректно делать вывод об эффективности работы эксплуатационных служб в области энергосбережения только по изменению значений удельных показателей энергопотребления. Этот вывод подтверждается результатами анализа фактических данных. На рис. 1 представлены относительные изменения объемов добычи и удельного расхода газа на СН и ТП (отношение потребления газа, затраченного на СН и ТП к объемам добычи) на объектах ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в период 1988-2008 гг.
Из анализа графиков рис. 1 следует, что динамика удельного показателя расхода ТЭР в основном определяется вводом месторождений и технологических объектов, газовых промыслов (ГП) и дожимных компрессорных станций (ДКС). Так, моменты
Рис. 1. Динамика относительных изменений объемов добычи и удельного расхода газа на единицу объема добычи ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в 1988-2008 гг., где 1992 г. - базовый (КГП - Комсомольский ГП, ВЯГП - Вынгаяхинский ГП, ЗТГП - Западно-Таркосалинский ГП)
ввода в эксплуатацию Комсомольского ГП (1992 г.) и ДКС (1998 г.) определили, что до 1992 г. удельный показатель возрастал, а после снижался до 1997 г. Причем снижение показателя происходило на фоне роста объемов добычи, поскольку разработка осуществлялась без ДКС, в 1998 г. показатель удельного расхода снова начал возрастать после начала компрессорного периода разработки.
Аналогично прослеживается снижение удельного расхода ТЭР с 1996 г. после ввода Западно-Таркосалинского ГП и с 2004 г. -Вынгаяхинского ГП. Также рост удельных показателей происходит в 2003 и 2007 гг., соответственно после ввода ДКС на Западно-Таркосалинском и Вынгаяхинском ГП.
Результаты анализа (см. рис. 1) показывают, что в ряде случаев динамика показателей энергоэффективности ГДО обусловлена внешними условиями:
• повышение энергоэффективности (снижение удельного расхода ТЭР на СН) происходит при вводе новых объектов добычи газа до начала компрессорного периода разработки, и при этом не проводятся специализированные мероприятия для повышения энергоэффективности;
• снижение энергоэффективности (возрастание удельного расхода ТЭР на СН) проис-
ходит после ввода ДКС, при этом данная тенденция в основном сохраняется.
Таким образом, без анализа причин изменений удельных показателей в рассматриваемый период времени нельзя сделать вывод об эффективности мероприятий, проводимых ГДО в области энергосбережения.
Для того чтобы осуществить объективную оценку, требуется рассматривать динамику показателей энергоэффективности (ПЭ) совместно с изменением условий эксплуатации промысловых технологических систем. При этом следует количественно оценивать влияние на изменение ПЭ как внутренних параметров технологической системы, так и условий ее эксплуатации. Для реализации данных принципов оценки на практике требуется разработать методический подход, обеспечивающий сравнение удельных показателей в различные периоды эксплуатации с учетом их приведения к сопоставимым условиям.
Важно отметить, что принципы1 сравнения в сопоставимых условиях установлены
См. Приказ Министерства экономического развития РФ от 24.10.2011 № 591 «О порядке определения объемов снижения потребляемых государственным (муниципальным) учреждением ресурсов в сопоставимых условиях».
Министерством экономического развития РФ для оценки эффективности эксплуатации котельных установок государственных (муниципальных) учреждений, где предписывается сравнивать в сопоставимых условиях показатели расхода тепловой энергии. В газовой промышленности идея разработки аналогичных методических инструментов рассматривалась применительно к магистральному транспорту газа [2].
Для условий эксплуатации технологических объектов газовых промыслов характерна неравномерность режимных показателей, которые существенно превышают аналогичные неравномерности газотранспортных систем, откуда логично следует необходимость разработки методических подходов для сравнения энергетических показателей ГДО в сопоставимых условиях.
Рассмотрим влияние показателей эксплуатации на энергоэффективность основного потребителя ТЭР на промыслах - дожимной компрессорной станции. Энергоэффективность промыслов определяет в основном энергоэффективность ДКС [3] - расход топливного газа на компримирование для ГДО составляет более 90 % от общего объема затрат ТЭР (рис. 2), а переход на компрессорную добычу даже на одном промысле существенно влияет на динамику ПЭ всего ГДО (см. рис. 1).
Существуют два вида удельных показателей расхода топливного газа2:
• удельный расход топливного газа на единицу товарного газа
Е =
бтг .
втов
(1)
Е =
-^прс
вт
(2)
См. СТО Газпром 2-1.20-122-2007. Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА.
Из анализа графиков на рис. 3 и 4 следует:
• удельный показатель расхода топливного газа на единицу компримируемого газа и удельный показатель на единицу политроп-ной работы относительно постоянен;
• затраты топливного газа изменяются пропорционально объемам добычи;
• политропная работа, затрачиваемая для сжатия одного килограмма природного газа, непрерывно возрастает по мере снижения давления на входе в ДКС, а ППРС коррелируется с изменением объемов добычи.
Тенденции изменения удельных показателей на рис. 3, 4 являются одинаковыми для всех ГДО, это следует из опыта разработки месторождений и анализа расчетов (1) и (2). Преобразуем их с учетом формул для расхода2 ТГ и ППРС [4]:
Е = 14,4-103 • Нп ;
тг пгпа • я • в:'
Е =
^ПРС
3,6 -103
пгпд • в;
(3)
(4)
• удельный расход топливного газа на единицу политропной работы сжатия
где вТГ - объем топливного газа, млн м3; втов -объем товарного газа, млн м3; ¿ПРС - полная политропная работа сжатия (ППРС) газового потока, млн кВтч.
Динамика показателей энергоэффективности компримирования природного газа на Комсомольском ГП совместно с показателями эксплуатации в период с 2000 по 2014 гг. представлена на рис. 3 и 4.
где Нп - удельная политропная работа сжатия, кДж/кг; пГПА - КПД ГПА; вр - низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м3; Я - газовая постоянная, кДж /(кг К).
Из формул (3) и (4) становится очевидным, что удельный показатель ЕТГ пропорционален значению ЕПРС и обратно пропорционален КПД ГПА, в то время как на значение ЕПРС и Нп не оказывает влияния, и значение показателя зависит только от эффективности работы ГПА (КПД). Так, при наступлении компрессорного периода разработки месторождения будет происходить устойчивое увеличение ЕТГ, обусловленное повышением Нп из-за падения пластового давления (см. рис. 3). При этом показатель ЕПРС более стабилен, поскольку в меньшей степени зависит от внешних показателей, чем ЕТГ: влияние внешних условий на величину ЕПРС проявляется через вр (зависит от состава газа) и через изменение КПД при смене режимов работы ГПА по мере увеличения значения отношения давлений и изменения производительности ДКС.
Таким образом, динамика показателей эксплуатации ДКС (снижение входных давлений, изменения производительности) предопределяет снижение энергоэффективности газотурбинных ГПА с центробежными компрессорами
0,19 0,92
Технологические топливные нужды:
■ компримирование
■ выработкатеплоэнергии
■ выработка электроэнергии
■ подогрев
Технологические потери газа:
■ продувка
■ опорожнение технологического оборудования и трубопроводов
I прочие
Рис. 2. Структура затрат природного газа на собственные нужды и технологические потери ООО «Газпром добыча Ноябрьск», %: а - 2007 г.; б - 2012 г.
Годы
Рис. 3. Графики входного давления, производительности и соответствующих показателей -полной и удельной политропной работ для ДКС Комсомольского ГП
(ЦБК) в течение всего компрессорного периода разработки:
• на начальном этапе и в период постоянной добычи снижение пластового давления приведет к росту величины отношения давлений ГПА ДКС и, соответственно, удельной по-литропной работы сжатия;
• на этапе падающей добычи дополнительно происходит снижение коэффициента загрузки единичной мощности ГПА и политроп-ных КПД ЦБК (применение более напорных сменных проточных частей (СПЧ), изменение режимов работы и снижение технического состояния);
• уменьшение объемов добычи (сезонные, годовые) приводит к необходимости работы с перепуском (байпасированием) газа с выхода на вход газового ЦБК.
Способ повышения эффективности компрессорных станций с газотурбинными ГПА, отработанный для КС магистральных газопроводов, - обеспечение эффективной загрузки [5] за счет замены СПЧ или оперативно -го регулирования - в условиях ДКС приведет только к снижению темпов возрастания удельного показателя расхода газа, так как определяющим фактором будет являться увеличение политропной работы (см. (3)). Кроме того,
£ 45
40
- 35
30
- 25
о 20 & 20
— расход топливного газа Удельный расход топливного газа:
— относительно производительности
_ относительно политропной работы сжатия
15
§ 10
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Годы
Рис. 4. Графики абсолютных и удельных показателей энергоэффективности процесса компримирования газа на ДКС Комсомольского ГП
5
0
в условиях ДКС замену СПЧ нельзя считать энергосберегающим мероприятием, поскольку это может обеспечить лишь кратковременное снижение удельного расхода топливного газа вследствие возможного изменения схемы ком-примирования (сокращения ступеней сжатия) или временную эффективную загрузку ГПА по мощности и т.п.
Из формулы (3) следует, что для снижения удельных показателей энергосберегающие мероприятия должны приводить к увеличению КПД ГПА, которое будет превышать скорость возрастания Нп, что затруднительно из-за снижения эффективности газоперекачивающего оборудования по мере ухудшения технического состояния и уменьшения политропных КПД ЦБК при замене СПЧ на более напорные.
Поскольку снижение энергоэффективности ДКС приводит к понижению энергоэффективности промыслов и ГДО в целом (см. рис. 1), целесообразно говорить не о снижении удельных показателей расхода ТЭР, а о нормировании темпов их роста. Для этого требуется разработать методику сравнения показателей энергоэффективности технологических объектов, принимая в расчет изменения ПЭ в сопоставимых условиях.
Процесс разработки методики должен осуществляться с учетом особенностей
рассматриваемого технологического объекта и включать два основных этапа:
1) разработку классификации ПЭ по принципу существования возможности воздействия на них эксплуатационных служб (регулируемые и нерегулируемые параметры);
2) непосредственно разработку алгоритма приведения и сравнения показателей энергопотребления в сопоставимых условиях.
Для промысловой ДКС нерегулируемыми параметрами являются климатические и плановые показатели: давление и температура атмосферного воздуха, план по объемам добычи, давление подачи газа потребителю (в магистральный газопровод, газоперерабатывающий завод и т.п.). К регулируемым параметрам в основном можно отнести КПД ГПА, на величину которого можно оказывать непосредственное влияние в ходе эксплуатации путем регулирования режимов работы ГПА, проведения технологического обслуживания и ремонтов и/или модернизации (например, замена СПЧ). Дополнительно к регулируемым можно отнести технологические параметры, позволяющие оптимизировать режим работы всей технологической системы «скважина - газосборная сеть - цех сепарации - ДКС - объекты подготовки газа - пункт передачи потребителю».
Расчетные соотношения для методики удобно получить с использованием математического аппарата метода малых отклонений (МО), который нашел широкое применение в технике (алгоритмы систем автоматического управления, доводка двигателей и т.п. [6]). Удобство метода МО заключается в возможности количественно оценить влияние каждого из показателей эксплуатации на эффективность технологических процессов в многопараметрических системах. Так, с использованием соотношений в виде МО можно рассчитать степень влияния показателей эксплуатации и эффективности оборудования на изменение удельных показателей энергоэффективности. Это позволит выявить влияние на изменения показателей энергоэффективности факторов, зависящих и не зависящих от эксплуатационных служб. Например, от эксплуатационного персонала не зависят снижение пластового давления (при условии поддержания проектных темпов снижения) и изменения объемов добычи.
Таким образом, для создания методики сравнения показателей энергопотребления в сопоставимых условиях нет принципиальных затруднений, она может быть создана с использованием надежных проверенных методов, применяемых в различных областях науки и техники. Использование метода МО для оценки показателей энергоэффективности промысловых систем компримирования рассматривалось в работе [7].
***
Исследование фактических данных по эксплуатации газодобывающей организации показало следующее:
1. Энергоэффективность процесса компримирования в основном определяет энергоэффективность промыслов и ГДО в целом. Увеличение показателей удельного расхода газа на собственные нужды происходит после ввода в эксплуатацию ДКС, потребность в которой и ее мощность определяются внешними факторами: снижением пластового давления и изменением объемов добычи газа.
2. Увеличение удельных показателей энергопотребления ДКС обусловлено спецификой динамики показателей эксплуатации промысловых технологических объектов:
• снижение входного давления приводит к увеличению отношения давлений и удельной политропной работы сжатия ГПА, а также к снижению политропного КПД, так как необходимо применять более напорные СПЧ, по-литропный КПД которых, как правило, ниже КПД низконапорных модификаций;
• в период падающей добычи по мере снижения объемов газа, поступающих на ДКС для компримирования, снижается коэффициент загрузки единичной мощности привода газового компрессора и возникает необходимость перепуска части сжатого газа с выхода ступени сжатия на вход в нее (байпасирование газа).
3. Оценка энергоэффективности по разности значений удельных показателей энергопотребления для двух сравниваемых периодов не позволяет сделать объективный вывод об эффективности работы эксплуатационных служб в области энергосбережения. Такой подход не учитывает изменения условий работы промысла и ряда факторов, влияющих на энергоэффективность технологических процессов: изменение объемов добычи, снижение пластового давления и т.п.
4. Для газодобывающих обществ необходимо осуществлять сравнение показателей удельного энергопотребления в сопоставимых условиях. Это позволит объективно оценивать работу эксплуатационных служб по энергосбережению, скорректировать учетную политику расходов ТЭР (например, нормировать темпы роста удельных показателей), актуализировать систему мотивации за разработку и проведение энергосберегающих мероприятий в технологических процессах добычи, определять резервы повышения энергоэффективности промысловых технологических систем.
5. Разработка методик сравнения показателей энергоэффективности в сопоставимых условиях может быть разработана на основе методов системного подхода и малых отклонений.
Список литературы
1. Концепция энергосбережения и повышения энергетической эффективности
в ОАО «Газпром» на период 2011-2020 гг. -М.: Газпром, 2011. - 30 с.
2. Хворов Г.А. Методика сравнения показателей энергоэффективности в транспорте газа
при приведении к одинаковым условиям / Г.А. Хворов // Газовая промышленность. -2015. - № 3. - С. 36-39.
3. Кононов А.В. Ключевые факторы, определяющие расход и потери природного газа в процессе его добычи / А.В. Кононов, С.А. Нурдинова // Газовая промышленность. -2015. - № 4. - С. 35-37.
4. Быков Г.А. Системный анализ и обобщение результатов стендовых испытаний газовых центробежных компрессоров / Г. А. Быков, О.Г. Быкова // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2006. - № 9. - C. 26-31.
5. Калинин А.Ф. Эффективность и регулирование режимов работы систем трубопроводного транспорта природного газа / А.Ф. Калинин. -М.: МПА-Пресс, 2004. - 168 с.
6. Черкез А.Я. Инженерные расчеты газотурбинных двигателей методом малых отклонений / А.Я. Черкез. - М.: Машиностроение, 1965. - 356 с.: ил.
7. Воронцов М.А. Энергоэффективность компримирования природного газа
на промысле при неравномерности показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования: дис.... канд. техн. наук; утв. 05.02.13/ Михаил Александрович Воронцов. -М., 2013. - 155 с.
Procedural approach to estimation of energy efficiency for gas production technologies
M.A. Vorontsov1*, G.A. Khvorov1**, S.A. Nurdinova2, V.A. Marishkin2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom Dobycha Noyabrsk LLC, Bld. 20, Respubliky street, Noyabrsk, 629806, Yamal-Nenets AO, Russian Federation
* E-mail: [email protected] ** E-mail: [email protected]
Keywords: energy efficiency, gas producing company, booster compressor station, specific indices of fuel resource consumption
Abstract. Indices of energy efficiency for a gas producing company in many respects depend on changing (reduction) of pore pressure and production output. The named terms mostly determine operation modes of the main processing equipment; at the same time the operational services practically don't have means to affect them. The main feature of gas producing enterprises is the increase of specific consumption of gas fuel for compression as far as the pore pressure is dropping. At that, improvement of the energy efficiency is possible due to optimization of gas extraction by the subject facilities and modes of equipment operation.
Evaluation of energy efficiency at gas producing enterprises is examined on example of the Gazprom Dobycha Noyabrsk. Analysis of factual data showed: the reason for increase of specific gas fuel consumption for a unit of production output is that the energy efficiency of a company is determined by the energy efficiency of used booster compressors. Specific consumption of fuel and power resources for a unit of booster compressor performance grows at decreasing of the pore pressure because at that the specific polytropic compressor energy rises. Necessity to estimate the specific indices of fuel and power consumption is substantiated. It should be done on account of changing operational conditions with the equitable periods. The approaches to development of correspondent methods are presented.
Listed conclusions are common for all gas producing companies.
References
1. GAZPROM PJSC. Gazprom concept of power saving and improvement of energy efficiency in 20112020 [Kontseptsiya energosberezheniya i povysheniya energeticheskoy effektivnosti v OAO "Gazprom" na period 2011-2020 gg.]. Moscow, 2011. (Russ.).
2. KHVOROV, G.A. Procedure for comparing indices of energy efficiency in gas transport at reduction to equal terms [Metodika sravneniya pokazateley energoeffektivnosti v transporte gaza pri privedenii k odinakovym usloviyam]. Gazovayapromyshlennost. 2015, no. 3, pp. 36-39. ISSN 0016-5581. (Russ.).
3. KONONOV, A.V. and S.A. NURDINOVA. Key factors determining consumption and losses of natural gas in course of its production [Klyuchevyye factory, opredelyayushchiye raskhod i poteri prirodnogo gaza v protsesse yego dobychi]. Gazovayapromyshlennost. 2015, no. 4, pp. 35-37. ISSN 0016-5581. (Russ.).
4. BYKOV, G.A. and O.G. BYKOVA. System analysis and generalization of results for the stand tests of gas radial flow compressors [Sistemnyy analiz i obobshcheniye rezultatov stendovykh ispytaniy gazovykg tsentrobezhnykh kompressorov]. Khimicheskoye i neftegazovoye mashinostroyeniye. 2006, no. 9, pp. 26-31. ISSN 0023-1126. (Russ.).
5. KALININ, A.O. Efficiency and adjustment of operation modes for natural gas transport pipeline facilities [Effektivnost i regulirovaniye rezhimov raboty system truboprovodnogo transporta prirodnogo gaza]. Moscow: MPA-Press, 2004. (Russ.).
6. CHERKEZ, A. Ya. Engineering evaluation of gas rotor engines using a small deflection method [Inzhenernyye raschety gazoturbinnykh dvigateley metodom malykh otkloneniy]. Moscow: Mashinostroyeniye, 1965. (Russ.).
7. VORONTSOV, M. A. Energy efficiency of natural gas compressing at a field facility in case of irregular factors ofmain gas-pumping equipment operation [Energoeffektivnost komprimirovaniya prirodnogo gaza na promysle pri neravnomernosti pokazateley ekspluatatsii osnovnogo gazoperekachivayushchego oborudovaniya]: candidate of sc. thesis (engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC, Moscow, 2013. (Russ.).
