Новые задачи в области работы с мехфондом требуют совмещения в одной модели подбора погружного оборудования алгоритмов анализа напорно-расходных и энергетических характеристик элементов УЭЦН. Разработанные совместными усилиями РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ТНК-ВР модель и программа сравнительного анализа ("бенчмаркинга") потребления электроэнергии при эксплуатации скважинных насосных установок позволяют решить эту задачу. В частности, оператор программы получает возможность определять потенциал снижения энергопотребления и намечать первоочередные объекты оптимизации работы системы "пласт - скважина - насосная установка" с точки зрения энергоэффективности.
Если принять за 100% сумму стоимости оборудования, электроэнергии и оплаты труда при добыче нефти, то в 1980 году на электроэнергию приходилось всего 7-8%. На сегодняшний день доля электроэнергии в этой пропорции уже приближается к 28-30% в некоторых регионах, а где-то к 2020 году может достичь 40%.
Если принять за 100% сумму стоимости оборудования, электроэнергии и оплаты труда при добыче нефти, то в 1980 году на электроэнергию приходилось всего 7-8%. На сегодняшний день доля электроэнергии в этой пропорции уже приближается к 28-30% в некоторых регионах, а где-то к 2020 году может достичь 40%.
При этом в балансе потребления электроэнергии нефтяной промышленностью около двух третей всех затрат связаны с работой скважинных насосных установок. Поэтому очень важной задачей становится снижение потребления энергии при подборе и эксплуатации насосных установок, в первую очередь - УЭЦН.
Возможных причин повышенного потребления электроэнергии установками ЭЦН несколько. Во-первых, это ошибки в исходных данных при подборе и необоснованно завышенные технические показатели оборудования. Например, при подборе, технологи часто оставляют запас мощности ПЭД, особенно в условиях подклинивания, что нередко оборачивается отказом по валу. Еще одна категория причин сопряжена с отсутствием информации о потенциальных потерях электроэнергии при отклонении от рабочей зоны характеристики. Ведь, как свидетельствует статистика, на практике свыше 50% всех УЭЦН на предприятиях работают вне рабочей части напорно-расходной характеристики (НРХ). Это приводит к снижению КПД установок и соответствующему повышению энергопотребления. Еще одна относительно распространенная причина - неэффективное использование станций управления с частотными преобразователями (ЧП). Это относится к тем случаям, когда наряду с ЧП применяется штуцирование или эксплуатация насосных установок на частоте, близкой к 50 Гц (как будто частотного преобразователя нет). И, наконец, очень часто просто не хватает системы контроля эффективности эксплуатации тех или иных видов оборудования. В частности, в станциях управления зачастую отсутствуют системы замера технического (и тем более коммерческого) учета электроэнергии.
Поскольку на суммарное энергопотребление УЭЦН одновременно влияет множество факторов, ТНК-ВР и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина поставили перед собой задачу создания модели, в которой учитывался бы вклад основных узлов установки в общие потери. В модель были внесены алгоритмы, которые позволили определить истинные значения КПД и соответственно потерь электроэнергии при эксплуатации установок не в стендовых и не в каталожных условиях, а именно в условиях работы в скважине. Ведь только относительно реальных условий эксплуатации имеет смысл оценивать эффективность той или иной установки. И точно так же решался вопрос по определению потерь в кабельных линиях и НКТ. Если есть модель и программа, которые позволяют проверить энергоэффективность по всему массиву данных об эксплуатации УЭЦН, можно, например, гораздо эффективнее отбирать скважины-кандидаты для внедрения энергосберегающего дизайна.
В программу бенчмаркинга ("Автотехнолог-Энергия") были заложены характерные особенности практически всех видов оборудования, которые выпускаются на сегодняшний день в мире. Для оборудования определены энергетические показатели насосов, ПЭД, кабелей, НКТ, проточной части фонтанной арматуры, СУ, трансформаторов.
Для каждой скважины программа рассчитывает два основных варианта работы. В левой части отчета приводятся данные о фактическом режиме с проверкой и определением тех затрат, которые возникают при работе в скважине фактически установленного в ней оборудования. В правой части экрана (отчета), в свою очередь, приводится так называемый "нормативный", или "эталонный", вариант. Программные средства и методика позволяют выбрать самые лучшие с точки зрения затрат энергии КПД) при данном режиме работы типы насосов (ЭЦН), двигателей (ПЭД), кабельной линии и т.д. Причем можно ориентировать этот модуль программы как на наиболее подходящее оборудование из доступного в мире ("мировой эталон"), так и на "эталон местного масштаба", то есть исходя из оборудования, которое есть в наличии в данном регионе и которое вы сможете смонтировать в данной скважине "прямо завтра", если на скважине будет проводиться ПРС.
амотлорнефтегаза", после чего в сентябре-октябре 2010 года программу передали во все подразделения ТНК-ВР для тестирования и выявления недостатков. А уже в ноябре того же года в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина был проведен семинар для представителей ЦДО, на котором обсуждались результаты работы с программой в течение месяца. По результатам семинара в программу внесли дополнения и изменения, и к декабрю обновленная версия уже была скомпилирована, растиражирована и передана в подразделения ТНК-ВР для эксплуатации.
Рабочая версия программы предназначена для проведения анализа энергетических затрат при работе скважинных насосных установок для добычи нефти. Анализ строится на поузловом учете и (или) расчете электроэнергии, необходимой для подъема пластовой жидкости на поверхность земли.
В настоящее время в ГК "Система-Сервис" идет работа по приобретению программного обеспечения "Автотехнолог-Энергия".
инженер-энергетик МЭС ООО "Сервис НПО"
Мустаев С.Г.