Анализ структуры потребления электроэнергии нефтегазодобывающими предприятиями м.И. Хакимьянов, и.Н. Шафиков (аспирант), и. М. Зарипов (маэ02-12-01)

(Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа)

Предприятия нефтегазодобывающего комплекса играют ключевую роль в экономике нашей страны. Россия является одним из основных экспортеров углеводородного сырья и одним из крупнейших обладателей мировых запасов нефти и газа. Так на территории нашей страны имеются два уникальных месторождения – Самотлорское и Ромашкинское (5-е и 6-е место в мире соответственно) – с начальными извлекаемыми запасами нефти 3328 и 2976 млн. т. соответственно, а преобладающая часть газовых гигантов концентрируется на территории бывшего СССР (Уренгойское, Ямбургское, Штокмановское, Арктическое и другие месторождения) [1].

По данным Международного энергетического агентства в настоящее время Россия является крупнейшим мировым нефтедобытчиком – так добыча нефти в 2012 г. составила 518 млн. т. или 9% мирового рынка.

Себестоимость добываемой нефти зависит от таких факторов, как глубина залегания нефти, климатические условия, удаленность месторождения от транспортных путей и от основных потребителей, качество и современность оборудования.

Известно, что общее потребление активной энергии нефтяной промышленностью России составляет около 50 млрд кВт·ч/год или 5,5% от общей выработки электроэнергии в стране [2].

Значительную часть (30…35%) в себестоимости добываемых нефти и газа составляют затраты на электроэнергию, потребляемую главным образом электроприводами технологических установок: штанговых глубинных насосов (ШГН), электроцентробежных насосов (ЭЦН), винтовых насосов (ВН), кустовых насосных станций (КНС) и дожимных насосных станций (ДНС). Наиболее энергоемкие сферы отрасли – механизированная добыча, системы поддержания пластового давления (ППД), подготовка и перекачка нефти – обладают значительным потенциалом для снижения энергозатрат [2].

Усредненная структура потребления электроэнергии на нефтегазодобывающих предприятиях приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Структура потребления электроэнергии на нефтегазодобывающих предприятиях

Общийрасход электроэнергии по нефтяным компаниям России на механизированный подъем жидкости из скважин составляет 55…62% от общего потребления, на работу систем ППД расходуется 22…30%, на подготовку, транспорт нефти и газа — 8…23%. На остальные технологические процессы приходится относительно небольшой процент расхода энергии [2].

При механизированной добыче нефти используются скважинные насосы трех основных типов: ШГН, ЭЦН и ВН. Применяются также насосы других типов: диафрагменные, инжекторные, вибрационные, гидропоршневые, но они распространены значительно реже и их доля в общем энергопотреблении ничтожно мала [3].

Структура фонда нефтяных добывающих скважин РФ по способам эксплуатации приводится на рисунке 2. Как видно из рисунка 2, большая часть фонда скважин РФ оснащена ЭЦН (54%), немногим менее половины всех скважин (41%) эксплуатируются при помощи ШГН. Другие технологии добычи используются значительно реже – доля фонтанирующих скважин составляет 3%, и 2% приходится на все остальные способы добычи [4]. При этом, как видно из рисунка 3, с помощью ЭЦН на российских месторождениях извлекается около 75% всей нефти, тогда как на долю ШГН приходится лишь 19,5%, фонтанным способом добывается порядка 4,5%, а газлифтным – менее 1% [2]. Приведенные цифры отражают структуру фонда скважин целиком по всей стране и изменяются в зависимости от региона. Так в ОАО «Татнефть» доля скважин, оснащенных ШГН, еще выше – 83,5% (16560 скважин), ЭЦН – 16,3% (3232 скважины), фонтанным способом эксплуатируются 30 скважин, что составляет 0,2% фонда скважин ОАО «Татнефть» [5].

Рисунок 2 - Структура фонда нефтяных добывающих скважин РФ по способу эксплуатации

Для электроприводов установок ШГН используются, главным образом, асинхронные двигатели напряжением 0,4 кВ мощностью от 22 до 37 кВт с номинальной скоростью вращения 975…980 об/мин. Широко используются уже устаревшие ЭД серий 4А и 5А. Коэффициент полезного действия таких ЭД составляет от 88 до 97,5%. Общее количество скважин, эксплуатируемых установками ШГН в РФ составляет свыше 53 тысяч, а в ОАО «Татнефть» - свыше 16 тысяч.

Рисунок 3 - Структура объемов добычи нефти по типам насосов

В компании ОАО «Татнефть» начиная с 2000-ых годов для привода ШГН вместо традиционных станков-качалок начинают использовать цепные привода (ЦП). Следует отметить, что установки ШГН с цепными приводами обладают значительно более высокими энергетическими характеристиками. Цепные приводы обеспечивают длину хода штока от 3 до 11 м, низкую частоту качаний (до 2 качаний в минуту), перемещение штока происходит с постоянной линейной скоростью, что снижает нагрузки на колонну штанг и улучшает заполнение насоса жидкостью [5]. С ЦП используются асинхронные двигатели мощностью, обычно, от 3 до 55 кВт. По состоянию на 2011 год в ОАО «Татнефть» ЦП были установлены на более чем 1300 скважинах (7,8% от всех скважин, эксплуатируемых ШГН).

Таким образом, зная структуру потребления электроэнергии нефтедобывающими предприятиями в целом, можно выделить основные направления оптимизации потребления электроэнергии с точки зрения их эффективности:

1) внедрение частотно-регулируемых электроприводов скважинных насосов ШГН, ЭЦН, ВН;

2) использование частотно-регулируемых электроприводов насосов КНС системы ППД;

3) установка частотно-регулируемых электроприводов насосов ДНС систем внутрипромысловой перекачки нефти.

По представленным материалам могут быть сделаны следующие выводы:

1 Наиболее энергоемкими технологическими процессами на нефтегазодобывающих предприятиях являются механизированная скважинная добыча (свыше 56%), системы поддержания пластового давления (свыше 26%) и внутрипромысловая перекачка нефти (свыше 6%).

2 Большая часть фонда скважин РФ эксплуатируются ЭЦН (54%), менее половины – при помощи ШГН (41%). При этом с помощью ЭЦН извлекается около 75% всей нефти, тогда как на долю ШГН приходится лишь 19,5%.

3 Наиболее значимый эффект энергосбережения можно получить путем внедрения частотного регулирования на электроприводах скважинных насосов, насосов систем ППД и насосов внутрипромысловой перекачки нефти.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: — Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002.- С. 36-38.

2 Ивановский В.Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления // Инженерная практика, 2011.- №6.- С. 18-26.

3 Хакимьянов М.И.Автоматизацияуправлениясистемамиэлектроснабжения: Электронное учебное пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011.- 91 с.

4 Маркетинговое исследование рынка установок штанговых глубинных насосов (УШГН). Аналитический отчет. Research.Techart. 2010. http://research-techart.ru/report/walking-beam-pumping-unit.htm

5 Валовский В.М., Валовский К.В. Цепные приводы скважинных штанговых насосов.- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2004.- 492 с.

УДК № 620.9.004.18, 620.9:658.5.012.16