Первая практическая Конференция «ДОБЫЧА НЕФТИ: ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ». Энергоэффективность в добыче нефти


ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

Обосновывается возможность энергосбережения при подготовке нефти с помощью деэмульгаторов нового поколения, которые являются новыми нанопродуктами с оптимизированным на наноуровне составом и особым «наномеханизмом» принципа действия.

В последнее время в прессе широко дискутируются проблемы инновационной политики России. Отмечается, что наметившееся отставание на десятилетия уровня производства многих отраслей отечественной промышленности, можно решить лишь вложениями триллионов рублей, причем время, за которое это необходимо проделать, все сокращается. В этом плане особую значимость приобретает представленный III форуме InfoSpace инновационный проект создания производства нефтепромысловых реагентов нового поколения на основе нанотехнологии. Внедрение этого проекта позволит превысить мировой уровень у целой отрасли химической промышленности России – производства нефтепромысловых реагентов.

Значимость данного проекта для приоритетного инновационного направления России «Энергоэффективность и энергосбережение» обусловлено тем, что без нефтепромысловых реагентов невозможно получение товарной нефти, основного сырья ТЭК и основного источника национального дохода России.

Суть проблемы состоит в том, что при контакте нефти с водой при существующих в России методах нефтедобычи происходит образование достаточно стабильных водонефтяных эмульсий, получение товарной обезвоженной нефти из которых обычно достигается термохимическим методом, т.е. нагревом эмульсии до 40оС - 60оС и введением специальных реагентов – деэмульгаторов. Данный этап в цепочке процессов получения товарной нефти является наиболее энергозатратным. Требующаяся для него энергия на одном месторождении со среднесуточным объемом подготовки нефти порядка 10 000 тонн, в пересчете на электроэнергию, эквивалентна энергии, требующейся на освещение целого города с населением более 100 000 жителей. Но на месторождениях данный нагрев осуществляют попутным газом, поэтому стоимость его для нефтяников пренебрежимо мала. Однако при нагреве водонефтяных эмульсий до 40оС - 60оС происходит переход легких фракций нефти в газообразную фазу, что влечет за собой увеличение количества газа КСУ, повышение потерь нефти от уноса газом, снижение выхода товарной нефти, и штрафные санкции за сверхнормативное сжигание попутного газа, которые с каждым годом ужесточаются.

Кроме того, отделившаяся от водонефтяных эмульсий подтоварная вода при высокотемпературной подготовке нефти обладает повышенной коррозионной активностью, что во избежание аварийных ситуаций требует введения в нее ингибиторов коррозии – еще одного типа нефтепромысловых реагентов. Но закачка воды с реагентами обратно в пласт может приводить к ухудшению экологической обстановки на промыслах и, что более серьезно, уменьшению добычи нефти из-за снижения проницаемости пластов.

Анализ затрат на обезвоживание нефти на промысловых установках, работающих по термохимической схеме, показывает, что необходимость нагревания водонефтяной эмульсии значительно увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты на подготовку нефти. Осуществление обезвоживания нефти с применением нагревания вызывает необходимость включения в комплекс сооружений установок подготовки нефти котельных печей, монтажа большого количества теплообменной аппаратуры и запорной арматуры, что значительно увеличивает металлоемкость установок и капитальные затраты на их строительство. При обезвоживании нефти с применением нагрева эмульсий возрастают также эксплуатационные расходы, связанные со сложностью их обслуживания.

Уменьшить значимость данных проблем можно лишь разработкой технологии и создания производства высокоэффективных деэмульгаторов, способных обеспечить необходимую степень обезвоживания нефти при более низкой степени ее нагрева, в идеале - с использованием лишь естественного тепла поступающих на пункты подготовки нефти водонефтяных эмульсий. Ни один из производимых промышленно, не только отечественных, но и импортных деэмульгаторов, для этого не пригоден.

Сложившаяся ситуация обусловлена тем, что обеспечить необходимую степень обезвоживания нефти могут лишь композиционные реагенты с сильным синергетическим эффектом между его компонентами, при котором деэмульгирующая эффективность смеси этих компонент оказывается выше действия отдельных компонент. Однако вплоть до настоящего времени основной практикой разработки деэмульгаторов на мировом рынке является эмпирический подбор их состава под водонефтяные эмульсии конкретных месторождений. За последние полвека, за которые большинство других технологий претерпело кардинальное изменение, прогресса в технологии получения композиционных деэмульгаторов достигнуто не было, несмотря на синтез и создание за эти годы промышленного производства огромного числа новых реагентов с деэмульгирующим эффектом. В результате, согласно экспертным оценкам, средний расход деэмульгаторов по России, как и в середине прошлого века, составляет около 100 г/т. Трудно привести еще одну область производства не только в России, но и за рубежом, с таким же низким лежащим в его основе научным уровнем.

Предлагаемое нами решение данной проблемы впервые основывается на научно обоснованных методах получения высокоэффективных, пригодных для различных нефтепромыслов универсальных деэмульгаторов нового поколения (нанодеэмульгаторов). Составы нанодеэмульгаторов направленно оптимизируются на наноуровне с использованием современных экспериментальных методов таким образом, чтобы их молекулы приобретали способность находиться в своих растворах в виде ультрадисперсных систем с размерами частиц наноразмерного ряда: 6нм>d≤70нм. Разработанные методики исследования, в основном запатентованы.

Наличие наночастиц с размерами 6нм>d≤70нм в растворах разрабатываемых нанодеэмульгаторов подтверждено двумя независимыми методами: с помощью лазерного анализатора Zetatrac (Microtrac Inc., США) и зондового микроскопа «Интегра-Аура» - рис. 1.

Рис. 1. Распределение частиц нанодеэмульгатора по размерам в водном растворе с концентрацией 50мг/л, полученное с помощью лазерного анализатора Zetatrac (слева) и снимок одной из частиц этого реагента в данном раствор, полученный с помощью атомно-силового зондового микроскопа «Интегра-Аура» по методике [1-3] (справа).

Появление в водной и углеводородной фазе водонефтяной эмульсии наночастиц из молекул деэмульгатора приводит к существенному повышению его эффективности благодаря действию дополнительного «наномеханизма» деэмульгирования. Поскольку этому механизму свойственен противоположный знак изменения межфазного натяжения нефтяных растворов деэмульгатора на границе с водой по сравнению с общеизвестным адсорбционным механизмом действия деэмульгаторов, полагается, что он обусловлен экстракцией содержащихся в нефти молекул природных эмульгаторов наночастицами нанодеэмульгатора. Насколько существенен вклад от этого механизма, а также резкая зависимость эффективности деэмульгатора от размеров частиц, в виде которых он может находиться в своих растворах, демонстрирует рис. 2.

Рис. 2. Кинетика разделения водонефяной эмульсии при Т=23оС после ввода в нее 100мг/л трех наномодификаций одного и того же реагента со средними размерами частиц в воде:1 – 450нм; 2 – 60нм; 3 - 150нм.

 

 

В таком случае для обеспечения энергосберегающей подготовки нефти с использованием лишь естественного тепла водонефтяных эмульсий необходима разработка нанодеэмульгаторов, способных образовывать наночастицы в своих растворах уже при концентрациях менее 100г/т и в температурном интервале, соответствующем температурам эмульсий в зимнее и летнее время (10оС - 20 оС зимой и 30оС -40оС летом). Большинство исследованных нами промышленно производимых отечественных деэмульгаторов в данном температурном и концентрационном интервале, как правило, находятся в водных растворах в виде отдельных молекул, а в углеводородных – в виде макрочастиц с размерами 200нм - 1000нм. То, что деэмульгаторы с подобными размерами частиц в растворах обладают недостаточной эффективностью не только при пониженных температурах, но и при нагреве эмульсий до 45оС - 50оС продемонстрировано на рис. 3 на примере нескольких деэмульгаторов. В то же время разработанный нами образец нанодеэмульгатора смог обеспечить полное разделение исследуемых водонефтяных эмульсий без их нагрева при температуре, соответствующей условиям подготовки нефти в зимнее время на территории России.

 

Рис. 3.Сопоставление количества воды (Wводы%), выпадающей через 1 час из водонефтяной эмульсии с двумя разными нефтями (диаграмма А и Б) при температуре 23оС и 45 оС - 50оС после ввода нанодеэмульгатора, деэмульгатора Separol WF-41 (Производитель Канада, фирма Backer) и трех деэмульгаторов ЗАО «Когалымский завод химических реагентов»: ХПД-511, ХПД-021, ХПД-006.

Одним из важнейших преимуществ предлагаемой технологии следует считать ее экологическую значимость, что обусловлено возможностью повышения качества отделяемой от водонефтяных эмульсий подтоварной воды при использовании нанодеэмульгаторов даже в случае высоковязких нефтей (рис. 41). Поскольку проблемы у нефтяных концернов в связи с экологическими требованиями на качество подтоварной воды с каждым годом все более возрастают, разрабатываемая нанотехнология может оказаться приоритетной в системе мер по охране окружающей среды от загрязнения в нефтегазовой промышленности.

Рис. 4. Вид отделившейся из водонефтяной эмульсии воды после ввода: А – нанодеэмульгатора Б –обычного деэмульгатора.

 

Повышение экологической безопасности и снижение аварийности на нефтепромыслах при применении нанодеэмульгаторов будет достигаться также благодаря способности этих реагентов не только разделять водонефтяные эмульсии, но и снижать скорость коррозии стальных трубопроводов. Причем этот эффект может быть даже больше и достигаться при гораздо более низкой концентрации по сравнению с промышленно производимыми ингибиторами коррозии, например, Соннкор-9011, используемого в настоящее время на нефтепромыслах – рис. 5.

Рис. 5. Пример зависимости скорости коррозии стали в минерализованной воде от концентрации в ней: 1 – нанодеэмульгатора; 2 - ингибитора коррозии Соннкор-9011.

 

В таком случае для снижения коррозионной активности подтоварной воды нет необходимости ввода в нее ингибиторов коррозии, достаточно нанодеэмульгатора, который при вводе в эмульсию неизбежно попадает как в нефтяную, так и водную ее фазу.

Таким образом, применение нанодеэмульгаторов позволяет существенно повысить эффективность технологического процесса подготовки нефти, в том числе, высоковязкой, снизить удельный расход деэмульгатора, сократить время подготовки нефти, осуществить низкотемпературное выделение из эмульсии основной массы воды, достигнуть ее более высокого качества и пониженной коррозионной активности.

Рассмотренные свойства нанодеэмульгатора способны обеспечить заметное снижение стоимости подготовки нефти, которое по нашим расчетам по одному месторождению со среднесуточным объемом порядка 10 000 тонн нефти может превышать 20 млн. рублей в год. Учитывая, что таких месторождений только в России, как минимум несколько сотен, экономический эффект от использования нанодеэмульгаторов может превышать несколько миллиардов рублей в год.

Необходимость производства нанодеэмульгаторов становится все более актуальной и в связи с необходимостью подготовки высоковязких нефтей, в которых требуемая степень обезвоживания даже при высоких температурах и повышенных дозировках обычных реагентов не достигается. Поскольку в течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов углеводородного сырья, обусловленная увеличением количества таких нефтей, то востребованность в нанодеэмульгаторах, способных вести эффективную подготовку высоковязких нефтей с каждым годом будет только увеличиваться.

Значимость проекта для инновационной политики определяется тем, что он одновременно относится к трем приоритетным инновационным направлениям России:

1) Энергоэффективность и энергосбережение;

2) Рациональное природопользование и экология;

3) Нанотехнологии.

То, что разработанная в проекте технология повышения эффективности деэмульгаторов является нанотехнологией, а получаемые с ее помощью продукты являются новыми нанопродуктами с особым механизмом принципа действия, подтверждается их полным соответствиям разработанным корпорацией Роснано определениям:

1) К сфере нанотехнологий относятся: «искусственные (синтетические) низкоразмерные объекты – элементы наноструктур и наноматериалов (элементами являются однородные по составу объекты с характерными размерами менее ~0.1 мкм в одном или более измерениях, если их свойства или свойства включающих их материалов (структур) существенно отличаются от свойств более крупных объектов того же состава)».

2) Наноматериалы – полностью или частично состоящие из элементов (1) твердые или жидкие материалы, для которых какие-либо макроскопические свойства определяются размерами и/или взаимным расположением элементов.

Однако в технологическом и научном нано-рубрикаторе Роснано фактически нет как направления, которому соответствовало бы разработанная нанотехнология, так и получаемых с ее помощью новых нанопродуктов. Т.е. разработанная в рамках нашего инновационного проекта нанотехнология является принципиально новой.

Т.о. разработанная в проекте технология позволяет получать универсальные деэмульгаторы нового поколения, не имеющие аналога на мировом рынке, которые являются новыми нанопродуктами с оптимизированным на наноуровне составом и особым «наномеханизмом» принципа действия.

Высокая значимость разработанной нанотехнологии для нефтегазового комплекса и ТЭК определяется возможностью повышения эффективности различных типов композиционных нефтепромысловых реагентов. Т.о. результатом внедрения данной нанотехнологии фактически будет являться повышение научного уровня производства целой отрасли химической промышленности России, а также рост конкурентноспособности ее продукции на мировом рынке.

Статья опубликована в журнале «Энергоэффективность и энергосбережение» в 2012 г.

www.protonoil.ru

Энергоэффективные схемы добычи нефти :: ПВ.РФ Международный промышленный портал

Энергoреcурcocбережение – oдин из cамых cерьезных вызoвoв для рoccийcкoгo прoизвoдителя. Еcли cравнить пoказатели затрат на энергoреcурcы в cебеcтoимocти прoдукции c прoизвoдителями-кoнкурентами на мирoвoм рынке, то практичеcки вcе роccийские производители окажутся в заведомо проигрышной ситуации. Данный вопрос касается не только машиностроения, производства, химической отрасли, но и добычи нефти. Многофакторный анализ затрат на топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) показывает, что в российской нефтедобыче показатели потребления ТЭР на 1 т нефти могут колебаться в 2–3 раза. Ничем не лучше ситуация в нефтепереработке.

Нефть, золото, металлы, еда, пища – это реальные активы. Нефть в России добывают в сложных условиях. Если в Ираке или Саудовской Аравии достаточно пробурить одну неглубокую скважину в песке, к которой легко подъехать на любом внедорожнике, то у нас нефть сосредоточилась в сибирских болотах. Бурить в болоте невозможно, поэтому нефтяники сначала вырубают лес, осушают болото и отсыпают площадку из песка, к которой подводят дорогу и электричество. Чтобы не отсыпать такую площадку для каждой скважины, их объединяют в группы по несколько десятков, а бурят не вертикально вниз, а под наклоном. Есть скважины, до дна которых – 2 км. На Сахалине, например, скважина отходит на 12 км. Бурение происходит под наклоном, чтобы с одной точки охватить как можно большую площадь месторождения. В Западной Сибири глубина скважины достигает 1,5–2,5 км, в Поволжье – 4,5 км и 2–3 км в Восточной Сибири. Вес буровой установки около 1 тыс. т. Огромный электродвигатель двигает вверх-вниз лебедку с гигантским крюком, которая подвешена на самом верху буровой вышки.

На бурение скважины уходит от месяца до года, в зависимости от глубины, геологии, мастерства нефтяной и буровой компаний и т.д. Скважина на своем протяжении не одинакова в диаметре: от 393 мм до 143 мм.

Направления повышения энергоэффективности

Гидродинамическое согласование режимов работы нефтяного пласта и скважин, оптимизация работы наземной инфраструктуры системы сбора и обработки продукции скважин, сокращение давлений при перекачке вод системы ППД от КНС до кустов скважин, согласование режимов работы скважин с учетом их интерференции на участке нефтяной залежи, применение на начальных стадиях разработки систем с естественными режимами работы пластов (на истощение), оптимизация выбора технологий проведения на скважинах ремонтных работ и др. Количественная оценка участия предлагаемых мероприятий в энергосбережении затруднена, т.к. она зависит от условий добычи нефти и газа на каждом предприятии. Оценить значимость мероприятий по снижению потребления электроэнергии в том или ином направлении можно на основе структуры потребления. Основными потребителями электроэнергии на большинстве нефтедобывающих предприятий являются установки ПЭД и ШГН, системы ППД и системы первичной подготовки нефти (ППН).

Потенциал экономии электроэнергии при эксплуатации скважин может достигать 15–20%. Это связано с применением насосных установок с большой потребляемой мощностью, эксплуатацией многих скважин в условиях форсирования отборов жидкости и неудачным выбором технологических режимов скважин. Ситуация с этими вопросами постепенно улучшается.

компания «Татнефть» начала внедрение комплексного решенияОсновные технические и технологические решения по энергосбережению должны выбираться на стадии проектирования нефтегазовых комплексов (НГК) в зависимости от условий эксплуатации и структуры энергопотребления основными потребителями. Опыт внедрения энергосберегающих технологий на Южно-Хыльчуюском НГК. В условиях его эксплуатации основные потребители электроэнергии – динамическое оборудование и система электрообогрева трубопроводов и прочих элементов промысловой инфраструктуры. Комплексный подход к выбору технических и технологических решений на стадии проек-тирования Южно-Хыльчуюского НГК позволил сократить энергопотребление в 2009 г. более чем в 1,5 раза по сравнению с проектными значениями. В частности, в ходе предпроектных проработок были определены основные узлы – потребители электроэнергии. Согласно этому расчету, на динамическое оборудование и систему электрообогрева трубопроводов, технологических емкостей и блок-боксов приходится 82,5% энергопотребления. На основе проведенного анализа в процессе выполнения проекта обустройства были приняты основные технические и технологические решения по энергосбережению. Во-первых, были установлены частотные преобразователи (ПЧ) для регулирования режима работы практически всего динамического оборудования, используемого на нефтегазовом комплексе при добыче, подготовке и транспорте нефти и воды, закачке воды в пласт и т.д. Во-вторых, для теплоизоляции трубопроводов было решено использовать покрытия с низкой теплопроводностью и эффективные системы их обогрева (СКИН-системы). В системе ППД решили применять технологию внутрикустовой закачки воды, добываемой водозаборными скважинами. И, наконец, была поставлена задача добиваться максимально возможного использования тепловой энергии котлов-утилизаторов энергоцентра (горячая вода) для обогрева жилых, производственных помещений и в технологических процессах.

В 2011 г. компания «Татнефть» начала внедрение комплексного решения для добычи и сбора нефти на основе энергосберегающих технологий. Апробация энергоэффективной схемы добычи проходит на базе нефтегазодобывающего управления Ямашнефти в Татарстане.

Ямашнефть реализует такие энергоэффективные методы, как применение технологий одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) на нагнетательных и добывающих скважинах, внедрение многофазных насосов, закачка полимеров различных модификаций, использование попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии и подготовки нефти, эксплуатация скважин насосами с цепными приводами и др.

Нефтяной компанией созданы образцы оборудования, позволяющего сократить энергозатраты при нефтедобыче на 18–20%. Сегодня в арсенале Татнефти около 15 видов энергоэффективных решений.

Подобные проекты могут быть широко применены на других нефтегазовых объектах Российской Федерации. Татнефть может стать общероссийским полигоном по отработке энергосберегающих технологий для всей отрасли РФ.

Екатерина Борисова

promvest.info

Практическая конференция «Энергоэффективная добыча нефти

Программа конференции ПРОГРАММА КОНФЕРЕНЦИИ

 ПЕРВЫЙ ДЕНЬ (8 июня 2017 г.)

8.30 - 9.00  --   Регистрация, кофе

Сессия 1

9.00 - 9.40  --  Комплексная программа реализации энергоэффективности в ПАО «Газпром нефть»

Капаев Сергей Александрович, начальник управления энергоэффективности и энергосбережения ПАО "Газпром нефть"

9.40 - 10.20  --  Реализация энергоэффективных мероприятий в ПАО «ЛУКОЙЛ»

Марданшин Альфир Наилевич, менеджер управления обеспечения добычи нефти и производства сервисных работ департамента обеспечения добычи нефти и газа ПАО «ЛУКОЙЛ»

10.20 - 11.00  --  Повышение энергоэффективности добычи нефти в ОАО «Томскнефть ВНК»

Соловьев Федор Александрович, начальник сектора эксплуатации механизированного фонда ОАО «Томскнефть ВНК»

11.00 - 11.30  --  Перерыв на кофе

Сессия 2

11.30 - 12.00  --   Комплексный подход к энергоэффективности по направлению «Механизированная добыча» в ООО «Газпромнефть-Хантос»

Фархутдинов Ильдус Тагирович, ведущий инженер технологического отдела по работе внутрискважинного оборудования УДНГ ООО «Газпромнефть-Хантос»

12.00 - 12.30 --  Анализ энергоэффективности скважин на основе данных технологического режима

Черепанов Андрей Викторович, руководитель группы по повышению энергоэффективности и энергосбережению АО «Самаранефтегаз»

Уланов Владислав Викторович, ведущий инженер отдела энергосбережения и энергоэффективности ООО «СамараНИПИнефть»

12.30 – 13.00  --  Героторные насосы для механизированной добычи нефти - мифы и

реальность

Пятов Иван Соломонович, председатель Совета директоров ООО «РЕАМ-РТИ»

Донченко Алексей Михайлович, главный конструктор героторных погружных насосов ООО «РЕАМ-РТИ»

Глебов Сергей Федорович, заместитель генерального директора по новым технологиям и технике ООО «РЕАМ-РТИ»

13.00 - 14.00  --  Обед

Сессия 3

14.00 - 14.30 --  Работа энергоэффективного оборудования «Новомет» на повышенных оборотах

Невоструев Владислав Александрович, инженер аналитического отдела ООО «Новомет-Сервис»

14.30 - 15.00  --  Реализации комплексных инжиниринговых проектов по повышению энергоэффективности на объектах ПАО «Татнефть»

Мухортов Иван Сергеевич, начальник Центра инновационных технологий ООО «Таграс-ЭнергоСервис»

15.00 - 15.30  --  Программный комплекс по автоматическому учету и управлению УРЭ на механизированном фонде «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»

Сафонов Виктор Николаевич, ведущий инженер-аналитик по добыче нефти Компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»

15.30 - 16.00  --  Перерыв на кофе

16.00 - 17.30  --  Круглый стол «Акутуализация перечня объектов и технологий высокой энергетической эффективности (Постановление Правительства РФ №600 от 17.06.2015)»

17.30 - 19.00  --  Подведение итогов первого дня Конференции

ВТОРОЙ ДЕНЬ (9 июня 2017 г.) 09.30 - 10.00  --   Утренний кофе

Сессия 4

10.00 - 10.30  --  Рейтинг интеллектуальных станций управления для скважин с УШГН Вешняков Алексей Сергеевич, руководитель группы по повышению энергоэффективности и энергосбережению ОАО «Удмуртнефть»

10.30 - 11.00  --   Погружной электродвигатель с повышенным коэффициентом мощности Гарифуллин Роберт Иршатович, начальник отдела оптимизации потребления энергоресурсов и сырья Инженерного центра ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

11.00 - 11.30  --  Внедрение энергоэффективных установок LX в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» Сафонов Виктор Николаевич, ведущий инженер-аналитик по добыче нефти нефти Компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»

11.30 – 11.45 --  Перерыв на кофе

Сессия 5

11.45 - 12.15  --   Экономическая оценка внедрения энергосберегающих технологий и оборудования Калинников Владимир Николаевич, инженер-технолог группы ПРС, ГТМ ГТЦ НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

12.15 - 12.45 --  Опыт внедрения энергосберегающего ЭПО в ООО «Башнефть-Полюс» Бумин Дмитрий Николаевич, ведущий инженер производственно-технического отдела управления добычи нефти и газа ООО «Башнефть-Полюс»

12.45 - 13.00  --   Подведение итогов Конференции, формирование Протокола

13.00 - 14.00  --   Обед

14.00 - 16.00  --  Мастер-класс «Оценка эффективности системы погружной электродвигатель - кабель» Гинзбург Матвей Яковлевич, Почетный член Экспертного совета по механизированной добыче нефти Григорян Евгений Ервандович, секретарь Экспертного совета по механизированной добыче нефти

www.ngv.ru

Повышение энергоэффективности трубопроводной системы в случае горячей перекачки высоковязких нефтей



Статья посвящена вопросам обоснования решения задачи о повышении энергоэффективности системы «трубопровод — насосная станция» в случае горячей перекачки нефти, дана оценка трубопроводной системы Казахстана, перекачивающих высоковязкие нефти. Авторы предлагают в качестве решения такой задачи — составление математической модели, учитывающую изменение характеристик центробежных насосов, что позволит выполнить поиск совокупности параметров, обеспечивающих энергоэффективный режим транспорта высоковязкой нефти по «горячему» трубопроводу.

Ключевые слова: нефтепровод, высоковязкая нефть, совмещенная характеристика, температура подогрева нефти, изменение характеристик центробежных насосов

Казахстан обладает большими подтвержденными запасами нефти и газа. Для транспортировки углеводородов в республике используется около 10715 км нефте- и газопроводов. Перед страной сегодня стоит ряд нерешенных проблем, связанных с поставкой нефти на внутренний и международный рынки. Проблемы, касающиеся внутреннего рынка, заключаются в том, что основная часть запасов и основные объемы добычи нефти находятся на западе, в то время как ее потребители (крупные города и промышленные центры) находятся на юго-востоке и индустриальном севере. Как следствие советской экономической системы, добываемая на западе нефть транспортируется через Россию транзитом на мировые рынки, а внутренняя потребность на востоке восполняется путем импорта из Сибири. Большинство из существующих трубопроводов были построены несколько десятков лет назад и предназначались для осуществления целей бывшего Советского Союза, а не Казахстана как независимого государства.

В настоящее время по трубопроводной системе транспортируется более 80 % всей добываемой в республике нефти. Разветвленная сеть трубопроводов проходит по территории восьми областей Казахстана. Это основные нефтяные маршруты: Узень — Атырау — Самара, Каламкас — Каражанбас — Актау, Жанажол — Кенкияк — Орск, Омск — Павлодар — Шымкент — Чарджоу.

Первый в мире уникальный трансконтинентальный горячий нефтепровод Узень — Атырау — Самара протяженностью 1500 км был построен в 1968–1970 гг. [1, с. 164]. Высоковязкая парафинистая нефть Мангистау, застывающая при температуре (+30)–(+35) °С, поставила инженерную и научную задачу применять при ее транспортировке попутный огневой подогрев [1]. Специальные печи подогрева устанавливались каждые 80–100 км, что позволяло транспортировать нефть даже в холодное время года без добавления разбавителей. Всего было установлено 6 станций подогрева нефти в пунктах Сай-Утес, Опорная, Карманово, Антоново, Сахарный и Барановка.

На сегодняшний день наиболее распространенным видом транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти является трубопроводный транспорт. Железнодорожный и морской способ транспортировки применяется значительно реже, обусловленных наличием технологических ограничений, связанных с высокой температурой застывания нефти и необходимостью применения усиленной изоляции или подогрева технологических емкостей.

Осложнения при трубопроводном транспорте высоковязкой и высокозастывающей нефти связаны с существенной зависимостью вязкости от температуры. Вместе с тем, при некоторых температурах возможно выпадение твердых фракций, а также застывание нефти в трубопроводе, приводящее к полной остановке перекачки и значительным затратам на ее возобновление.

Перекачка нефтей при высоких температурах подчиняется законам Ньютона и соответственно являются ньютоновскими жидкостями, при перекачке которых коэффициент динамической вязкости не зависит от характеристик движения. С понижением температуры у нефти ряда месторождений проявляются свойства вязкопластичности [1]. К месторождениям, нефть которых проявляет похожие аномальные свойства, можно отнести следующие: Узень, Жетыбай, Тенгиз, Кумколь, Карачаганак, Мангышлак.

Из-за значительного различия в составах и свойствах сырой нефти вышеперечисленных месторождений трудно дать конкретные рекомендации по созданию и выбору реологической модели, которая была бы целесообразной для широкой группы углеводородов. Только на основе исследования реологических свойств конкретных типов нефти можно получить ее характеристики, необходимые для инженерных расчетов [2].

На территории Республики Казахстан действует ряд неизотермических магистральных трубопроводов, перекачивающих высоковязкие и высокозастывающие нефти. На таких нефтепроводах применяются различные технологии перекачки — например, на нефтепроводе Кумколь-Каракоин-Шымкет для улучшения реологических свойств применяются депрессорные присадки, а на нефтепроводе Узень-Атырау-Самара используются печи для нагрева нефти, осуществляющие технологию «горячей» перекачки.

В зимнее время, особенно в периоды аномальных заморозков, температура в нефтепроводе может значительно снижаться. Такая ситуация может привести к значительному увеличению гидравлического сопротивления, остановке перекачки и «застыванию» трубопровода.

В таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин, перекачка по которому зимой останавливается на 2–3 месяца, несмотря на добавление депрессорных присадок, позволяющих повысить транспортабельность перекачиваемой нефти.

Магистральный нефтепровод Узень-Атырау-Самара в зимний период времени работает на пределе возможностей, поскольку модернизация парка насосно-силового оборудования, проводимая с целью увеличения напора и производительности перекачки, ограничена предельным напором самого трубопровода.

Условно к высоковязким нефтям можно отнести нефти с вязкостью более 2 Ст, а к высокозастывающим с температурой застывания tз > 0°С. Для перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей применяются методы, предусматривающие специальные технологии, основанные на этих особенностях (рис. 1). Основным методом транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей является транспорт нефти с подогревом — «горячая» перекачка нефти. Особенностью работы «горячего» нефтепровода является переменная температура по длине участка между тепловыми станциями. Температура нефти в трубе меняется вследствие теплообмена с окружающей средой и попутным подогревом за счет тепла трения потока и скрытой теплоты кристаллизации потока.

Необходимо отметить, что тепловой расчет «горячего» нефтепровода довольно сложен, зависящий от многих факторов эксплуатации трубопровода, от реологических свойств нефти. Вследствие чего в процессе эксплуатации нефтепровода приходится в оперативном порядке корректировать технологический процесс перекачки нефти и регулировать тепловой режим работы нефтепровода.

Рис. 1. Классификация методов перекачки высоковязкой нефти

Оптимизировать систему «трубопровод — насосная станция» с целью исследования процесса увеличения энергоэффективности транспорта нефти с подогревом представляет актуальную научно-техническую задачу. Решая такого рода задачу, следует выделить критерий оптимальности. В зависимости от решаемой технико-экономической задачи определяется выбор того или иного критерия оптимальности.

Принято разделять критерии оптимальности на две группы [2]:

1) гидродинамические;

2) технико-экономические.

К гидродинамическим относят критерии оптимальности, связанные с минимумом потерь на трение, максимальной производительностью трубопровода, минимумом затрат мощности на перекачку и т. д.

К технико-экономическим относят критерии, предполагающие организацию транспорта нефти с минимальными стоимостными затратами на перекачку или с максимальной выгодой, полученной от перекачки нефти.

Критерий оптимальности следует выбирать в зависимости от сложившихся условий перекачки, от требований, возникших в процессе эксплуатации трубопроводов, от технологических ограничений перекачки нефти [2].

В том случае, когда проводится перекачка с подогревом, в качестве критерия оптимальности принято использовать минимум общих эксплуатационных затрат на перекачку и подогрев [3]:

. (1)

В качестве критериев оптимальности также могут быть использованы:

‒ максимальное КПД теплового оборудования:

‒ максимальное КПД насосного оборудования: .

‒ минимум затрат на работу насосного оборудования:

. (2)

В настоящее время расчеты оптимизации «горячей» перекачки ведутся при фиксированном расходе (обобщенный принцип Яблонского), что невозможно на практике при использовании центробежных насосов и регулировании температуры перекачиваемой нефти [4, 5]. Рассматривая систему «трубопровод — насосная станция», рабочая точка будет определяться исходя из уравнения баланса напоров. Так как гидравлические характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции зависят от начальной температуры подогрева нефти, рабочая точка будет изменять свое положение на графике при изменении начальной температуры подогрева (рисунок 2).

Рис. 2. Совмещенная характеристика «трубопровод — насосная станция»

Таким образом, для решения задачи о повышении энергоэффективности системы «трубопровод — насосная станция» в случае горячей перекачки необходимо составить математическую модель учитывающую изменение характеристик центробежных насосов, а затем провести поиск оптимальных параметров, обеспечивающих энергоэффективный режим транспорта высоковязкой нефти по «горячему» трубопроводу.

Литература:
  1. Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. — Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. — 658 с.
  2. Марон В. И. Гидродинамика и однофазных и многофазных потоков в трубопроводе: учебное пособие / В. И. Марон. — М.: МАКС Пресс, 2009. — 344 с.
  3. Гаррис Н. А. Расчет эксплуатационных режимов магистральных неизотермических нефтепродуктопроводов с применением динамических характеристик [Электронный ресурс] / Н. А. Гаррис, Ю. О. Гаррис // Нефтегазовое дело. — 2003. — № 2. — Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/ Garris/Garris_3.pdf.
  4. Пшенин В. В. Выбор оптимальной температуры подогрева при «горячей» перекачке нефти и нефтепродуктов / В. И. Климко, В. В. Пшенин // ГИАБ. — 2013. — № 8. — с. 338–342.
  5. Пшенин В. В. Критериальные уравнения для числа Нуссельта при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов с использованием подогрева / В. И. Климко, В. В. Пшенин // Трубопроводный транспорт: теория и практика. — 2013. — № 3. — с. 36–37.

Основные термины (генерируются автоматически): насосная станция, критерий оптимальности, высоковязкая нефть, нефть, изменение характеристик, Казахстан, математическая модель, насосное оборудование, трубопроводный транспорт, энергоэффективный режим транспорта.

moluch.ru

Первая практическая Конференция «ДОБЫЧА НЕФТИ: ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ»

Программа конференции

ПРОГРАММА КОНФЕРЕНЦИИ

ПЕРВЫЙ ДЕНЬ (2 октября 2014 г.)

09.00 - 09.30 - Регистрация участников, кофе

09:30 – 11:30     Сессия 1 - «Реализация программ энергоэффективности»

  • Система мониторинга и оптимизации энергопотребления механизированной добычи нефти. Ивановский Владимир Николаевич, заведующий кафедрой, профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н. Сабиров Альберт Азгарович, заведующий лабораторией РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина
  • Повышение энергоэффективности в ОАО «НК Роснефть». Критерии энергоэффективности при закупе оборудования. Зуев Алексей Сергеевич, начальник управления энергоэффективности и энергосбережения ОАО «НК «Роснефть»
  • Комплексный подход и повышение энергоэффективности механизированного фонда скважин ООО «Газпромнефть-Хантос». Лутфуллин Р.Р., ведущий инженер ТОРВО ООО «Газпромнефть – Хантос»
  • Мониторинг и контроль энергоэффективности насосного оборудования в АНК «Башнефть». Валиахметов Рустам Илдарович, руководитель сектора механизированной добычи отдела проектирования и оптимизации добычи ООО «БашНИПИнефть»
11.30 - 11.40 - Перерыв на кофе
11:40 – 13:00      Сессия 2 - «Реализация программ энергоэффективности»
  • Выполнение программы энергосбережения по направлению «Механизированная добыча» в ООО «РН-Пурнефтегаз». Антонов Александр Александрович, ведущий специалист отдела по работе с механизированным фондом скважин Управления добычи нефти, газа и газового конденсата ООО «РН-Пурнефтегаз»
  • Опыт и аспекты эксплуатации энергоэффективного оборудования в ОАО «Сургутнефтегаз». Фазлетдинов Марат Рафаилович, заместитель начальника Сургутской ЦБПО ЭПУ по качеству
  • Системный подход и направление в повышении энергоэффективности процесса добычи нефти. Музычук Павел Стефанович, ведущий инженер ТОРВО Управление добычи нефти и газа ООО «Газпромнефть - Восток»
13.00 - 14.00 - Обед
14.00 - 15.30     Сессия 3 - «Новые энергоэффективные технологии и оборудование»
  • Рациональное использование существующей инфраструктуры нефтяных промыслов для утилизации попутного газа. Дроздов Александр Николаевич, РГУ нефти и газа им. Губкина, кафедра РиЭНМ, д.т.н., профессор
  • Выполнение программы энергосбережения по направлению «Механизированная добыча» в ОАО «Самаранефтегаз». Клишин А.Г., ведущий инженер ОРМФ Управления добычи нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз».
  • Эксплуатация скважин в режиме ПЭС в НГДУ «Альметьевнефть». Хазипов Фарид Раисович, ведущий инженер технологического отдела добычи нефти и газа НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть».
15.30 - 16.00 - Перерыв на кофе
16.00 - 18.00   Круглый стол с представителями Минэкономразвития, Минэнерго, Минфина и Ростехрегулирования на тему «Как сделать принятые постановления по вопросу стимулирования использования и создания энергоэффективной техники добычи нефти работающими».
18.00 - 19.00 Подведение итогов первого дня Конференции

ВТОРОЙ ДЕНЬ (3 октября 2014 г.)

09.30 - 10.00 - Утренний кофе
10.00 - 11.20     Сессия 4 - «Новые энергоэффективные технологии и оборудование»
  • КЭС - один из наиболее энергоэффективных способов добычи нефти. Кузьмичев Николай Петрович, директор ООО «Нефть 21 век»
  • НГН двойного действия как альтернатива УЭЦН – первые результаты, перспективы применения как энергосберегающей технологии. Вешняков Алексей Сергеевич, руководитель ГУП ОАО «Удмуртнефть»
11.20 - 11.40 - Перерыв на кофе

11.40 - 13.00     Сессия 5 - «Сокращение энергозатрат в системах подготовки нефти и ППД»

  • Эксплуатация энергоэффективных насосов объемного действия по системе ППД ОАО «Татнефть». Ксенофонтов Денис Валентинович, заместитель главного инженера по производству НГДУ «Елховнефть» ОАО «Татнефть»
  • Результаты внедрения высоконапорных насосов Sulzer в ТПП «Покачевнефтегаз». Баязов Дмитрий Юрьевич, главный механик ТПП «Покачевнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
  • Оценка внедрения винтовых насосов объемного действия в системе промыслового сбора и транспорта нефти по НГДУ «Ямашнефть». Филькин Петр Валерьевич, начальник ТОДН ОАО «Татнефть» НГДУ «Ямашнефть». Нургалиев Азат Альбертович, начальник ЦДНГ - 2 ОАО «Татнефть» НГДУ «Ямашнефть»
13.00 - 14.00 - Обед
14.00 - 16.00    Сессия 6 - «Новые энергоэффективные технологии и оборудование»
  • О деятельности Фонда «Сколково» в нефтегазовом секторе Зайдуллин Марат Гатуфович, руководитель нефтегазового направления кластера энергоэффективных технологий фонда Сколково
  • Пример реализации инновационного проекта в области механизированной добычи при поддержке Фонда «Сколково». Кузнецов Андрей Леонидович, директор ООО «РЭНК»
  • Энергоэффективные технологии: от подбора оборудования до интеллектуального управления Золотарёв Иван Владимирович, начальник группы математического моделирования ЗАО «Новомет-Пермь»
16.00 - 17.00 Подведение итогов Конференции, формирование Протокола

www.ngv.ru

Энергоэффективность как метод снижения себестоимости добычи нефти

С 13 по 14 марта в городе Нижневартовск прошла 7-ая Ежегодная производственно-техническая конференция «Поддержание пластового давления 2018 (ППД-2018). Управление заводнением, повышение энергоэффективности и оптимизация систем ППД».

В мероприятии приняли участие более 50 участников, среди которых специалисты производственных отделов поддержания пластового давления – ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «РН-Уватнефтегаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть», НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть», ООО «Башнефть-Добыча», ООО «Иркутская нефтяная компания»; были представители науки – ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», «КогалымНИПИнефть», «СамараНИПИнефть», «Газпромнефть НТЦ» и сотрудники сервисных компаний – ГК «Система-Сервис», АО «НОВОМЕТ-Пермь», ООО «Купер», ПАО «ТМК» и др.В ходе конференции участники обменивались опытом, знакомились с новым оборудованием и обсуждали современные технологии в системе ППД, а также на повестку дня были вынесены проблемные вопросы, такие как – оптимизация системы ППД на поздних стадиях разработки, мониторинг энергоэффективности систем ППД, оперативное управление заводнением, центробежные и объемные насосы для поддержания пластового давления: плюсы и минусы, причины низкой эффективности системы ППД на некоторых месторождениях и др.ГК Система Сервис

В рамках программы мероприятия с докладом «Повышение энергоэффективности насосного оборудования, применяемого в системе ППД ПАО «Татнефть» выступил заместитель начальника отдела ОП, ПБ и ОТ по ППД ООО «Сервис НПО» Олег Данилов.

«Одним из возможных путей повышения КПД насосов ЦНС является использование энергоэффективных ступеней насоса. Достижение высокого КПД в основном происходит за счет повышения гидравлического КПД (оптимизации формы лопаток рабочих органов и их шероховатости). Ступень разработана на основании имеющихся энергоэффективных ступеней насосов ЦНС, высокий КПД которых был подтвержден на местах эксплуатации.

Также высокий КПД обеспечивается за счет высокой стойкости деталей проточной части к износу и коррозии, а именно: материал проточной части дуплексная аустенитно-мартен-ситная сталь, обеспечивающая повышенный ресурс и минимальное падение КПД. Благодаря чему падение КПД достигает: не более 0,8% в год при загрузке оборудования 0,36.ГК Система Сервис

С целью снижения затрат на потребление электроэнергии наше предприятие предлагает услуги по изготовлению горизонтальных насосных установок.

Специалистами нашего предприятия налажен выпуск одноствольных и двухствольных ГНУ с расходом перекачиваемой жидкости от 350 до 1500 м3 куб/сут и напором от 800 до 2100 м. Стоит отметить, что в среднем, КПД насосного агрегата ГНУ, выше чем у насоса ЦНС, аналогичной производительности, от 9 до 19 %» – рассказал в своем докладе Олег Данилов.

Помимо этого, в докладе был освещен опыт обслуживания ГК «Система-Сервис» насосных агрегатов объемного действия (СИН, КАМАТ, WEPUKO, УНГ и т.д.) основными преимуществам которых являются высокий КПД насоса и агрегата в целом, и, как следствие, низкое энергопотребление. Также проведена презентация трехплунжерных насосных агрегатов объемного типа действия АНП и ПДНА, которые были разработаны и изготовляются силами специалистов ГК «Система-Сервис» .

Участие в конференциях – это не только имиджевая составляющая компании, это – неотъемлемая часть организации научного познания, которая дает возможность быть в курсе актуальных научных и практических проблем.

СПРАВКА

В структуре используемых ресурсов на добычу нефти наиболее весомыми являются затраты на электроэнергию. В общей величине потребления электроэнергии технологическими процессами ПАО «Татнефть», порядка 33 % приходится на закачку воды в пласт, поэтому вопрос уменьшения электропотребления в системе ППД является важным резервом снижения себестоимости добычи. Основными потребителями электроэнергии в системе ППД, являются насосные агрегаты ЦНС, оснащенные синхронными электродвигателями большой мощности. 54% парка находящихся в эксплуатации электродвигателей составляют синхронные электродвигатели СТД, СТДМ мощностью от 630 до 1600 кВт.

glavteh.ru

Энергоэффективность в разведке и добыче – Энергоэффективность – Устойчивое развитие – Годовой отчет ОАО «Газпром нефть» за 2014 г.

Энергоэффективность в разведке и добыче – Энергоэффективность – Устойчивое развитие – Годовой отчет ОАО «Газпром нефть» за 2014 г.

[zebra:content.corrections in /local/components/zebra/content.corrections]

Наверх

Значительную часть операционных расходов нефтедобывающих предприятий составляют расходы на электроэнергию. Поэтому эффективное использование энергии и оптимизация затрат являются одной из приоритетных задач предприятий Блока разведки и добычи. Энергосберегающие мероприятия предприятий Блока разведки и добычи направлены на снижение доли энергетической составляющей в общих затратах на выпуск единицы продукции.

0,2 % Снижение удельного расхода электроэнергии на предприятиях Блока разведки и добычи в 2014 г.

Ключевым показателем энергоэффективности на предприятиях Блока разведки и добычи является удельный расход электроэнергии на добычу жидких углеводородов. В 2012–2014 гг. наблюдается положительная динамика снижения удельного расхода электроэнергии на предприятиях Блока разведки и добычи. В 2014 г. снижение составило 0,2 % от уровня 2013 г.

В 2014 г. было реализовано более 70 Энергосберегающих мероприятий. В число наиболее значимых из них вошли:

  • импортозамещение установок электроцентробежных насосов;
  • внедрение вентильных электродвигателей;
  • оптимизация режимов работы погружного оборудования;
  • оптимизация работы насосов на кустовых и дожимных насосных станциях, установках предварительного сброса воды;
  • вывод из работы нерентабельного фонда скважин;
  • снижение потерь электроэнергии в сетях.

Удельный расход электроэнергии на добычу жидких углеводородов по Блоку разведки и добычи, кВт·ч/т
Приобретенная энергия: Блок разведки и добычи нефти Энергетические ресурсы, поставляемые на основании договоров поставки (купли-продажи) Единицы измерения 2010 2011 2012 2013 2014
Закупленная электроэнергия (за вычетом переданной на сторону) тыс. МВт·ч 4 886,4 4 578,0 4 902,2 5 179,8 5 183,4
Закупленная тепловая энергия (за вычетом переданной на сторону) ГДж 111 738 85 913 122 059 132 406 129 902

ar2014.gazprom-neft.ru


Смотрите также