Энергосберегающие технологии в нефтяной промышленности

Текст научной статьи
на тему «Энергосберегающие технологии в нефтяной промышленности»

Ш.Ф. Тахаутдинов, Е.П. Жеребцов (ОАО “Татнефть”), А.Т. Панарин (НГДУ “Альметьевнефть”), И.Ф.Калачев (НПО “ЗНОК и ППД”)

Sh.F.Tahautdinov, E.P.Jerebtsov, A.T.Panarin (Oil Producing Enterprise “Almetievneft”), I.F.Kalachev (Scientific Industrial Association “ZNOK and PPD”)

Энергосберегающие технологии в нефтяной промышленности

Energy-saving technologies in oil industry

It is noted, that starting from 1986 a conversion to dynamic development regime, based on energy-saving technology, has been realized. Main features of this technology are reviewed. Principal advantages of its application on the fields at the late stage of development are presented.

рактика эксплуатации нефтяных месторождений с применением заводнения сопряжена с отбором значительных объемов попутно извлекаемой воды, особенно на поздней стадии разработки. Ожидаемые водонефтяные факторы (ВНФ) по большинству крупных объектов разработки в нашей стране и за рубежом составят, по данным В.Н. Щелкачева, не менее 6,5 -7,5. Извлечение огромных объемов воды требует адекватных эксплуатационных затрат. Кроме того, сточные воды, как правило, обладают сильной коррозионной активностью и при порывах трубопроводов наносят непоправимый ущерб окружающей среде.

Совершенствованием технологии заводнения можно существенно снизить количество попутно добываемой воды при одновременном увеличении запланированных коэффициентов извлечения нефти (КИН).

В результате промысловых экспериментов установлены закономерности изменения фильтрационных параметров пластов в зависимости от направления движения жидкости в системе пласт -скважина и пластового давления.

При поддержании пластового давления на уровне начального (оптимального), непревышении критической депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды обеспечивается равномерная выработка пласта по толщине с минимальной обводненностью. Кроме того, снижаются энергетические затраты на

добычу жидкости и закачку воды в системе ППД, скорость охлаждения продуктивных пластов, что способствует увеличению КИН на 5 – 10 пунктов.

До 1985 г. по всем объектам разработки НГДУ “Альметьевнефть” наблюдалось неуклонное наращивание объемов жидкости и закачки при ежегодном росте обводненности на 2 – 3 % и темпах падения добычи нефти на 10 – 12 %/год. С 1986 г. осуществлен переход к динамическому режиму разработки на базе энергосберегающей технологии, основными элементами которой являются:

• оптимизация плотности сетки с доведением размера элементарных ячеек до оптимальных для разных групп коллекторов;

• снижение отбора жидкости и объемов закачки воды для уменьшения тем-

пов охлаждения пластов путем остановки предельно обводненного фонда и проведения водоизоляционных работ;

• увеличение числа осваиваемых под закачку скважин с целью более равномерного распределения по площади пластового давления и вовлечения в разработку слабодренируемых запасов;

• уменьшение депрессии и репрессии на пласт для обеспечения более полной выработки пластов по толщине;

• модернизация системы ППД.

За 12 лет добыча жидкости по НГДУ “Альметьевнефть” снизилась с 52,4 млн. до 19,0 млн. т (в 2,75 раза), закачка – с 59,8 млн. до 20,7 млн. м3 (в 2,9 раза), в том числе пресной воды – с 26 млн. до 5,4 млн. м3 (в 4,8 раза). Обводненность уменьшилась с 85,2 до 80,2 % при отборе нефти за этот период 8,8 % НИЗ (рис.1).

8 50000 О

Рис. 1. Динамика добычи нефти 0н, добычи жидкости Qж, закачки воды Qзак и обводненности В по НГДУ “Альметьевнефть”

– 1000 г^

150 Т т м

го” 125 й

Рис. 2. Динамика общего потребления Эобщ и удельных затрат электроэнергии УЗЭ на добычу 1 т нефти

Темпы падения добычи нефти при этом снижены более чем в 2 раза, а в последние годы наблюдается даже ее рост.

Уменьшение давления нагнетания с 1416 до 10 МПа снизило затраты электроэнергии на закачку воды, а уменьшение обводненности – удельный объем закачки воды на добычу 1 т нефти. Если в 1985 г. на добычу 1 т нефти закачивалось 7,7 м3 воды, то в 1997 г. – 5,5 м3. Суммарное потребление электроэнергии сокращено с 1019 млн. до 478 млн. кВт-ч. Удельные затраты электроэнергии на добычу 1 т нефти в течение этого периода оставались на одном уровне или снижались, хотя до 1985 г. росли на 10 – 12 % ежегодно (рис. 2).

За 12 лет внедрения новой технологии снижение отбора попутно добываемой воды составило 250,75 млн. м3, закачки пресной воды – 205,29 млн. м3, сточной воды – 132,62 млн. м3, потребления электроэнергии – 4295,115 млн. кВт-ч.

Модернизация системы ППД включает:

1) применение более совершенных коррозионно-стойких покрытий поверхности оборудования и трубопроводов;

2) сокращение коммуникации системы ППД с применением насосов малой подачи (НМП) индивидуальной и групповой закачки пресной, а также сточной вод с организацией предварительного сброса попутно добываемой воды, ее очистки и закачки в ближайшие нагнетательные скважины;

3) внедрение совершенных технических средств для учета закачки воды по каждой скважине и объектам разработки.

Покрытие для оборудования и трубопроводов – это, с одной стороны, надежный физический барьер для проникнове-

ния к металлической поверхности агрессивной среды, с другой стороны, оно обеспечивает пассивность самого металла, смещая электродный потенциал в положительную сторону и исключает перенос продуктов коррозии в транспортируемую жидкость, уменьшает гидравлические потери (рис. 3). Из рис. 3 видно, что у трубопроводов без внутреннего антикоррозионного покрытия гидравлические потери растут с увеличением срока эксплуатации, у труб с защитными покрытиями их роста не происходит.

За последние 10 лет было сооружено трубопроводов 10,8 тыс. км из металло-пластмассовых труб, на которых сэкономлено более 6600 млн. кВт-ч электроэнергии только за счет уменьшения гидравлических потерь.

По оценкам, в добыче нефти возможно снижение энергозатрат (топливно-энергетических ресурсов) на 18 – 22 % при повышении к.п.д. насосного оборудования до 80 – 85 %, оптимальном подборе (согласовании) режимов работы насосного оборудования с режимом притока продукции на забой и режимов закачки воды в нагнетательные скважины в сис-

* / / /

3 4 5 6 7″

Рис. 3. Зависимость гидравлических потерь Ар от времени эксплуатации Т стальных труб без внутреннего покрытия (1); металлопластмас-совых и гибких труб (2); труб с эпоксидными и полимерными покрытиями (3) (трубопровод 114х9, длина 1000 м)

темах ППД. Затраты электроэнергии в себестоимости на добычу нефти в настоящее время составляют около 12 %. Внедрение высокоэффективных энергосберегающих технологий и оборудования, особенно насосного, позволит снизить себестоимость добычи нефти только за счет энергосбережения до 8 – 10 %, увеличить добычу и конечный КИН на 3 – 5 %, что даст ощутимый эффект нефтедобывающим предприятиям.

В этой связи в условиях необходимости извлечения остаточных запасов и разработки малопродуктивных пластов использование в системах ППД высокоэффективных и высоконадежных НМП значительно повысит эффективность эксплуатации месторождений.

На нефтяных месторождениях ОАО “Татнефть” широко применяются центробежные насосы ЦНС-180 подачей 4320 м3/сут, которые привычны и удобны в эксплуатации. Однако кроме более низкого к.п.д. и более высокого расхода электроэнергии у них есть другие недостатки.

Так, если на центральных более продуктивных площадях месторождения подача одного такого насоса соответствует продуктивности 10 – 15 нагнетательных скважин, то на периферийных малопродуктивных площадях – продуктивности 30 – 45 нагнетательных скважин. При этом значительно возрастает протяженность высоконапорных водоводов, снижаются надежность системы и управляемость процессом. В такой ситуации обнаруживается явное технологическое преимущество НМП. Они будут ближе к нагнетательным скважинам, что позволит обеспечить сокращение в системах ППД высоконапорных протяженных водоводов и переход на низконапорную распределенную сеть. Это даст возможность повысить надежность, экологическую безопасность систем ППД и уменьшить убытки от порывов водоводов. Каждый насос будет обслуживать 3 – 5 нагнетательных скважин, и в соответствии с геолого-технологической обстановкой можно осуществлять дифференцированное воздействие на нефтяные пласты. Особая область применения НМП – это малопродуктивные нефтяные месторождения, эксплуатационные объекты, площади, участки и зоны.

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8

Рис. 4. Зависимость стоимости 1 м3 закачки от коэффициента эксплуатации насоса с подачей до 300 (а), 300-600 (б), 600-1200 (в) и 1200-2400 м3/сут (г):

а: 1 – 540 GN 1600 (Q=208 м3/сут); 2 – УЭЦНГ 250-150 (0=191 м3/сут); 3 – АНТ-90 (Q=230 м3/сут); б: 1 – 540 GN 3200 (0=389 м3/сут); 2 – ГНУ “REDA” 500/20 (0=466 м3/сут); 3 – АНТ-150 (0=456 м3/сут); 4 – 65 PCN 3-90-70-200 (Q = 427 м3/сут);

в: 1 – 675 JN 7500 (0=1228 м3/сут); 2 – 65 PCN 3-90-90-125 (0=711 м3/сут); 3 – ГНУ “REDA” 1000/15 (Q=1099 м3/сут); 4 – ГНУ “REDA” 1000/20 (Q=921 м3/сут);

г: 1 – ГНУ “REDA” 1500/15 (0=1515 м3/сут); 2 – ГНУ “REDA” 1500/20 (0=1717 м3/сут); 3 – ЦНС-63 (0=1656 м3/сут); 4 – ПЭ-90/180 (0=2995 м3/сут)

С этой целью в ОАО “Татнефть” ведется поиск наиболее высокоэффективных и высоконадежных насосов подачей до 2000 м3/сут для систем ППД. Ежегодная потребность ОАО “Татнефть” в таких насосах составляет более 200.

На насосных станциях систем ППД, начиная с конца 1994 г., эксплуатируются НМП как отечественных изготовителей, так и ведущих зарубежных фирм -это горизонтальные центробежные электронасосные установки (ГЭЦН) 540 GN 1600, 540 GH 3200 и 675 JN 7500

фирмы REDA (США); плунжерные насосы 65PCN3-90-70-200, 65PCN3-90-90-125 фирмы “КУЗН ГРАНИЦЕ” (Чех

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Внедрение энергоэффективных технологий в нефтегазовой отрасли связано не только с экономией средств, оптимизацией технологических процессов, но и с тем, что добыча, транспортировка и переработка углеводородов в случае аварийных ситуаций могут изменить ландшафт окружающей среды. Эти факты мотивируют компании продуманно подходить к вопросам развития политики энергосбережения.

В условиях снижения цен на нефть нефтегазовые компании стремятся сократить операционные издержки, оптимизировать технологические процессы. В этой связи применение энергосберегающих технологий является мерой сохранения конкурентоспособности. На сегодняшний день во многих нефтегазовых компаниях отрасли приняты целевые программы по повышению энергоэффективности, в рамках которых в технологических цепочках и в производственных процессах внедряются энергосберегающие технологии.

Энергия экономится, затраты снижаются, доходы растут

Уровень энергозатрат предприятий зависит от степени модернизации производства. На нефтяных месторождениях энергия потребляется за счет подъема нефти на поверхность. Снизить ее потребление можно, либо внедрив новое оборудование для бурения скважин, либо оптимизировав работу старого. В этой связи интересен опыт западных компаний, например, концерн Shell установил на своих месторождениях в Северном море добывающие платформы, которые оснащены солнечными батареями и ветровыми турбинами. За счет этого каждая платформа дополнительно получает 1,2 кВт мощности в сутки.

Энергоэффективность представляет собой многогранный процесс, где используются не только возможности возобновляемых источников энергии, но и множества других решений — от внедрения эффективных автоматизированных систем управления технологическими процессами, систем управления энергопотреблением, до использования энергосберегающих материалов.

По мнению экспертов компании Honeywell, при помощи усовершенствованных производственных технологий, систем управления, энергопотребление и вредные выбросы в нефтегазовой отрасли можно сократить на 12–25%. Считается, что при комплексном использовании энергоэффективных решений компании могут достичь сокращения операционных расходов на четверть. Например, автоматизированные системы управления технологическими процессами позволяют объединять разрозненные функции и системы подразделения, а также консолидировать знания персонала и данные о производственных процессах.

Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года
В 2010 году российским правительством была принята программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года», целью которой является рациональное использование топливно-энергетических ресурсов, повышение энергоэффективности различных отраслей экономики. Утверждена «дорожная карта» по энергоэффективности зданий и сооружений до 2025 года. Согласно этому документу, к 2025 году высшим классом энергосбережения должен обладать каждый третий новый дом. Отраслевые эксперты в целом позитивно относятся к этой инициативе властей, считая, что поставленные задачи выполнимы.

Готовые решения

Одним из направлений энергоэффективности являются материалы с высокими теплоизоляционными, огнезащитными и механическими характеристиками для нефтегазовой отрасли. Эта продукция используется для промышленных трубопроводов с высокими температурами, которым предъявляются повышенные требования. Например, финская компания Paroc Group поставляет техническую изоляцию для нефтепроводов. Изоляция для них должна обладать минимальной теплопроводностью, а при температуре свыше 300° С она обязана быть еще и двухслойной для перекрытия стыков.

Недавно компания поставила эту продукцию в Республику Башкортостан для предприятий «Газпром Нефтехим Салавата».

Есть и другие примеры разработки и применения на практике энергоэффективных решений. Mitsubishi Electric совместно с компанией «ЭСТ-Энергосервис» внедряет системы частотно-регулируемого электропривода на различных объектах нефтедобычи — от станков-качалок до кустовых насосных станций компании «Татнефть». Экономия электроэнергии за счет применения частотно-регулируемого электропривода на каждом объекте составляет 20–25%, что дает совокупный ежегодный экономический эффект в несколько десятков миллионов рублей.

Сотрудники группы компаний «Специальные системы и технологии» разработали программу для подогрева скважин, которая защищает их от образования асфальтосмолопарафиновых отложений, что позволяет вдвое снизить потребление электроэнергии при добыче высоковязкой нефти. Система была испытана на Казаковском месторождении компании «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Большие возможности энергосберегающих технологий

По мнению учёных, на сегодняшний день есть все возможности для использования энергосберегающих технологий и материалов на всех этапах добычи и переработки нефти и газа. Это специальные материалы, позволяющие уменьшить теплопотери и расход электроэнергии при добыче, транспорте и переработке нефти и газа. К их числу относятся специальные композитные и нанокомпозитные материалы. Тем не менее в российской нефтегазовой отрасли сегодня используются преимущественно трубы из металла с высокими показателями теплопроводности. При этом некоторые виды нефти при транспортировке на большие расстояния требуют нагревания, что необходимо в северных районах. При использовании металлических труб в процессе эксплуатации нефтепроводов происходят значительные потери тепла.

По мнению экспертов, трубы, изготовленные из композитных материалов, лучше сохраняют тепло и менее подвержены коррозии. Например, насосы и технологическое оборудование, рабочие поверхности которых покрыты нанокомпозитными материалами, обладают большей прочностью и служат намного дольше, чем без покрытия. Что касается производства сжиженного природного газа, который хранится при температуре минус 162° С, то и в этой области композитные материалы уменьшают тепловые потери.

Использование энергосберегающих материалов и технологий требует больших финансовых затрат для реализации любого проекта, но в итоге это позволяет сэкономить на природных ресурсах и продлить срок службы оборудования и сопутствующей инфраструктуры. Композитные и нанокомпозитные материалы идеально подходят при добыче и переработке нефти и газа с точки зрения цены и своих качеств, полагают эксперты.

Демьян Бондарь

Эксперт по предмету «Нефтегазовое дело»

преподавательский стаж — 5 лет

Задать вопрос автору статьи

Энергосберегающие технологии автотранспорта нефти и газа

Энергосберегающие технологии – это комплекс решений и мер, которые направлены на уменьшение объема потерь энергии.

По статистическим данным доля энергозатрат в себестоимости продукции в Российской Федерации достигает 40 процентов. Основной причиной этого является эксплуатация устаревших машин, механизмов, инструментов и оборудования. Решение данной проблемы может решаться следующими способами:

• Использование электроприводов.
• Автоматизация производственных процессов.
• Использование специальных материалов при изготовлении оборудования.

Доля автомобильного транспорта в транспортировке нефти, природного газа и нефтепродуктов составляет около 7 – 9%. Однако, несмотря на небольшой процент транспортировки нефти и газа автомобилями, автотранспорт играет важную роль в их доставке на небольшие расстояния или труднодоступные места. Экономия энергии на автомобильном транспорте может достигаться с помощью уменьшения веса машин. 75 процентов потери энергии на автотранспорте происходит из-за веса машин. Раньше уменьшение веса машин достигалось за счет использования алюминия и магния. Позже для изготовления автомобилей начали использовать сверхлегкая сталь, которая повышает эффективность и уменьшает потери энергии машин более, чем в два раза. В настоящее время для производства машин часто используют композитные материалы – углепластик и стекло, которые не уступают в прочности и теплостойкости марочной стали. Еще одним распространенным способом уменьшения потерь энергии на автомобильном транспорте является использование «зеленых шин». Эти шины состоят из специальных резин и протектора. Им свойственны пониженный объем выброса вредных веществ в окружающую среду, а также длительный срок службы. Также энергоэффективность автомобилей можно повысить с помощью внедрения систем ГЛОНАСС.

Сделаем домашку
с вашим ребенком за 380 ₽

Уделите время себе, а мы сделаем всю домашку с вашим ребенком в режиме online

Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте нефти и газа

Трубопровод – это сооружение из труб, которое предназначено для транспортировки сыпучих, газообразных или жидких веществ.

Доля трубопроводного транспорта составляет около 56 процентов при доставке природного газа, 41 процент при перемещении нефти и 4 % при транспортировке нефтепродуктов. Основными способами снижения потерь энергии на трубопроводном транспорте природного газа и нефти являются:

• Оптимизация производственных режимов перекачки нефти или газа. Это достигается за счет качественного подбора и замены насосов, проведение регламентных работ, внедрение частотно-регулируемого привода.
• Повышение эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтегазопроводов. Данное мероприятие осуществляется с помощью прокачки горячей жидкости или пара. Подогрев в этом случае осуществляется с помощью агрегата для депарафинизации скважин и труб.
• Своевременная чистка грязеуловителей.
• Модернизация насосного парка трубопроводов.
• Использование цифровых регуляторов возбуждения синхронных электродвигателей для увеличения коэффициента мощности нефте- и газоперекачивающих станций.
• Внедрение систем автоматического контроля в процесс транспортировки нефти и природного газа.

«Энергосберегающие технологии транспорта нефти и газа» 👇

Энергосбережение на железнодорожном транспорте нефти и газа.

Доля железнодорожного транспорта нефти и природного газа составляет около 25 – 30 процентов. Основными направлениями по энергосбережению на железнодорожном транспорте являются: использование высокотемпературной проводимости в приводах или реакторах локомотива, электрификация железных дорог, повышение напряжения передачи, использование современных локомотивов, централизация снабжения теплом станций, использования более совершенной системы охлаждения (для повышения коэффициента полезного действия двигателя), использование вагонов с более высокой грузоподъемностью, внедрение технологии рекуперативного торможения, увеличение бесстыковых путей, и т.п.

Одним из самых эффективных способов экономии энергии на железнодорожном транспорте является эксплуатация газотурбинных двигателей. В Российской Федерации активно начинают снабжать локомотив газотурбинными двигателями, которые способны заменить три дизельных. Обычно такие двигатели снабжены энергетической или механической передачей, но также возможно использование гидромеханической передачи. Главным его преимуществом является способность развивать боле высокую скорость при потреблении топлива. Также такой двигатель способен работать на более дешевом виде топлива, ему также свойственен маленький расход смазочного масла.

Энергосбережение в нефтегазовой отрасли приобретает все большее значение, так как способствует уменьшению себестоимости конечного продукта предприятий, что положительно сказывается на их экономических показателях.

Находи статьи и создавай свой список литературы по ГОСТу

Поиск по теме

Объектом настоящего обследования является месторождение по добыче нефти (посёлок Харьяга, Ненецкий автономный округ). Среднегодовая температура воздуха местности — −3,°C. Специфика энергопотребления обследуемого объекта заключается в необходимости постоянного использования электрической и тепловой энергии для обеспечения технологического процесса и жизнеобеспечения работающего персонала. Поэтому необходимость оценки эффективности использования энергоресурсов для обследуемого объекта весьма актуальна.

Основное направление деятельности объекта — разработка и добыча нефти Харьягинского месторождения, подготовка и транспортировка товарной нефти, а также получение попутного нефтяного газа. В состав месторождения входят фонд скважин, система промысловых трубопроводов и пункт сбора нефти.

Система учёта котельно-печного топлива представляет совокупность измерительных комплексов, осуществляющих учёт расхода попутного нефтяного газа и дизельного топлива на нужды электростанции, котельных и печей.

Основными потребителями топливноэнергетических ресурсов на предприятии являются: оборудование скважинного фонда, комплекс подготовки товарной нефти и насосное оборудование внешнего транспорта нефти. Долевое распределение потребления ТЭР в натуральном выражении за год следующее: 9% потребляемых ТЭР приходится на электроэнергию и % — на дизельное топливо (ДТ).

Электрическая энергия на объектах предприятия расходуется по следующим направлениям: механизированная добыча, внешний транспорт, система поддержания пластового давления (ППД), электрообогрев трубопроводов, добыча воды и прочее.

Основное потребление электроэнергии осуществляется на добычу нефти механизированным способом — 2%, система ППД составляет 2%, также крупным потребителем электроэнергии является «скин-система» (электрообогрев трубопроводов), составляющая 2% от общего потребления.

Расход дизельного топлива (ДТ) осуществляется по следующим направлениям: электростанция (выработка электроэнергии), автомобильный транспорт и котельные для выработки тепловой энергии на нужды отопления и горячего водоснабжения (ГВС).

Система теплоснабжения предприятия предназначена для отопления и горячего водоснабжения зданий и сооружений. В качестве теплоносителя используется горячая вода. Местные системы отопления, вентиляции и ГВС присоединены к тепловым сетям по независимой схеме. Теплоснабжение объектов осуществляется от собственного источника тепловой энергии — водогрейной котельной и местных электроотопительных приборов. Электронагревательные приборы установлены в помещениях зданий на удалённых от котельной объектах. Приборы оборудованы регуляторами мощности. Основным топливом на котельной служит дизельное топливо. Прокладка тепловых сетей — надземная. Теплоизоляционная конструкция теплопроводов на площадках состоит из слоя минеральной ваты и покровного слоя из оцинкованного железа.

Для оценки энергоэффективности работы котельных агрегатов (КА) в процессе инструментального обследования предприятия производились измерения рабочих параметров. Результаты инструментальных измерений КА №2 представлены в табл. 1. Как показывают результаты исследований, недостатком генерации теплоты является малый перепад температур на выходе и входе в котёл.

Существенные потери тепловой энергии наблюдаются также через наружные стены административно-бытового корпуса (АБК) и вахтового жилого корпуса (ВЖК). При температуре наружного воздуха −9,°C на всех наружных конструкциях сооружений наблюдалась положительная температура, а на поверхности оконных проёмов температура достигала +8,°C.

Для определения соответствия фактической температуры воздуха внутри зданий нормативному значению в рамках инструментального обследования были произведены суточные измерения температуры внутреннего воздуха. По данным измерений, температура воздуха внутри помещений составляет: АБК — 21–2°C; ВЖК — 24–2°C.

Для поддержания температуры продукта, защиты от замораживания и для стартового разогрева магистральных трубопроводов на предприятии внедрена индукционно-резистивная система (скинэффект). Скин-эффект позволяет обеспечить обогрев трубопровода длиной до 30 км с подачей электропитания с одного конца, без сопроводительной сети. На момент энергетического обследования данная система является наиболее энергоэффективным и безопасным решением. Кабельные системы обогрева оснащены автоматизированными системами управления, которые по заданному алгоритму поддерживают выбранный режим. Поддержание требуемой температуры нефти в трубопроводе находится в диапазоне температур от 40 до 4°C, воды — не менее +1°C. Выбранный диапазон температур позволяет: успешно компенсировать тепловые потери с целью обеспечения стабильного протекания технологического процесса, поддерживать минимально допустимую температуру жидкости при остановке процесса, разогревать трубы до заданной температуры.

В процессе энергетического обследования выявлено, что на кустовых площадках регулирование мощности электронагревательного элемента осуществляется по датчику температуры, установленному на общем коллекторе, при этом перекачка жидкости осуществляется не по всем трубопроводам, входящим в общий пучок труб. Таким образом, нагревательный элемент включается по минимальному значению температуры НСЖ в коллекторе, что обуславливает нерациональное потребление электроэнергии на нагрев пустых трубопроводов.

Для сокращения потребления электрической энергии рекомендуется укомплектовать каждый трубопровод датчиком температуры и включить их в общую систему регулирования мощности электронагревательных элементов, что позволит включать систему электронагрева при достижении требуемых значений.

Система поддержания пластового давления (ППД) состоит из узла водозабора, магистрального водовода с насосными станциями, очистных сооружений (подготовка воды к закачке её в нефтяной пласт), малогабаритных и блочных кустовых насосных станций высокого давления на территории промысла, разводящих трубопроводов с водораспределительными гребёнками, от которых вода идёт к нагнетательным скважинам. В ходе энергетического обследования проанализированы режимы работы насосов системы ППД. Регулирование производительности данных насосов производится открытием (закрытием) задвижек. Данный способ регулирования является наименее эффективным и приводит к увеличению расхода электроэнергии на единицу объё- ма перекачиваемой жидкости.

Для подогрева продукта в процессе подготовки, дополнительного подогрева перед транспортом, а также для циркуляционного подогрева используются технологические печи Н-4401, Н-4402, Н-4403. Топливом подогревателей служит попутный нефтяной газ. Для оценки энергоэффективности технологических печей в ходе энергетического обследования произведены инструментальные измерения температуры и состава отработавших газов. Анализ результатов инструментальных измерений показал, что у технологической печи Н-4403 температура уходящих газов составляет 582,°C. Для повышения энергоэффективности печи целесообразнее использовать высокопотенциальную энергию отработавших газов для подогрева воды в утилизационных теплообменных аппаратах.

Приводом для газотурбинной электростанции (ГТЭС) служит газотурбинный двигатель. В результате работы газотурбинного привода в атмосферу выбрасываются отработавшие газы, температура которых составляет 450–50°C. В настоящий момент при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов высокопотенциальные отработавшие газы удаляются в окружающую среду, увеличивая тепловые выбросы объекта.

Предлагается произвести так называемую «карнотизацию» рабочего цикла газотурбинного двигателя (ГТД) с целью приближения рабочего цикла всей газотурбинной установки (ГТУ) к идеальному, то есть осуществить возврат части тепловой энергии отработавших газов обратно в термодинамический цикл для подогрева рабочего тела, что в свою очередь повысит эффективность цикла.

Соответственно, газы, выходящие из турбины установки, проходят через воздушный регенератор, где они охлаждаются, при этом подогревая сжатый в компрессоре воздух.

На рис. 2 представлен термодинамический цикл ГТУ с подводом тепловой энергии при постоянном давлении. Соответственно, в цикле газотурбинной установки с использованием регенерации благодаря возврату части тепловой энергии обратно в цикл снижается расход топлива, предназначенный для нагрева рабочего тела в камере сгорания.

Принципиальная схема газотурбинной установки с регенерацией тепловой энергии представлена на рис. 3.

В настоящее время используется электростанция в составе четырёх газотурбинных агрегатов с единичной электрической мощностью по 7,83 МВт фирмы Tornado Single Shaft.

В качестве энергосберегающего мероприятия рекомендуется укомплектовать дополнительно ГТЭС регенератором тепловой энергии. В качестве исходных данных для расчёта потенциала энергосбережения приняты рабочие параметры в соответствии с эксплуатационными характеристиками газотурбинной установки.

Тепловая энергия, подведённая к воздуху в регенераторе, определяется разностью температур T5 и T2:

Qв = cpв(T5 – T2), (1)

где cpв — средняя теплоёмкость воздуха.

Максимальное количество тепловой энергии, которое может быть передано воздуху, характеризуется разностью температур T4 и T2:

Qрег = cpг(T4 – T2), (2)

где cpг — средняя теплоёмкость газа.

Эффективность или степень регенерации определяется отношением:

Если известна степень регенерации, то температура воздуха перед камерой сгорания будет равна (если различием теплоёмкостей можно пренебречь):

T5 = r (T4 – T2) + T2. (4)

Тогда коэффициент полезного действия ГТД в регенеративном цикле определяется следующим выражением:

где Σqреген — тепловой эквивалент дополнительных гидравлических сопротивлений при движении воздуха и газа в регенераторе.

КПД газотурбинного двигателя в простом цикле определяется выражением:

где сpв — средняя теплоёмкость подогретого воздуха перед камерой сгорания; сpг — средняя теплоёмкость газа при расширении в турбине.

C учётом вышесказанного отличие заключается в количестве подведённой тепловой энергии к рабочему телу в камере сгорания и определяется по формуле:

Из уравнения (5) следует, что значение регенерации оказывает влияние на числитель выражения, то есть на величину полезной работы цикла, только за счёт появления дополнительных аэродинамических сопротивлений. Полезная работа Le в цикле с регенерацией снижается. КПД цикла изменяется и за счёт уменьшения полезной работы, и за счёт уменьшения знаменателя, то есть подведённой в цикл тепловой энергии. В результате большего снижения Qe КПД цикла возрастёт.

где Qнр — теплотворная способность топлива, кДж/кг.

de = L / Le = Gv / Ne, (9)

где Gv — расход воздуха в ГТД, кг/с; Ne — мощность ГТД, кВт; Le — полезная работа цикла, кДж/кг.

Как следует из вышесказанного, в результате применения в цикле регенерации тепловой энергии возрастает КПД установки и, следовательно, снижается удельный расход топлива, но расход воздуха увеличится на величину, равную значению гидравлических потерь в регенераторе, вследствие уменьшения полезной работы.

В результате произведённого расчёта удельный расход топливного газа снизится на 0,01 кг/ кВт·ч, что в год составляет 311,28 тыс. м³. Предприятие снизит потребление электроэнергии от стороннего источника, и, следовательно, экономия топливного газа (440,6 тыс. м³ в год) позволит выработать 446 МВт электроэнергии в год, что в денежном выражении составит 1,6 млн руб.

Ориентировочная стоимость технической модернизации ГТД с установкой регенератора составляет 6,6 млн руб., для трёх агрегатов (в работе постоянно находится три агрегата) инвестиции составят 20 млн руб.

В качестве примера выбран регенератор тепловой энергии отработавших газов РГ-6, предлагаемый как изделие полной заводской готовности ООО «АвиагазЦентр». Краткая техническая характеристика регенератора тепловой энергии типа РГ-6 приведена в табл. 2.

Отечественная промышленность имеет положительный опыт проектирования и создания газотурбинных установок с регенераторами, успешно применяемых при магистральной транспортировке природного газа.

Так, например, отечественная ГТУ-20 при Nе = 8700 кВт и T3 = 1023 К имеет пластинчатый регенератор перекрёстного тока (трёхходовой по воздуху и одноходовой по газу), выполненный из стали марки Х18Н9Т, с поверхностью нагрева F = 1370 м². Достигнутая степень регенерации — r = 0,78. На полной мощности температура отходящих газов перед регенератором равна T4 = 648 К, а за ним — T6 = 520 К. При эксплуатации установки получен эффективный удельный расход топлива 0,306 кг/ кВт·ч.

Установка регенератора тепловой энергии на газотурбинном двигателе позволит в значительной степени при сохранении мощности установки сократить расход топлива, подаваемого на горение в камеру сгорания.

Объект располагается в северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в восточной части Ненецкого автономного округа. Среднегодовая скорость ветра в данном регионе составляет более 5 м/с, что относится к регионам, для которых целесообразно использовать высокопотенциальную энергию ветра для генерации электрической энергии.

В качестве примера выполнен анализ возможности использования ветрогенератора на одной из кустовых площадок предприятия. Максимальная электрическая нагрузка составляет 400 кВт·ч.

N = pSV3, (10)

где p — плотность воздуха, кг/м³; S — площадь лопастей, обтекаемая ветром, м²; V — скорость ветра, м/с.

Для обеспечения требуемой электрической мощности необходимо установить 18 ветрогенераторов расчётной единичной мощностью 22 кВт.

Отсюда можно определить потенциал энергосбережения:

E = 0,6nNном, (11)

где 0,6 — загрузка электрооборудования; n — часы работы, ч; Nном — номинальная электрическая мощность электрооборудования, кВт.

Как показали суточные измерения, температуры воздуха внутри помещений АБК и ВЖК обычно выше нормативных значений, что обуславливает целесообразность внедрения мероприятия по модернизации тепловых пунктов. На объектах обследования регулирование температуры теплоносителя осуществляется на источниках тепловой энергии, местное регулирование на потребителях отсутствует. Как способ снижения потребления тепловой энергии возможна установка автоматизированных тепловых пунктов, позволяющих контролировать нормативную температуру внутри помещений. Автоматизированный тепловой пункт автоматически поддерживает необходимую по температурному графику температуру теплоносителя, в зависимости от погодных условий окружающей среды. Потенциал энергосбережения может быть определён как экономия энергии при снижении температуры внутри помещений до нормируемых значений (2°C). С учётом средней температуры наружного воздуха в отопительный период, равной (-4,°C), потенциал энергосбережения составляет 1,8 млн руб. в год.

Программа энергосбережения основывается на выявленном в ходе энергетического обследования потенциале энергосбережения. При комплексном внедрении мероприятий по повышению эффективности использования энергоносителей годовое снижение потребления ТЭР составляет 1536,52 т.у.т. в натуральном выражении и 39,5 млн руб. в денежном. Общая стоимость внедрения предложенных мероприятий составляет 320 млн руб. Некоторые характеристики рекомендуемых энергосберегающих мероприятий приведены в табл. 4.

Общий потенциал внедрения энергоресурсосберегающих мероприятий составляет 6,% от общего потребления ТЭР в натуральном выражении.

Энергетическое обследование предприятия позволило получить обобщённые характеристики и оценку состояния систем энергетического обеспечения объекта.

На основе анализа технических и экономических показателей предложен проект программы энергосбережения, включающий такие мероприятия, как реконструкция тепловых пунктов с установкой погодозависимой автоматики, использование регенеративного цикла при генерации электрической энергии, применение ветрогенераторов.