Системный анализ и оптимизация расхода топливно-энергетических ресурсов на основных этапах разработки месторождений углеводородов
А. Б. ВАСЕНИН, С. Е. СТЕПАНОВ – ООО «Газпром проектирование», Нижний Новгород
В. В. ГРУЗДЕВ, В. А. ИППОЛИТОВ, О. В. КРЮКОВ – ООО «ТСН-электро», Нижний Новгород
Рассмотрена динамика энергопотребления технологического оборудования газодобывающих предприятий на основе системы показателей, характеризующих энергетическую эффективность технологического оборудования и технологических процессов добычи газа. Предлагается подход, позволяющий осуществлять сравнение показателей удельного энергопотребления газового промысла в сопоставимых условиях эксплуатации, с выявлением факторов, позволяющих раздельно рассматривать влияние на энергетическую эффективность внешних и внутренних параметров технологической системы, а также оценивать потенциал энергосбережения, возможный в текущих условиях.
Ключевые слова: газодобывающая организация, топливно-энергетические ресурсы, энергоэффективность, газовый промысел, интегральный показатель энергосбережения.
Центральное внимание при научном изучении энергетической эффективности уделяется магистральному транспорту газа, как наиболее энергоемкому виду производственной деятельности ПАО «Газпром» [1,2]. Добыча газа в отрасли занимает второе место по энергоемкости после магистрального транспорта газа. Поэтому вопросы энергетической эффективности на добычных месторождениях исследованы и освещены в меньшей степени [3,4].
Анализ структуры энергопотребления и потенциала энергосбережения газодобывающих организаций (ГДО) показал, что более 90% топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) приходится на природный газ. От 80% до 92% расходуемого природного газа при его добыче приходится на собственные нужды, а от 18% до 20% – на технологические потери. ТЭР топливного газа в дожимных компрессорных станциях (ДКС) составляют от 70% до 99% расхода газа на собственные нужды.
Расход энергоресурсов газового промысла (ГП) определяется уровнем добычи газа и в основном зависит от снижения давления на входе в ДКС в силу объективных геологических факторов (падения пластового давления).
Энергоемкость ГДО является интегральной характеристикой всех входящих в него газовых промыслов, которая обусловлена структурой технологических систем, составом производственных и вспомогательных объектов и изменяется в течение всего жизненного цикла по этапам разработки месторождений.
Оценка энергетической эффективности ГДО ПАО «Газпром» в настоящее время строится на основе сравнительного анализа удельного расхода энергоресурсов газа на собственные нужды отчетного и предыдущего периодов. В корпоративных формах отчетности по эффективности использования энергоресурсов ГДО ПАО «Газпром» используются показатели удельного расхода ТЭР, удельного расхода технологических потерь газа и удельного расхода электроэнергии на добычу газа. Последний показатель определяется наличием центральных электросетей, автономных источников электроэнергии или электростанций собственных нужд (СН) с цифровыми подстанциями (рис. 1) [5,6]. Все показатели являются интегральными, характеризующими изменение общего плана в потреблении энергии. По этим показателям не представляется возможным корректно сравнивать энергетическую эффективность организаций.
Предлагается подход, позволяющий осуществлять сравнение показателей удельного энергопотребления ГП в сопоставимых условиях эксплуатации, с выявлением факторов, позволяющих раздельно рассматривать влияние на энергетическую эффективность внешних и внутренних параметров технологической системы, а также оценивать потенциал энергосбережения, возможный в текущих условиях [7]. Таким образом, исследование методических подходов по разработке и оценке энергетической эффективности технологических объектов ГП в условиях снижения пластового давления газа является актуальным и своевременным.
Рис. 1. Современное блочное комплектное распределительное устройство на базе КСО-298
Основные этапы разработки месторождения
Объектом анализа является энергопотребление технологического оборудования ГП на основе системы показателей, характеризующих энергетическую эффективность технологического оборудования и технологических процессов добычи газа. Целью текущего анализа является поддержание энергетической эффективности технологических объектов ГП в условиях снижения пластового давления газа.
Жизненный цикл месторождения (рис. 2) можно разделить на пять основных этапов:
1) обустройство месторождения;
2) нарастающая добыча;
3) постоянная добыча;
4) «падающая» добыча;
5) завершающая стадия разработки.
Рис. 2. Структура жизненного цикла месторождений
Следует заметить, что разделение жизненного цикла месторождений на этапы носит условный характер. Фактически признаки некоторых этапов могут пересекаться, что показал пример Бованенковского месторождения ООО «Газпром добыча Надым». Так, при нарастающей добыче может быть продолжено бурение дополнительных скважин (признак, характеризующий этап обустройства месторождения).
Каждый этап жизненного цикла месторождения условно характеризуется следующими признаками:
- характером изменения объема добычи газа (увеличение, снижение, поддержание на постоянном уровне);
- наличием, вводом (или выводом) компрессорных мощностей в эксплуатацию;
- характером изменения потребления топливного газа ДКС;
- скоростью роста удельных показателей потребления топливного газа ДКС (изменяется по мере падения пластового давления);
- структурой статей потерь газа (включая геологические и эксплуатационные потери).
Классификационные признаки основных этапов разработки месторождения представлены в табл. 1. Технологические потери газа на этапах жизненного цикла – в табл. 2.
Таблица 1. Классификационные признаки основных этапов разработки месторождения
Таблица 2. Технологические потери газа на этапах жизненного цикла месторождения
Необходимо отметить, что ГДО является звеном Единой системы газоснабжения ПАО «Газпром», включающая сложный территориально-распределенный комплекс объектов и систем: газоносный пласт, сеть добывающих скважин, трубопроводную систему газосборных сетей (ГСС), установки предварительной подготовки газа (УППГ), трубопроводный межпромысловый коллектор (МПК), установки комплексной подготовки газа (УКПГ), ДКС, малогабаритные компрессорные установки (МКУ).
Таким образом, этап обустройства месторождения характеризуется значительным объемом потерь газа, обусловленных освоением скважин после бурения и отсутствием добычи газа (товарной продукции).
Этап нарастающей добычи характеризуется выводом объектов на проектную мощность и ростом товарной добычи газа. В связи с этим наблюдается значительное снижение удельного расхода газа на СН в сравнении с предыдущим этапом.
Основные технологические потери связаны с очисткой ствола скважин после бурения, но этих работ проводится значительно меньше, чем на предыдущем этапе, дополнительно появляются расходные статьи по ликвидации гидратных пробок в эксплуатационной системе и проведению газодинамических исследований скважин.
Данный этап наименее энергоемкий, что обусловлено тем, что затраты газа по возникающим статьям расхода на порядок меньше величин потерь газа на первом этапе разработки (при освоении скважин после бурения), а также отсутствием компримирования газа. В некоторых случаях уже на данном этапе может потребоваться компримирование. Но удельный расход газа на данном этапе по причине значительного роста добываемого газа будет уменьшаться, несмотря на появление расхода топливного газа на компримирование. Величина удельного расхода изменяется от 0,2 до 11 м3/тыс. м3.
Этап постоянной добычи характеризуется вводом дополнительных мощностей дожимного комплекса, технологических и вспомогательных зданий. Как следствие, возрастает расход газа на компримирование по мере падения давления газа в пласте. Отмечается рост потерь газа при ремонтах и удалении жидкостных пробок в скважинах. В условиях постоянной добычи непрерывно возрастают удельные расходы газа на СН.
Этап «падающей» добычи характеризуется целым рядом факторов, оказывающих влияние на увеличение расхода ТЭР:
- снижение пластового давления;
- обводнение скважин;
- снижение объемов добычи газа;
- увеличение гидравлических потерь в ГСС;
- накопление жидкостных пробок в системе «скважина – шлейф – коллектор – УППГ – межпромысловый газопровод – УКПГ»
- физический износ основных производственных фондов.
Эти факторы приводят к увеличению числа ремонтных работ и потерям газа при опорожнении оборудования, затратам газа на продувки скважин и ГСС, увеличению удельного расхода топливного газа на единицу производительности и полной политропной работы сжатия. Увеличение работы сжатия влияет на увеличение расхода топлива, но не изменяет тенденции изменения абсолютного расхода. Величина удельного расхода газа на СН может увеличиваться до 90 м3/тыс. м3.
Завершающая стадия разработки характеризуется тем, что эксплуатация месторождения продолжает осложняться из-за снижения пластового давления, снижения объемов добычи газа. Дальнейшая разработка залежи ограничивается возможностями ДКС и гидравлическими сопротивлениями в ГСС. Этот этап характеризуется снижением технологических потерь газа в абсолютном выражении из-за сокращения фонда скважин. Удельные показатели расхода газа на компримирование возрастают в зависимости от снижения входного давления.
Анализ динамики энергопотребления ГДО
Согласно «Концепции разработки месторождений углеводородов на завершающей стадии» [8,9,10] завершающая стадия определяется, «как период, когда рентабельность добычи углеводородов на данном месторождении для организации становится ниже корпоративной нормы, до полного прекращения добычи». Поэтому возможность проведения энергосберегающих мероприятий на этом этапе существенно ограничены.
Следует отметить, что большая часть существующих исследований посвящена оценке показателей энергоэффективности технологических объектов в составе газотранспортных систем [11,12]. Однако эти методики не могут быть полностью использованы для газодобывающих организаций, поскольку в них не учитывается специфика технологических процессов добычи газа в период падающей добычи газа.
Рассмотрим анализ энергопотребления газодобывающих организаций. На рис. 3 показана динамика расхода ТЭР на добычу газа в ГДО ПАО «Газпром».
Рис. 3. Динамика расхода ТЭР в дочерних обществах ПАО «Газпром»: а) ООО «Газпром добыча Ноябрьск», б) ООО «Газпром добыча Уренгой», в) ООО «Газпром добыча Ямбург», г) ООО «Газпром добыча Надым»
Из рис. 3а видно, что в 2011 году в ООО «Газпром добыча Ноябрьск» отмечается рост уровня добычи и энергопотребления, а в 2013 году при снижении уровня добычи, энергопотребление увеличивается. Но при значительном снижении уровня добычи, при сравнении показателей 2010 и 2016 года энергопотребление сокращается. Из рис. 3б видно, что в 2011 году и 2015 году в ООО «Газпром добыча Уренгой» отмечается рост уровня добычи и снижение энергопотребления, а в 2013 году и 2016 году при росте уровня добычи, энергопотребление увеличивается. Но при значительном снижении уровня добычи в 2012 году, при сравнении показателей 2010 года и 2012 года, энергопотребление в 2012 году сокращается. На рис. 3в отмечается та же тенденция. В целом, при значительном снижении уровня добычи в ООО «Газпром добыча Ямбург», уровень энергопотребления сокращается (2010 год и 2014 год). Но в тоже время, сравнивая 2012 и 2013 годы видно, что при увеличении уровня добычи наблюдается сокращение энергопотребления, а при сравнении 2015 и 2016 года увеличение уровня добычи соответствует сокращению расхода ТЭР.
Из рис. 3г видно, что в 2011 году в ООО «Газпром добыча Надым» отмечается снижение уровня добычи и рост энергопотребления. В 2014 году и 2015 году при росте уровня добычи отмечается сокращение энергопотребления.
Необходимо отметить, что рост уровня добычи газа в ООО «Газпром добыча Надым» в 2013-2016 годах объясняется вводом Бованенковского месторождения. Увеличенное энергопотребление в 2011-2013 годах связано с ростом расхода газа на технологические потери при работах по обустройству кустов газовых скважин, газосборных коллекторов, а также вводом объектов УКПГ и ДКС Бованенковского месторождения. С 2009 года начинается обустройство Бованенковского месторождения. В этом году в эксплуатацию вводятся несколько наблюдательных скважин. В 2011 году продолжается ввод наблюдательных и поглощающих скважин. В 2012 году вводится большое количество кустов газовых скважин (КГС) и газосборные коллекторы (ГК), установка комплексной подготовки газа (УКПГ-1 модуль) и ДКС – 1 и 2 модуль 1 очередь. В 2011 и 2012 годах отмечается значительное увеличение расхода ТЭР в сравнении с предыдущим периодом. В 2013 году продолжается ввод КГС, ГК, вводится в эксплуатацию 2 модуль УКПГ. В 2014 году продолжается ввод КГС и ГК по объекту ГП -1, а также ДКС 1 очередь по объекту ГП-1. В 2015 году введен 1 дополнительный КГС. В 2016 году вводится большое количество КГС по объекту ГП-2 (этап 2) и продолжается ввод ГК по объекту ГП-1.
2009-2012 годы – цикл разработки Бованенковского месторождения, относящегося к этапу обустройства. В 2012 году начинается добыча газа с месторождения. В 2011 и 2012 годах на фоне обустройства Бованенковского месторождения отмечается значительный рост удельного расхода газа на технологические потери и значительный рост удельного расхода электроэнергии на добычу в целом. С 2013 года месторождение вступает в этап нарастающей добычи со всеми характеризующими его признаками. В целом по ООО «Газпром добыча Надым» в этот период отмечается значительный рост индекса изменения добычи газа. Также отмечается значительное снижение удельного расхода газа на СН, удельного расхода ТЭР, удельного расхода технологических потерь и удельного расхода электроэнергии на добычу газа.
Оптимизация энергооборудования для увеличения энергоэффективности ГДО
На основании проведенного анализа следует вывод о том, что расход энергоресурсов ГДО определяется уровнем добычи газа. Но при этом наблюдаются периоды повышенного энергопотребления при снижении уровня добываемого и подготавливаемого газа и периоды сокращения расхода ТЭР при росте уровня добычи. Это объясняется тем, что энергоемкость газодобывающего общества является интегральной характеристикой всех входящих в него газовых промыслов, которая обусловлена структурой технологических систем, составом производственных и вспомогательных объектов и изменяется в течение всего жизненного цикла по этапам разработки месторождений.
В продолжение жизненного цикла месторождения энергетическая эффективность газовых промыслов снижается в силу объективных геологических факторов – падения пластового давления и уменьшения объема добываемого газа. Необходимое повышение степени сжатия ДКС осуществляется вводом компрессорных цехов по ступеням сжатия и применением высоконапорных сменных проточных частей (СПЧ) с загрузкой ДКС в период падающей добычи. В зависимости от динамики падения давления, периодичность замены СПЧ составляет 2-3 года. Существующий параметрический ряд СПЧ не позволяет на всем протяжении срока разработки месторождения обеспечивать эффективную работу центробежных компрессоров. На определенных этапах работа данных СПЧ возможна только с перепуском газа, что влечет за собой увеличение расхода топливного газа при добыче и рост удельного расхода топливного газа ДКС. В зависимости от проектных решений по обустройству месторождения, необходимое повышение степени сжатия ДКС чаще всего влечет за собой строительство новых производственных помещений для размещения компрессорных цехов и аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа. Это в свою очередь способствует росту потребления электроэнергии на эксплуатацию двигателей АВО и росту расхода электрической и тепловой энергии на обслуживание вновь введенных помещений.
Проведенный анализ показал, что повышенный расход топливного газа на компримирование и электроэнергии в период падающей добычи ГП обусловлен рядом факторов:
- снижением давления газа на входе в ДКС из-за снижения пластового давления;
- проектными решениями ГСС и протяженностью ГСС между скважинами и УКПГ;
- принятыми технологическими схемами подготовки газа.
Так же влияют факторы, обусловленные сезонными изменениями условий добычи газа:
- изменение объемов газа, компримируемого ДКС;
- изменение давления газа на входе ДКС (не связанное с геологическим фактором снижения пластового давления, а зависящее от изменения отбора газа);
- изменение отношения давлений газа в ДКС;
- изменение температуры газа на входе в ДКС;
- изменением температуры воздуха.
Для анализа влияния указанных факторов используют энергетические профили, представляющие собой изменение на длительном временном интервале времени основных эксплуатационных и энергетических характеристик ГП. Примеры построения энергетических профилей ДКС уже имеются на ряде ГДО.
Эффективность производственной деятельности ГДО можно характеризовать по следующим направлениям:
- надежность и безопасность;
- экономическая эффективность;
- энергетическая эффективность;
- экологичность (экологическая эффективность);
- уровень используемых технологий.
Согласно ГОСТ 31607-2012 [9] «показатель энергетической эффективности это абсолютная, удельная или относительная величина потребления или потерь энергетических ресурсов для продукции любого назначения или технологического процесса».
В качестве показателей энергоэффективности ГДО в ПАО «Газпром» используют удельные величины энергопотребления. Энергопотребление месторождения включает:
- расход газа на собственные нужды;
- технологические потери газа;
- расход электрической энергии на собственные нужды;
- расход тепловой энергии на собственные нужды.
Для собственных нужд на объектах ГДО часто используется электрическая энергия из сети (коммерческое потребление), электростанции СН используются только при возникновении аварийных ситуаций. Если на выработку электроэнергии ГДО используется природный газ, данная статья расхода может быть отнесена к значимым энергетическим аспектам ГДО, так же как при оснащении газоперекачивающих агрегатов электродвигателем [1,2,12], расход электрической энергии на компримирование будет являться значимым энергетическим аспектом. В качестве источников тепловой энергии на объектах ГДО используются котельные, потребляющие природный газ СН. Доля расхода газа по данной статье в балансе энергоресурсов составляет менее 1%. Основную часть тепловой энергии получают из вторичного энергоресурса – тепла уходящих газов ДКС. В связи с этим расход тепловой энергии не учитывается. При коммерческом потреблении тепловой энергии необходимо учитывать, в том числе, расход тепловой энергии.
Примеры структур энергопотребления различных ГП представлены на рис. 4.
Рис. 4. Структура энергопотребления газовых промыслов: а) по типу потерь, б) по доли энергопотребления ГП в общем энергопотреблении Общества, в) по расходу газа на компримирование ГП в общем суммарном энергопотреблении, г) по доли энергопотребления ГП
Анализ приведенных данных позволил сделать следующие выводы:
1) расход газа на собственные нужды при добыче и подготовке газа составляет 92% в суммарном энергопотреблении, при этом на топливный газ ДКС для компримирования приходится до 91% от суммарного энергопотребления, что является самой расходной статьей;
2) технологические потери газа составляют от 2% до 6% в суммарном энергопотреблении, при этом около 79% от суммарных технологических потерь газа приходится на продувки скважин; 21% составляют прочие технологические потери газа;
3) расход газа на собственные нужды и часть технологических потерь газа облагается налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ).
Представленный анализ позволяет определить приоритетные направления экономии (значимые энергетические аспекты), а также корректно сформулировать обязательства энергетической политики ГДО.
В соответствии с ГОСТ Р ИСО 50001-2012 [10] в результате анализа расхода газа на собственные нужды и технологические потери можно выделить значимые энергетические аспекты для каждого направления энергопотребления:
- расход газа на компримирование (99%);
- потери при продувках скважин (от 46% до 96%);
- потребление электроэнергии электродвигателями АВО газа и МКУ (до 53% и 60%).
В структуру системы показателей энергоэффективности ГДО, входят (рис. 5):
- показатели энергоэффективности (энергоемкости) организации;
- показатели энергоэффективности (энергоемкости) ГП;
- показатели энергоэффективности (энергоемкости) технологических объектов (ДКС) и технологического оборудования;
- показатели энергоэффективности (энергоемкости) технологических процессов;
- коэффициенты эффективности ГП, ГСС, УКПГ.
Рис. 5. Структура системы показателей, характеризующих энергоэффективность в добыче газа
В показатели, характеризующие энергоэффективность технологических объектов и технологического оборудования, входят:
- показатели энергоемкости ступени ДКС;
- показатели энергоэффективности АВО газа;
- показатели энергоэффективности ГПА, котельной.
Энергоэффективность технологических объектов в добыче газа ПАО «Газпром» оценивают по величине удельных расходов энергоресурсов. На рис. 6–8 представлены энергетические профили основных показателей эксплуатации и показателей, характеризующих энергетическую эффективность на примере Комсомольского ГП за период с 2000 по 2014 годы:
- давление газа на входе ДКС и относительное изменение производительности (рис. 6);
- полная и удельная политропная работа сжатия (ПРС), топливный газ ДКС (рис. 7);
- показатели удельного расхода топливного газа на компримирование относительно производительности и относительно полной политропной работы сжатия (рис. 8).
Рис. 6. Графики абсолютного давления газа на входе ДКС и относительного изменения производительности ДКС
Рис. 7. Графики объемного расхода топливного газа ДКС, полной политропной работы сжатия ДКС и удельной политропной работы сжатия ДКС
Рис. 8. Графики удельного расхода топливного газа ДКС относительно производительности и удельного расхода топливного газа ДКС относительно политропной работы сжатия
Выводы
1) Сокращение расхода ТЭР не всегда означает снижение энергоемкости (или повышение энергоэффективности) ГП организации. Поэтому, для анализа энергоэффективности ГП, используют показатели удельного энергопотребления. Проведенный анализ интегрального показателя удельного энергопотребления ГП свидетельствует о тенденции его увеличения.
2) На этапе «падающей» добычи газа увеличение расхода ТЭР (газа и электроэнергии) ГП обусловлено рядом факторов: снижением пластового давления; обводнением скважин; снижением объемов добычи газа; увеличением гидравлических потерь в ГСС; накоплением жидкостных пробок в системе «скважина – шлейф – коллектор – УППГ – межпромысловый газопровод – УКПГ» и физическим износом основных производственных фондов.
3) Анализ динамики показателя удельного расхода газа показал, что энергоемкость газового промысла обусловлена структурой технологических систем, составом производственных и вспомогательных объектов и изменяется в течение всего жизненного цикла по этапам разработки месторождения; снижением удельного расхода газа ГП на этапе нарастающей добычи соответствует вводу в эксплуатацию месторождения; увеличением удельного расхода газа ГП соответствует вводу в эксплуатацию ДКС и увеличением удельного расхода газа ГП на этапе падающей добычи обусловлено уменьшением входного давления ДКС, наращиванием мощности ДКС и увеличением степени повышения давления на ступенях ДКС.
ЛИТЕРАТУРА:
- Крюков О. В., Серебряков А. В. Экологические направления электроснабжения и задачи энергосбережения при реконструкции объектов // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2015. № 8. С. 23–33.
- Крюков О. В. Оптимальное управление технологическим процессом магистрального транспорта газа // В сборнике: XII Всероссийское совещание по проблемам управления ВСПУ-2014. ИПУ РАН. 2014. С. 4602–4613.
- Нурдинова С. А, Маришкин В. А., Хворов Г. А, Воронцов М. А, Система показателей энергетической эффективности технологических процессов и оборудования в газдобывающей организации ПАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2018. № 2. С. 74–83.
- Kadin S. N., Kazachenko A. P., Kryukov O. V., Reunov A. V. Questions related to the development of metrological assurance in the design of Gazprom facilities // Measurement Techniques. 2011. T. 54. № 8. C. 944–952.
- Кононенко А. Б., Косоротов А. А., Крюков О. В. Расширение функциональных возможностей автоматизации и мониторинга распределительных устройств КТП «Каскад» // Автоматизация и IT в энергетике. 2020. № 12. С. 26–31.
- Груздев В. В., Волков А. С., Крюков О. В. Методологический подход к прогнозированию технического состояния трансформаторов распределительных устройств // Автоматизация и IT в энергетике. 2021. № 1 (138). С. 14–19.
- Васенин А. Б., Степанов С. Е., Крюков О. В. Альтернативные источники электроэнергии на объектах добычи и транспорта углеводородов // В сборнике: Великие реки’ 2019. Труды научного конгресса: 3-х т. 2019. С. 37–40.
- Калинкин А. В., Люгай Д. В., Билалов Ф. Р. Реализация основных положений Концепции разработки месторождений углеводородов на завершающей стадии // Газовая промышленность – 2012 – № 4. С. 20–24.
- ГОСТ 31607-2012 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения.
- ГОСТ Р ИСО 50001-2012 Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по применению. Издания. – М.: Стандартинформ, 2012. – 51 с.
- Крюков О. В., Степанов С. Е., Васенин А. Б. Поддержка диспетчерских решений ГТС на базе оценки их энергоэффективности // Наука и техника в газовой промышленности. 2019. № 4. С. 71–81.
- Крюков О. В. Принципы малолюдных технологий в организации работы электроприводных компрессорных станций // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2014. № 4. С. 10–13.
