Энергоэффективность на месторождениях: как нефтегазовые компании снижают затраты на электроэнергию

Энергоэффективность — неотъемлемая часть стратегии устойчивого развития нефтегазовых компаний. ВИНК стараются сделать так, чтобы потребление каждого киловатта электроэнергии приносило максимальную прибыль. Какие способы экономить наиболее востребованы в отрасли и какой экономический эффект они приносят, мы разбирались вместе с экспертами.

Модернизация скважинного оборудования

Замена скважинного оборудования на более энергоэффективное — это способ, который даёт значительный экономический эффект. ПАО «Роснефть» подсчитала, что только «РН-Юганскнеф-
тегаз» — самое крупное подразделение вертикально-­интегрированной компании — в 2023 сэкономило 1,8 млрд руб­лей благодаря оборудованию с высоким КПД.

Так, замена двигателей на энергоэффективные на добывающем фонде позволила уменьшить потребление электроэнергии на 42 млн кВт·ч. Экономию 7,5 млн кВт·ч удалось получить в результате модернизации центробежных секционных насосов в системе поддержания пластового давления.

О положительном опыте рассказывается и в годовом отчёте ПАО «Татнефти». Компания, которая работает преимущественно на зрелых и мелких месторождениях, а также на участках с высоковязкой нефтью, постоянно ищет пути сокращения затрат. На этапе нефтедобычи она внедряет энергоэффективные насосы для процессов подъёма продукции скважин и подготовки нефти. В нефтепереработке активно использует системы рекуперации тепла вторичных энергоресурсов, современные насосные и компрессорные агрегаты.

По итогам 2023 года благодаря всем мероприятиям по энергоэффективности ПАО «Татнефть» рассчитывала сэкономить 164 тысячи т условного топлива. Результат оказался выше ожиданий на 2,4%. Та же ситуация была и в прошлом году: экономический эффект превысил плановые цифры на 4,4%.

Как рассказывает руководитель направления по работе с «Роснефтью» ООО  «ЭЛКАМ» Наталья Абушкевич, сейчас рынок предлагает различные решения для увеличения КПД насосного оборудования.

«В последнее время добыча нефти связана с очень высокими затратами на электроэнергию. В связи с этим вопросы энергоэффективности и повышения КПД скважинного насосного оборудования приобрели особую актуальность. На малодебитном фонде предпочтительной считается добыча УШГН, так они обладают высоким КПД и сравнительно низким электропотреблением.

Сегодня нефтедобывающие компании уделяют особое внимание коэффициенту подачи скважинного штангового насоса и количеству электроэнергии потребляемой наземным приводом. Так, например, для увеличения коэффициента подачи насоса мы рекомендуем применять длинноходовые насосные установки с гидроприводом.

Для повышения КПД при эксплуатации малодебитных скважин, скважин, осложнённых высокой вязкостью нефти, применяют установки штанговых скважинных насосов с линейными наземными приводами и гидроприводами», — рассказывает Наталья Абушкевич.

Цифровые двой­ники месторождений

Ещё один способ, который солидно сокращает энергопотребление и активно используется нефтяными компаниями, — это цифровой двой­ник. Программа позволяет определить оптимальный режим работы оборудования, получить от него максимум отдачи и оптимизировать потребление электричества.

«Цифровой двой­ник позволяет определить установившийся режим сети, прогнозировать его на основе графиков нагрузки от технологов предприятия, а также вычислить режимы электрических сетей при их модернизации, например, путём установки дополнительного оборудования или расширения сетей для подключения нового оборудования. Также ЦДЭС позволяет рассчитать установки защит более точно, чем предлагаемые методики ручного расчёта.

Для электрических сетей нефтедобывающих предприятий использование цифрового двой­ника особенно актуально, учитывая необходимость развития сети путём подключения новых скважин, которые могут быть включены в географическую модель сети, проведения расчёта напряжения в любой точке развивающейся сети и подтверждения или опровержения возможности поддержания в развернутой сети напряжения, требуемого для работы оборудования скважины», — рассказывает старший научный сотрудник, кандидат физико-­математических наук, руководитель проектов в области энергетики ООО «Сумма технологий» Василий Сиротинкин.

Этот метод энергосбережения оценили в ПАО «Роснефть». На флагманском проекте «Восток Ойл» только в прошлом году оптимизация режимов работы техники и внедрение высокоэффективного оборудования на промыслах позволили сэкономить 42 млн кВт-часов.

Кроме того, в российской энергокомпании в прошлом году запатентовали собственное ПО, которое учитывает все технологические особенности скважинного оборудования. Работа в оптимальном режиме эксплуатации, по подсчётам компании, за 5 лет даст экономию в 10 млрд руб­лей.

Переход на альтернативные источники энергии

Ещё один востребованный способ экономии — переход на самостоятельную генерацию. Как правило, нефтекомпании при наличии технической возможности предпочитают централизованные энергосети, однако иногда экономические показатели требуют перехода на собственные источники энергии.

«Выбор источника электроснабжения промышленного предприятия прежде всего определяется наличием возможности подключения к сетям АО „Россети”. Подключение к сетям коллективного использования всегда обеспечивает максимальную надёжность снабжения электроэнергией.

Выбор между собственной генерацией и использованием сетей коллективного пользования должен определяться экономическим расчётом, включающим следующие параметры: длительность эксплуатации месторождения, стоимость доставки топлива для собственных источников генерации, капитальные затраты на строительство собственных источников эксплуатации, стоимость присоединения к внешним источникам электроснабжения», — разъясняет Василий Сиротинкин.

В своём отчёте об устойчивом развитии положительным опытом делится ПАО «ЛУКОЙЛ»: компания активно использует и попутный нефтяной газ, и возобновляемые источники энергии.

Сейчас в компании уровень полезного использования ПНГ составляет 97,3%. Попутный газ здесь применяют в качестве топлива. В прошлом году на добываемый вместе с нефтью газ перевели энергоцентр Южно-­Хыльчуюского месторождения.

Впереди — новые проекты в подразделении «Лукойл-­Пермь». Там на объектах генерации заменяют газовые турбины, которые могут работать на неочищенном попутном газе. До конца 2024 года планируется запустить 15 таких агрегатов, ещё 5 — до 2026 года. Они позволят использовать 5 млн м3 газа в год.

Использование побочных продуктов добычи нефти внедрила и «Башнефть» (входит в «Роснефть»). На Метелинском месторождении для выработки электроэнергии решили использовать кислый газ — продукт, получаемый при очистке природного газа и ПНГ. Именно на кислом газе — пермиате — и будет работать новая установка выработки электроэнергии.

В год она сможет потреблять 17,5 млн м3. Отметим, что на месторождении организована собственная генерация с выработкой более 75 миллионов кВт·ч электроэнергии в год. Она снабжает электричеством не только Метелинское, но и ещё два месторождения.

На солнечную генерацию переводит свои объекты «Газпром нефть». В 2023 году началось строительство второй очереди солнечной электростанции (СЭС) для Омского НПЗ. Её мощность будет составлять 20 МВт. Ещё одну СЭС на 13 МВт планируют построить в Оренбургской области. Оба проекта направлены на замещение внешнего энергоснабжения и снижение выбросов парниковых газов.

Частотно-­регулируемые приводы

Ещё один тренд — частотно-­регулируемые приводы (ЧРП). Как рассказывает старший научный сотрудник, кандидат физико-­математических наук, руководитель проектов в области энергетики петербургской компании ООО «Сумма технологий» Василий Сиротинкин, это оборудование используется и в составе электродвигателей различных агрегатов, в том числе электроцентробежных насосов.

«В нефтегазовой отрасли есть ключевые пути повышения энергоэффективности. К ним можно отнести использование электродвигателей с частотно-­регулируемым приводом и использование ЭЦН с ЧРП, позволяющим отказаться от регулирования потока жидкости с помощью задвижек. В таких ЭЦН скорость движения жидкости зависит от скорости вращения насоса», — разъясняет специалист «Суммы технологий».

Метод, впрочем, не без недостатков, отмечает Василий Сиротинкин. Если доля ЧРП превышает 40%, велика вероятность возникновения гармонических искажений. Они вызывают помехи в работе различных приборов и потери на электросетях.

«Часть из этих воздействий может быть купировано путём применения силовых кабелей между ЧРП и двигателями с односторонне заземлённым экраном», — продолжает Василий Сиротинкин.

Василий Сиротинкин, старший научный сотрудник, кандидат физико-математических наук, руководитель проектов в области энергетики ООО «Сумма технологий» (г. Санкт-Петербург)

«Жизненный цикл цифрового двой­ника энергосистемы (ЦДЭС) состоит из следующих этапов:

• создание цифрового двой­ника;
• верификация путём многократного сравнения данных расчёта с данными АСУТП или АСТУЭ электрических сетей предприятия;
• передача на предприятие экземпляра цифрового двой­ника и его использование диспетчером электрических сетей;
• выполнение технико-экономических расчётов развития сети или её модернизации.

Использование ЦДЭС при планировании развития или модернизации сети позволяет значительно сэкономить капитальные затраты, так как определяет эффективность каждого предлагаемого технического решения».

Текст: Юлия Григорьева