Какие решения помогают нефтяникам сберечь энергию и деньги

Повышение энергоэффективности нефтедобычи — актуальная задача для большинства российских нефтегазовых компаний. Попробуем разобраться, какие решения помогают нефтяникам сберечь энергию и деньги.

Значительная доля российских месторождений сегодня находится на поздней стадии жизненного цикла, что чревато высоким процентом малодебитных скважин и скважин с высокой степенью обводнения. Если говорить о новых лицензионных участках, то их запасы в большинстве своем относятся к категории трудноизвлекаемых в силу географического расположения и геологии пласта. В том и другом случае добывающим компаниям очень важно снизить себестоимость производства нефти, поэтому сокращение издержек на энергоресурсы становится непременным условием конкурентоспособности.

Даже в условиях низкой цены на нефть и ограничения доступа к выгодному финансированию, ведущие игроки отрасли активно реализуют программы, направленные на повышение энергоэффективности. К примеру, НК «Роснефть» в 2015 году сэкономила по программе энергосбережения более 1 млн. тонн условного топлива — это 7,3 млрд руб. в денежном выражении. Основная доля экономии (673 тыс. т у.т.) пришлась на нефтегазодобычу. В повышение энергоэффективности активно инвестируют «Газпром нефть», «Лукойл», «Башнефть» и другие нефтяные компании.

Как и в других отраслях, повышение энергоэффективности месторождений начинается с внедрения систем энергоменеджмента. Такие системы позволяют проанализировать текущую ситуацию, а затем оптимизировать режимы работы технологического оборудования; к примеру, действенной мерой может быть перевод малодебитных скважин в режим периодической эксплуатации. Немаловажную роль играет мотивации персонала, его высокая вовлеченность в достижение целей по энергоэффективности. Но, пожалуй, главный ключ к успеху — освоение современного энергоэффективного оборудования и технологий нефтедобычи. Об этом мы и поговорим подробнее.

Сэкономить на генерации и покупке энергии

«Энергоэффективность предприятий заключается в получении энергии по меньшей цене и/или в ее эффективном использовании, — объясняет Сергей Попов, директор по маркетингу подразделения «Промышленная автоматизация» компании Honeywell. —

Чтобы купить более дешевую энергию, необходимо достаточно точно планировать потребление и грамотно управлять контрактами. В случаях, когда на месторождении присутствует собственная генерация, нужно оптимизировать технологический процесс производства энергии. Если говорить об эффективном использовании ТЭР, то оно связано с оптимизацией технологических процессов, с предотвращениями утечек энергии (например, пара или электроэнергии), а также с оптимизацией операционной деятельности предприятий».

Итак, как сэкономить на организации источников электроснабжения, производстве электроэнергии и покупке ТЭР у снабжающих компаний? Прежде всего, нужно понять, каково текущее положение дел на месторождении, кто основные потребители и где участки наибольших потерь.

«Чтобы улучшить энергетические показатели производства, практически все российские нефтегазовые компании внедряют мониторинг его энергопотребления, — говорит Азат Низамов, заместитель генерального директора SAP СНГ. — Современные технологические системы позволяют обеспечить достоверный расчет энергоэффективности месторождения с учетом множества разнородных показателей. При этом из процесса сбора и проверки данных практически полностью исключается человеческий фактор: конечный пользователь разбирает только исключительные ситуации. Это сокращает время закрытия отчетного периода и оперативно влиять на возникающие отклонения технологических параметров.Такие технологии позволяют оперативно собирать данные о фактическом энергопотреблении и определять объекты с наибольшими отклонениями от плана. Полученная информация становится основанием для уточнения плановых удельных норм, снижение которых позволяет оптимизировать закупку или генерацию энергии».

Качественный энергоучет дает возможность достаточно точно спрогнозировать, какой объем энергии месторождению необходимо выработать на собственных генерирующих мощностях или закупить на оптовом рынке энергии и мощности. Только за счет правильного выбора тарифного плана и грамотного управления контрактами крупные компании могут сэкономить миллионы рублей.

«По нашим оценкам, компаниям - лидерам нефтегазовой отрасли, таким как «Роснефть», «Лукойл», «Газпром», «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз», «тюнинг» процессов мониторинга позволит сократить объемы годового энергопотребления минимум на 2-3%. — сообщает Азат Низамов. — Однако на данный момент для его полноценной реализации необходимо перейти от разрозненных ИТ-систем предприятий к единому информационному пространству».

Системы мониторинга позволяют комплексно увидеть проблему эффективности. К примеру, если месторождение имеет собственную генерацию на основе установок утилизации попутного газа, то важно посчитать, чтобы крупная экономия электроэнергии (например, за счет покупки дорогостоящего энергоэффективного оборудования) не привела к необходимости сжигать газ на факелах и платить за это штрафы.

Чтобы обеспечить надежную работу оборудования и техпроцессов непрерывного цикла, на месторождениях нередко используются источники бесперебойного питания. Здесь тоже кроется определенный потенциал экономии. Как отмечает Станислав Макушкин, руководитель направления «Нефть и газ» компании Eaton, ИБП, оснащенные системой экономии энергии, могут иметь КПД до 99%. За три-пять лет эксплуатации такая технология позволяет сэкономить сумму, эквивалентную полной стоимости источника питания.

Главный потребитель — оборудование для скважин

Если на предприятиях ряда отраслей выраженную экономию можно получить за счет замены источников света и оптимизации работы вспомогательного инженерного оборудования, то на нефтяных месторождениях такие меры не дадут выраженного эффекта. Здесь максимальное потребление энергоресурсов приходится на подъем жидкости на поверхность и работу систем поддержания пластового давления. Поэтому существенно снизить потребление можно за счет внедрения энергоэффективного технологического оборудования скважин, либо оптимизации его работы.

Ряд экспертов полагает, что пока революционные прорывы в конструкции насосов — дело будущего. Тем не менее, некоторые инновационные решения есть на рынке уже сегодня. В частности, компания «Новомет» (г. Пермь) предлагает энергоэффективные УЭЦН (установки электроцентробежных насосов) с повышенным КПД. Специалисты компании отмечают, что в погружных центробежных насосных установках 80–90% потерь мощности происходит в насосе и двигателе, поэтому в первую очередь необходимо поднимать КПД этих элементов. Для этого разработчики предлагают перейти на вентильные двигатели и ступени новой конструкции, работающие на повышенных частотах вращения.

Хотя некоторые эксперты воспринимают новинку скептически, опыт эксплуатации показывает интересные результаты. По замерам, сделанным нефтяными компаниями в РФ и за рубежом, использование насоса производства «Новомет» позволило снизить энергопотребление на 25-37%. Одним из наиболее активных потребителей насосов стала компания «Газпром нефть». Впрочем, ее дочерние общества активно внедряют энергоэффективные УЭЦН различных производителей, в частности продукцию компании «Тюменские насосы «Шлюмберже». Также представители компании отмечают заинтересованность в апробации новых электроплунжерных насосов, при этом ожидают до 20% экономии электроэнергии.

В погоне за инновациями, важно не упустить соображения экономической целесообразности. Необходимо обращать внимание на совокупную стоимость владения оборудованием, его ремонтопригодность и отказоустойчивость. Даже очень высокая энергоэффективность вряд ли окупит длительные простои ненадежного насоса. Кроме того, величина достигнутой экономии в период эксплуатации должна превышать разницу в цене между обычным и «продвинутым» насосом.

Сократить энергопотребление и продлить срок службы добычных насосов помогают частотные преобразователи, плавно регулирующие скорость работы электропривода.

«За счет преобразователей частоты можно снизить энергопотребление насоса до 25 %, — отмечает Михаил Черкасов, директор по работе с ключевыми заказчиками в нефтегазовой сфере компании Schneider Electric в России и СНГ. — В зависимости от дебита скважины такое оборудование окупается в срок от нескольких месяцев до года. В составе станций интеллектуального управления системами поддержания пластового давления преобразователи дают еще более выраженный эффект. Система автоматизации такой станции достаточно проста, но при этом она помогает закачивать в пласт ровно столько воды, сколько необходимо, и тем самым не допускать чрезмерного обводнения скважины. В результате нефтяная компания не только экономит ТЭР и затраты на водоподготовку, но и продлевает жизненный цикл скважины».

От «умных» скважин» - к «умному» месторождению

Безусловно, главный тренд XXI века — использование разнообразных систем управления, возникших благодаря появлению недорогих, но надежных датчиков, высокоскоростных каналов передачи данных и других достижений в сфере ИТ-индустрии. Это могут быть системы управления отдельной скважиной или целым месторождением.

«Максимальных результатов позволяют достичь энергоэффективные технологии, укладывающиеся в концепцию новой индустриальной революции и промышленного интернета вещей, — убежден Михаил Черкасов. — Применительно к нефтедобыче — это «умное месторождение» (Smart Field), то есть система, позволяющая управлять нефтяным пластом и контролировать процесс добычи таким образом, чтобы, с одной стороны, увеличить производство нефти, а с другой — оптимизировать затраты на потребляемую энергию».

По разным оценкам, Smart Field позволяет сократить энергопотребление месторождения в целом на 12-25 %. Кроме того, дает еще массу эффектов, таких, как рост производительности и безопасности, продление жизненного цикла пласта, снижение эксплуатационных затрат, связанное с бесперебойной работой всех технологических установок.

«Все современные технологии в сфере нефтедобычи, в том числе так называемые технологии «цифрового месторождения», так или иначе, связаны с энергоэффективностью, — говорит Сергей Попов. — Они включают в себя решения по оптимизации технологических процессов, технологии для коммерческого и технического учета энергоносителей, оптимизацию операционной деятельности и энергопотребления за счет внедрения диспетчерских систем типа АСОДУ или MES систем».

Станислав Макушкин отмечает, что, несмотря на свой огромный потенциал, интеллектуальные технологии пока несколько недооценены в нефтегазовой отрасли: «Мы видим, как начинает набирать обороты такое направление, как «умное месторождение». Его развитие может существенно помочь в решении самых насущных проблем нефтегазовой отрасли России. Однако говорить о скорой и повсеместной «интеллектуализации» месторождений пока рано, так как отрасль по-прежнему довольно консервативна».

Тем не менее, эксперты единодушны в том, что рано или поздно, российские нефтедобывающие компании придут к комплексному освоению технологий «умного месторождения», поскольку это оптимальный инструмент для решения наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяниками. В обозримой перспективе интеллектуальные решения будут неотъемлемым условием конкурентоспособности и ответственного природопользования.

Финансовый вопрос

Сегодня, когда нефтедобывающие компании не имеют доступа к дешевым кредитам и так называемым «длинным деньгам», достаточно остро стоит вопрос финансирования.

«Чтобы понять, как повысить энергоэффективность и на чем можно сэкономить, необходимо провести предпроектное обследование объекта, но это дорогостоящий процесс, и далеко не все компании готовы в него инвестировать, — сетует Виктор Дозорцев, директор департамента высокотехнологичных решений «Промышленная автоматизация» Honeywell.— На Западе существует следующая практика: компании, предлагающие энергоэффективные решения, бесплатно проводят мониторинг объекта и затем внедряют свои технологии. За счет экономии электроэнергии они компенсируют свои затраты. Заказчик, в свою очередь, повышает уровень энергоэффективности и, окупив затраты вендора, сразу получает чистую прибыль. В России эта практика пока не работает».

Справедливости ради отметим, что в России в ряде отраслей промышленности для внедрения энергоэффективных технологий активно используются энергосервисные контракты. Это инструмент, предполагающий, что затраты стороннего инвестора возмещаются за счет экономии средств, достигнутой в результате внедрения энергосберегающих решений.
В российской «нефтянке» энерговервис пока не получил широкого распространения. Пока известно только о единичных примерах подобного рода. В частности, в 2015 году компания Schneider Electric заявляла о реализации пилотных проектов с использованием перфоманс-контрактов — разновидности энергосервиса, при которой поставщик решений и оборудования сам договаривается с банками о проектном финансировании, а заказчик возвращает средства по окончании тестового периода, а не постепенно на протяжении всего срока окупаемости.

Вполне вероятно, что невысокая популярность энергосервиса в нефтегазовой отрасли связана с тем, что компаниям все-таки достаточно оборотных средств для реализации мероприятий без привлечения стороннего финансирования. По крайней мере, пока падение цен на углеводороды не повернуло вспять возникший несколько лет назад тренд на энергоэффективность. И сегодня есть все основания полагать, что нефтедобывающие компании будут и дальше активно заниматься вопросами энергосбережения. В первую очередь потому, что это соответствует их собственным интересам.

http://www.energyland.info/analitic-show-152242