Представлен анализ энергопотребления предприятия по разработке нефтяного месторождения, расположенного в арктической зоне России. Выявлены потенциальные источники энергии. Рассмотрены энергосберегающие технические и организационные мероприятия. Проанализированы возможности повышения энергоэффективности использования энергоресурсов попутного нефтяного газа, выработки электроэнергии с использованием газотурбинного привода и газопоршневых установок.
Нефть, как известно, является одним из важнейших полезных ископаемых, обеспечивающих благополучие многих стран, в том числе и России. Ежегодно в нашей стране добывается более 500 млн. тонн нефти [1]. Однако, значительное количество нефтяных месторождений расположено в арктической зоне, граница которой проходит по Северному полярному кругу севернее 66°33’ с.ш. Разработка таких месторождений осложняется особенностями климатических условий, трудностями доставки грузов и транспортировки нефти, а также удаленностью от мощных энергетических систем.
Выбору технологии добычи нефти посвящено значительное количество работ, в том числе [2]. В зависимости от особенностей месторождения и конкретной скважины (характеристик пласта; свойств нефти; наличия в нефти механических примесей, воды, попутного газа) выбирается метод добычи нефти. В настоящее время в основном используется насосный метод. Для подготовки нефти к транспортировке предусматриваются дожимные насосные станции, установки для сепарации. Все оборудование фонда скважин, комплекса подготовки товарной нефти и внешнего транспорта нефти является мощным потребителем электрической и тепловой энергии. Анализ энергопотребления одного из месторождений на территории Ненецкого автономного округа (НАО) Архангельской области показывает, что для обеспечения технологических (добыча нефти, система поддержания пластового давления ППД, электрообогрев технологических трубопроводов, оборудование нефтеперекачивающей станции) и бытовых потребителей используется до 95% электрической энергии [3]. Выработка электроэнергии обеспечивается за счет дизельных электростанций (ДЭС). Значительное количество дизельного топлива затрачивается и на выработку тепловой энергии, учитывая низкую температуру для расчета отопления (-39°С) и соответственно продолжительность отопительного периода 289 суток [4]. На рисунке 1 приведены данные удельных расходов энергии (УРЭ) на добычу нефтесодержащей жидкости (НСЖ) и нефти в тоннах условного топлива (тут) на тыс. тонн нефти (тн) за год. Из данных видно, что повышенный удельный расход энергии в зимний период связан в первую очередь с затратами на выработку тепловой энергии.
Рисунок 1. Динамика изменения удельных расходов помесячно за год
Сложности доставки дизельного топлива, государственная политика в сфере повышения энергоэффективности производственных процессов, необходимость решения экологических проблем на нефтяных месторождениях обусловливают поиск альтернативных методов получения тепловой и электрической энергии.
Одним из наиболее целесообразных решений снижения расхода дизельного топлива является использование попутного нефтяного газа (ПНГ), неизбежно сопровождающего процесс добычи нефти. Как показывает анализ, выполненный в работах [5, 6], использование ПНГ существенно снижает выброс парниковых газов в атмосферу. При этом, как отмечено в [7], в России объем поступления парниковых газов вследствие факельного сжигания ПНГ составляет порядка 35 млрд. м3/год, что больше, чем в сумме на месторождениях Нигерии, Ирака и Ирана. Этому есть объективные причины, связанные с объемами добычи нефти, с удаленностью отечественных месторождений от населенных пунктов – потенциальных потребителей энергии. Ограничения использования ПНГ связаны с нестабильностью его химического состава. В отличие от традиционного природного ПНГ содержит помимо метана и этана тяжелые углеводороды (пропан, бутан, пентан, гексан и т.д.), углерода диоксид, азот. При этом содержание газообразных компонентов колеблется в достаточно широких пределах (метан от 65 до 93%, этан до 15%). Кроме того в состав ПНГ могут входить также сероводород, меркаптаны, гелий, аргон, что требует соответствующих систем очистки, среди которых перспективными считаются мембранные технологии. Количество ПНГ варьируется от 1 до нескольких тыс. м3 в 1 т добываемой нефти, но сокращается по мере эксплуатации месторождения. Существенные проблемы при подготовке ПНГ возникают также вследствие его высокого влагосодержания.
В России ПНГ используется преимущественно для подогрева нефти в специальных технологических печах на этапах получения товарного продукта и в процессе подготовки к транспортировке. Однако в таких печах не предусмотрена система утилизации теплоты отходящих газов, температура которых по данным обследований [3] достигает 583°С. Использование газоводяных теплообменников, широко применяемых на компрессорных станциях, позволило бы обеспечить тепловой энергией вахтовый поселок и производственные объекты, таким образом снизить затраты дизельного топлива. Но в настоящее время для теплоснабжения используется собственная водогрейная котельная на дизельном топливе, а на удаленных объектах – электрические нагревательные приборы. На рисунке 2 представлены данные по фактическому расходу дизельного топлива на выработку тепловой энергии и потенциально возможные при использовании системы утилизации теплоты (СУТ).
Рисунок 2. Фактический расход дизельного топлива, т, на выработку тепловой энергии и потенциально возможный при использовании СУТ
Котельная также не имеет системы утилизации теплоты, при этом значительные потери теплоты связаны с наземной прокладкой тепловых сетей, плохой изоляцией, с несоответствием теплотехнических характеристик ограждающих конструкций вахтовых поселков современным требованиям энергосбережения [8]. Вследствие этого избыточное потребление тепловой энергии также приводит к перерасходу дизельного топлива. Кроме того для снижения потребления тепловой энергии возможно использование современных автоматизированных тепловых пунктов с погодным регулированием.
Помимо выработки тепловой энергии на нужды отопления и горячего водоснабжения, дизельное топливо используется по следующим направлениям:
- электростанция (выработка электроэнергии);
- автомобильный транспорт.
При использовании газовых электростанций (ГТЭС) в настоящее время отходящие газы от газовой турбины с температурой порядка 500°С удаляются без утилизации, увеличивая тепловое загрязнение в атмосфере. Кроме того, безрегенеративный цикл имеет достаточно низкий КПД (28-32%). С целью энергосбережения предлагается использование регенеративного цикла для подогрева циклового воздуха, также широко используемого в газотурбинных агрегатах привода нагнетателей газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов.
На рисунке 3 представлен термодинамический цикл ГТУ с подводом тепловой энергии при постоянном давлении.
Рисунок 3. Термодинамический цикл ГТУ с подводом тепловой энергии при постоянном давлении:
а) термодинамический цикл с подводом тепловой энергии в p-v диаграмме.
б) термодинамический цикл с подводом тепловой энергии в t-s диаграмме.
1-2 – адиабатное сжатие воздуха в компрессоре;
2-3 – подвод тепловой энергии в КС при постоянном давлении;
3-4 – адиабатное расширение продуктов сгорания в турбине;
4-1 – изобарный отвод тепловой энергии, выхлоп продуктов сгорания в атмосферу
Соответственно в цикле ГТУ с использованием регенерации благодаря возврату части тепловой энергии обратно в цикл снижается расход топлива, предназначенный для нагрева рабочего тела в камере сгорания. Принципиальная схема ГТУ с регенерацией тепловой энергии представлена на рисунке 4.
Рисунок 4. Принципиальная схема ГТУ с регенерацией тепловой энергии
Использование регенеративного цикла по данным анализа [3] обеспечит снижение удельного расхода топливного газа на 0,01 кг/кВт·ч, что соответствует повышению КПД до 37%.
Другим возможным направлением энергосбережения при выработке энергоресурсов на нефтяном месторождении является использование газопоршневых двигателей, которые более приспособлены для работы на частичных нагрузках и менее подвержены влиянию высокой температуры окружающего воздуха, чем газовые турбины, а также имеют более высокий КПД [9].
Перспективным направлением можно считать и использование парогазового цикла, позволяющего снизить температуру отходящих газов и повысить КПД установки до 60%.
В системе электроснабжения основных производственных площадок предприятия также имеют место потенциальные возможности для энергосбережения. Технические потери в электрических сетях – это нагрузочные потери (37%) и потери холостого хода (62%), обусловленные неравномерностью потребления электроэнергии. Согласно [10] предельное значение коэффициента реактивной мощности (tgφ) для потребителей, присоединенных к сетям напряжением 6 кВ, составляет 0,4. Для анализа уровня компенсации реактивной мощности в сетях исследуемого предприятия были рассчитаны на основе экспериментальных данных значения tgφ по отходящим фидерам. Превышение уровня реактивной мощности на 11 из 63 исследованных фидеров 6 кВ показывает недостаточный уровень компенсации реактивной мощности. Увеличение коэффициента реактивной мощности приводит к росту потерь электроэнергии в электрических сетях и увеличению затрат на электрическую энергию.
Для повышения энергоэффективности функционирования насосов в системах ППД и транспортировки нефти, рекомендуется внедрение частотно-регулируемого привода (ЧРП). Однако необходимо отметить, что при установке ЧРП на высоковольтные электродвигатели (ЭД), преобразователи будут оборудованы силовыми трансформаторами порядка 1000 кВА (для ЭД 630 кВт). При этом требуется учитывать потери холостого хода и короткого замыкания, которые будут составлять не менее 2% от мощности силовых трансформаторов, а также дополнительно требуется учитывать затраты на собственные нужды блок-модулей ЧРП не менее 0,5% от мощности, тогда суммарная величина снижения потенциала составит 2,5% для каждого агрегата.
Таким образом, суммарный ориентировочный потенциал экономии электроэнергии от внедрения системы ЧРП на насосах системы ППД составит 2924,2 тыс. кВт×ч/год.
При исследовании режима работы насосов для перекачки товарной нефти от центрального пункта сбора нефти (ЦПС) установлено, что насосы работают с переменной нагрузкой, что обусловлено регулированием производительности посредством дросселирования. В этой системе также наиболее экономичным способом регулирования является ЧРП, способствующему экономии электроэнергии в количестве 6250,2 тыс. кВт×ч/год за счет снижения потребляемой мощности и автоматизации технологического процесса.
На предприятии для электрического обогрева магистральных трубопроводов внедрена современная энергоэффективная автоматизированная индукционно-резистивная система [3], позволяющая поддерживать необходимый температурный режим для транспортирования нефти (40…45°С) и воды (+10°С). Однако во избежание нерационального потребления электроэнергии система требует модернизации, которая заключается в установке дополнительных температурных датчиков на каждый параллельный трубопровод до общего коллектора.
С точки зрения применения альтернативных источников энергии на рассматриваемых месторождениях могут быть использованы ветрогенераторы для генерации электрической энергии, поскольку объекты располагаются в зоне Большеземельской тундры с равнинным характером рельефа. Средняя скорость ветра составляет 4—8 м/с, что определяет целесообразность применения ветрогенераторов. Расчет для одной производственной площадки показывает, что при установке ветрогенераторов общей мощностью 396 кВт потенциал энергосбережения составит 2102,4 тыс. кВт×ч/год.
Одним из последних направлений в области энергосбережения, в частности в Евросоюзе, является использование когенерации энергии [7]. Так на 2020 год планируется вклад когенерации в области энергосбережения порядка 15% и снижения парниковых газов – 24%. При этом растет и доля когенерации с использованием альтернативных источников энергии. Целесообразность применения распределенной энергетики обусловлена традиционным подбором оборудования на пиковые режимы, при этом структура потребления энергоресурсов неравномерна. Особенно рациональным решением для энергодефицитных районов освоения нефтяных месторождений является использование распределенной энергетики на базе газопоршневых электростанций (ГПЭС) с газодизельными двигателями и утилизационными модулями. Такое решение позволит, начиная с этапа эксплуатационного бурения, отказаться от котельных. Модульная технология обеспечит возможность постепенного наращивания генераторов и потребителей энергоресурсов, позволит заменить электрообогрев трубопроводов на тепловой с использованием антифризов.
Однако распределенная энергетика не исключает в настоящее время необходимости доставки дизельного топлива, подготовки для соответствующих генераторов энергии топливного газа (ПНГ), «сырой» нефти или ее высоковязких продуктов переработки. Для решения этой проблемы предлагается использовать известный тепловой двигатель Стирлинга [11], не требующий специальной подготовки топлива и использующий любой источник теплоты, например, солнечную энергию, попутный нефтяной газ.
Термодинамический цикл Стирлинга основан на периодическом нагреве и охлаждении рабочего тела, с извлечением энергии из возникающего при этом изменения давления (рисунок 5).
Рисунок 5. Диаграммы идеального цикла Стирлинга
Процесс а–с изотермическое сжатие при интенсивном отводе теплоты , при этом .
Процесс c–z изохорный, , температура рабочего тела увеличивается от до при подводе теплоты .
Процесс z–e изотермическое расширение ( ) к рабочему телу подводится теплота .
Процесс e–a изохорный, , с отводом теплоты .
Внешний подвод теплоты осуществляется через теплопроводящую стенку. Рабочее тело во время работы находится в закрытом пространстве.
Работа в цикле Стирлинга представляет собой разность работы, полученной в процессе изотермического расширения (подвод теплоты ), и работы, затраченной в процессе изотермического сжатия с отводом теплоты ( ). Термический КПД цикла определяется по формуле:
где – степень сжатия; – степень повышения температуры; – показатель адиабаты.
Среди достоинств двигателей Стирлинга можно отметить простоту конструкции, экономичность эксплуатации, экологичность. Однако, громоздкость и материалоёмкость, инерционность при изменении теплового потока, потребность в создании высоких давлений ограничивают использование двигателей Стирлинга.
Особое место при разработке нефтяных месторождений в условиях многолетнемерзлых пород занимают энергосберегающие технологии, связанные с необходимостью термостабилизации этих пород во избежание деформации эксплуатационных скважин и потенциальных аварийных ситуаций.
Многолетнемёрзлые породы в Большеземельской тундре НАО занимают почти всю центральную и северо-восточную части округа — 95 %. Мощность многолетнемёрзлых пород достигает 500 метров, температура колеблется от −5 °C до −2 °C.
В настоящее время используются следующие технические решения с целью недопущения растепления многолетнемерзлых пород: обвязка и подвеска обсадных колонн, термоизоляция обсадных колонн, сооружение сезонно-действующих охлаждающих устройств (тепловых труб) [13]. Более надежным способом борьбы с растеплением грунтов является использование геотермальных тепловых насосов, при этом теплота может быть использована для целей отопления и горячего водоснабжения объектов.
Использование предлагаемых энергосберегающих технологий при эксплуатации нефтяных месторождений позволит снизить затраты на топливо, количество вредных выбросов и тепловое загрязнение атмосферы.
Литература:
1. https://energybase.ru/oil-gas-field
2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 653 с.
3. Уляшева, В.М. Анализ мероприятий по энергосбережению при эксплуатации нефтяного месторождения / В.М. Уляшева, Н.С. Пономарев // Сантехника. Отопление. Кондиционирование. – 2019. – №11. – С.44–49.
4. СП 131.13330.2018 Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99* / Минрегион России. – М.: ФАУ «ФЦС», 2018 - 109 с.
5. PBL Netherlands Environmental Assessment Agency (2014), Trends in global CO2 emissions: 2014 Report, Institute for Environment and Sustainability (IES) of the European Commission’s Joint Research Centre (JRC), (: www.pbl.nl/en or edgar.jrc.ec.europa.eu).
6. Iran's NISOC Signs Contracts to Cut Flaring
https://financialtribune.com/articles/energy/100537/irans-nisoc-signs-contracts-to-cut-flaring
7. Kathem Hassan Ali. Eco technology and Sustainable Building Engineering
http://miun.diva-portal.org/smash/get/diva2%3A768346/FULLTEXT01.pdf
8. СП 50.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП 23–02–2003. Тепловая защита зданий. – Введ. 2013– 07– 01. – М.: Минрегион России, 2013. – 95с.
9. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Ш.К. Гиматудинова, Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. – М.:Недра, 1983. – 455с.
10. Приказ Минпромэнерго РФ от 23.06.2015 №380 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств»
11. Луканин, В.Н. Теплотехника /В.Н. Луканин, М.Г. Шатров, Г.М. Камфер и др.; Под ред. В.Н. Луканина. – 7-е изд., испр. – М.: Высш. Шк., 2009. – 671 с.
12. Горелик, Я.Б. Динамика протаивания мерзлых пород в зоне влияния двух скважин / Я.Б. Горелик, А.Б. Шабаров, Ю.С. Сысоев // Криосфера земли. 2008. Т. XII. №1. С. 59-65.
