Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья

Подождите немного. Документ загружается.

224

где a

и b

– координаты моста. Здесь первое слагаемое учиты-

вает затраты на перевозки между объектами на берегу

и мос-

том и является постоянной величиной, а второе – транспортные

затраты на участке между мостом и новым объектом.

Вид зависимости (3.60) позволяет свести решение задачи к

задаче без препятствий, если на месте расположения моста раз-

местить фиктивный объект с удельными затратами, равными

сумме удельных затрат объектов на берегу

. Решение ищется

методом итерации по формулам (3.56).

Если полученное оптимальное расположение объекта совпа-

дает с координатами фиктивного объекта (моста), то это означа-

ет, что неверно было выбрано начальное положение нового объ-

екта, и оптимальное решение должно соответствовать другому

берегу реки. В этом случае процедуру расчета необходимо повто-

рить при новых начальных данных.

Рассмотрим случай, когда размеры препятствия по порядку

величины сравнимы с радиусом зоны расположения объектов.

Очевидно, что при симметричном расположении одинаковых

объектов вокруг препятствия существует множество решений с

равными значениями целевой функции. Поэтому получение

единственного оптимального решения предполагает наличие оп-

ределенной асимметрии в расположении (или в весах w

) объ-

ектов.

Чтобы получить решение наиболее близкое к оптимальному,

необходимо определить группу объектов, которые вносят наи-

больший вклад в целевую функцию и, в тоже время, непрерыв-

ное решение для которых заведомо не «конфликтует» с препят-

ствием. В качестве первого приближения получим решение без

учета препятствия. Возможны три случая.

1. Ни сам новый объект, ни его связи не пересекаются с пре-

пятствием. В этом случае полученное решение и есть искомое

оптимальное решение.

2. Новый объект не лежит в области препятствия, но его свя-

зи пересекаются с препятствием.

3. Новый объект лежит в области препятствия.

Для придания наглядности дальнейшим рассуждениям обра-

тим внимание на то обстоятельство, что вклад в целевую функ-

цию любого объекта, равный w

d(X, P

), можно трактовать как

силу натяжения пружины с жесткостью w

, растянутую на длину

d(X, P

). Систему связей нового объекта можно рассматривать

как систему растянутых пружин, тогда оптимальное расположе-

ние нового объекта соответствует положению равновесия точки

соединения пружин. Поэтому в случаях 2 и 3 представляется

разумным временно исключить из расчетов «наиболее мешаю-

225

щую связь», а именно ту, линия действия которой пересекает

препятствие ближе к его геометрическому центру. Тем самым

устраняется «притяжение» исключенного объекта, и после по-

вторного расчета новый объект переместится в сторону, противо-

положную препятствию. При этом связи, ранее пересекавшие

препятствие, могут выйти из запрещенной области, а если это не

так, то процедура исключения повторяется.

После исключения всех мешающих связей положение нового

объекта оптимально для всех объектов, кроме исключенных в

процессе расчета. Дальнейшее решение сводится к решению рас-

смотренной выше задачи о размещении объекта при наличии

препятствия большого размера.

Полученное решение не является оптимальным в смысле оп-

ределения глобального минимума целевой функции, но простота

реализации вычислительной процедуры и минимальное время

вычислений позволяют получить набор возможных решений, из

которого можно выбрать наилучшее не только по минимуму за-

трат, но и по другим параметрам, которые не были учтены при

постановке задачи.

Примеры практического применения предложенных алгорит-

мов будут рассмотрены в четвертой главе книги при определении

координат размещения энергетических объектов на предприятиях

нефтегазовой отрасли.

Список литературы к главе 3

Смородов Е.А

., Деев

В.Г.,

Исмаков Р.А.

Методы экспресс

оценки качества

фонда нефтедобывающих скважин/ / Известия Вузов. Нефть и газ.

– 2001.–

№ 1.

–

С. 40

–44.

Джини К

. Средние величины.

–

М.: Статистика, 1970.

Гнеденко Б.В.

Беляев Ю.К

Соловьев А.Д

. Математические методы в теории

надежности.

–

М.: Наука, 1965.

–

524 с.

Байков И.Р

Смородов Е.А

Смородова О.В

. Моделирование отказов газопе

рекачивающих агрегатов методом Монте

Карло/ / Газовая промышленность.

–

2000. –

№ 2.

–

С. 20

–22.

Нечваль А.М

Коршак А.А

. Определение относительной скорости газовых

скоплений при их выносе потоком перекачиваемой жидкости/ / Известия вузов.

Нефть и газ.

– 1991.–

№ 4.

–

С. 34

–38.

Бычков В.Е

Удлер Э.И

Рыбаков К.В

Турчанинов В.Е

. Динамика процесса

промывки трубопровода перекачиваемым продуктом/ / Транспорт и хранение неф-

тепродуктов и углеводородного сырья.

–

ЦНИИТЭнефтехим.

– 1978. –

№ 6.

–

С. 23

–26.

Курицкий Б.Я.

Поиск оптимальных решений средствами Excel 7.0.

–

С.Пб.:.

«BHV-

Санкт

Петербург», 1997.

–

384 с.

Вентцель Е.С.

Исследование операций. Задачи, принципы, методология.

–

М.: Наука, 1988.

–

206 с.

Исследование

операций.: В 2

х томах: Пер. с англ./ Под ред. Дж. Моудера,

С. Элмаграби.

–

М.: Мир, 1981.

–

677 с.

10.

Черчмен У

Акоф Р

Арноф Л

. Введение в исследование операции.

–

М.:

Наука, 1968.

–

486 с.

226

11.

Краснослободцев Н.И

. Анализ работы электропогружного оборудования на

промыслах нефтедобычи ОАО «Томскнефть» ВНК и причины преждевременных

отказов/ / Материалы научно

технической конференции молодых специалистов.

–

Самара, 24

–

27 октября 2001. (

http://www.sibintek.ru).

12.

Байков И.Р

Смородов Е.А

Китаев С.В

. Изучение влияния очистных ме-

роприятий проточных частей осевых компрессоров на надежность работы газо-

турбинных установок/ / Проблемы энергетики: Известия вузов.

– 2000. –

№ 5

–

6. –

С. 77

–82.

13.

Бесклетный М.Е

Игуменцев Е.А

Бесценная Р.Д

. Влияние воздействия

очистительной крошки на уровень напряженности лопаток турбокомпрессо-

ра/ / «Транспорт и хранение газа».

– 1980. –

№ 4.

–

С. 10

–16.

14.

Широков Н

Дымшиц Г

Шамрук Г

. Очистка проточной части осевых ком-

прессоров газовых турбин от загрязнений.

–

М.: ЭИ ЦНТИГАЗПРОМ.

– 1963. –

№ 3.

15.

Пустыльник Е.И

. Статистические методы анализа и обработки наблюде-

ний. – М.: Наука, 1968.

–

288 с.

16.

Воробьев Н.Н

. Теория игр для экономистов

кибернетиков.

–

М.: Наука,

1985. –

271 с.

17.

Мулен Э

. Теория игр с примерами из математической экономики.

–

М.:

Мир, 1985.

–

198 с.

18.

Байков И.Р

Смородов Е.А.,

Смородова О.В

Оптимизация размещения

энергетических объектов по критерию минимальных потерь энергии/ / Известия

вузов. Проблемы энергетики.

– 1999. –

№ 3

–4,

КЭИ.

–

С. 27

–30.

19.

Gabot A.V

Francis R.L

Stary M.A

./A Network flow solution to a rectilinear

distance facility location problem./AIIE Trans., 2, No. 2, 132–141 (1970).

227

Глава 4

……….

ПОВЫШЕНИЕ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ

ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОВОГО

КОМПЛЕКСА

Увеличение затрат на добычу углеводородного сырья приво-

дит к необходимости решать вопросы энергосбережения, кото-

рые, главным образом, связаны с вопросами уменьшения удель-

ных затрат электрической энергии.

Возможности ресурсосберегающих технологий в отрасли чрез-

вычайно велики. Так, только разработка и внедрение энергосбе-

регающих мероприятий позволили ОАО «Татнефть» за послед-

ние 7 лет снизить энергопотребление на производственную дея-

тельность на 20,6 %.

Немаловажное значение имеют энергетическая самостоятель-

ность отрасли и надежность энергоснабжения. Рост тарифов

энергоснабжающих компаний приводит к существенному увели-

чению стоимости добычи нефти. Например, по этой причине се-

бестоимость добычи нефти в нефтяной компании «ЮКОС» в

1999 г. составляла 2,82 долл. за баррель, а в 2000 г. она выросла

до 3,66 долл. за баррель.

К сожалению, с точки зрения изменения качества энергопо-

требления, последние 20–25 лет для России оказались потеряны.

В течение всего этого времени основной целью был рост добычи,

а не развитие энергосбережения. Также как и советская эконо-

мика, экономика России продолжает расходовать в 2–3 раза

больше энергии на единицу продукции, чем промышленно разви-

тые страны Запада.

Важнейшим показателем энергоэффективности производства

является удельное энергопотребление, т.е. количество энергии,

затраченное на производство единицы продукции, или, в сопос-

тавимом для любой сферы производства виде, отношение коли-

чества затраченного условного топлива к стоимости произведен-

ной продукции. По величине последнего показателя Россия от-

стает от среднемирового уровня в несколько раз (табл. 4.1).

Стоимость израсходованных энергоресурсов в конечном итоге

228

Таблица 4.1

Сравнительные показатели энергопотребления

∗

Показатели

Уровень

Потребление ТЭР на

1 человека

(тут./ человек )

Удельная энергоемкость

ВНП

(тут./ $1000)

Среднемировой

2,36 0,433

Среднероссийский

6,18 1,287

Данные Международного энергетического агентства, цитируются по ма

териалам: «Программа энергосбережения в Чувашии».

добавляется к себестоимости производимой продукции, снижая,

в условиях рыночных отношений, конкурентоспособность про-

изводства.

Кроме того, как будет показано ниже, величина удельных

энергозатрат может служить обобщенным показателем техниче-

ского состояния нефтегазовых месторождений и систем трубо-

проводного транспорта углеводородов. Действительно, многие

развивающиеся дефекты, например, в нефтедобыче (негерметич-

ность НКТ, засорение песком, солями или парафином, снижение

динамического уровня и др.), вызывают постепенное увеличение

удельных затрат электроэнергии. Поэтому динамика удельных

затрат может служить достаточно информативным диагностиче-

ским критерием текущего технического состояния оборудования

нефтегазовых промыслов.

В связи с этим особую актуальность приобретают вопросы

создания стратегии эксплуатации существующего и внедрения

нового технологического и энергетического оборудования, позво-

ляющего повысить энергетическую эффективность и надежность

эксплуатации нефтегазовых промыслов. Диагностические воз-

можности показателя удельного расхода энергии повышают акту-

альность разработки методов контроля уровня текущих удельных

энергозатрат и методов диагностического анализа этих данных на

предприятиях нефтегазовой отрасли.

4.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Издержки на добычу и транспорт нефти и газа зависят от

многих факторов – характеристик месторождения, стадии и ме-

тодов его разработки, технического состояния и типа и техниче-

229

ского состояния добывающего и транспортного оборудования и

т.д. Затраты на добычу нефти варьируются в пределах от 0,5–

1 долл./ баррель (Иран, Ирак, Саудовская Аравия) до 20–

35 долл./ баррель (США, кроме Аляски и Техаса, Канада).

Для нефтяных месторождений России удельные затраты со-

ставляют 5–10 долл./ баррель, что составляет от 25 до 50 % от

стоимости продажи этой нефти на мировом рынке.

В структуре издержек затраты на энергоресурсы составляют

10–15 % [1], что в количественном выражении в масштабе неф-

тегазовой отрасли представляет значительную величину.

Затраты энергоресурсов в процессе производства подразделя-

ются на производственно необходимые и потери, и их соотноше-

ние определяет энергоэффективность предприятия.

Для разработки методов повышения эффективности исполь-

зования энергоносителей необходимо иметь количественные по-

казатели энергоэффективности производства, одним из которых

являются удельные затраты.

4.1.1. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ УДЕЛЬНЫХ ЗАТРАТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

В НЕФТЕДОБЫЧЕ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ В ДИАГНОСТИКЕ

ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

Основным видом энергоресурсов, затрачиваемых в технологи-

ческих процессах добычи нефти и газа, является электрическая

энергия (в отличие, например, от системы транспорта газа, где

основным энергоресурсом служит перекачиваемый газ). Доля

использования попутного газа в настоящее время незначительна,

хотя наблюдается тенденция более широкого его применения в

качестве топлива для автономных источников электроэнергии на

промыслах [2], рассмотренная в разделе 4.3 настоящей работы.

Исследования структуры затрат электрической энергии при

добыче нефти, проведенные нами на целом ряде месторождений

Западной Сибири, позволили выявить основные статистические

закономерности их распределения. Результаты этих исследова-

ний представлены на рис. 4.1.

Для использования уровня удельных энергозатрат в качестве

показателя совершенства технологического процесса добычи

нефти или диагностического признака необходимо определить

нижний теоретический предел удельных затрат. Эта величина

специфична для каждого месторождения и определяется в ос-

новном динамическими уровнями добывающих скважин и струк-

турой эксплуатируемого парка насосного оборудования.

Удельные затраты на извлечение жидкости зависят от высоты

230

Рис. 4.1. Структура затрат электрической энергии на весь комплекс технологи-

ческих процессов нефтедобычи

подъема (динамического уровня), плотности извлекаемой жидко-

сти и КПД системы насос – приводной двигатель.

В простейшем случае, приняв высоту подъема жидкости рав-

ной динамическому уровню и пренебрегая остаточным давлением

на уровне устья скважины, получим нижний предел удельных

затрат (при КПД равном 1)

H=ρ⋅ ⋅

(4.1)

где ρ – плотность добываемой жидкости;

– ускорение свобод-

ного падения;

– динамический уровень жидкости в скважине.

Проведем расчеты теоретического предела удельных энергоза-

трат на примере одного из месторождений СП «Ватойл». Рас-

пределение динамических уровней добывающих скважин для

данного месторождения близко к нормальному закону с матема-

тическим ожиданием

= 800 м. Оценка нижнего предела удель-

ных энергозатрат в этом случае дает:

63 3

800 10 800 6, 4 10 Äæ/ì 1,78 êÂò÷/ì .

ZgH=ρ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ = ⋅ = ⋅

В реальном случае следует учитывать характеристики на-

сосно-силового оборудования и режимы его работы.

На СП эксплуатируется около 20 типов насосных установок

ЭЦН отечественного и зарубежного производства с номинальной

производительностью от 10 до 750 м

/ сут (рис. 4.2).

Для оценки удельных затрат на добычу при номинальных ре-

231

Рис. 4.2. Распределение насосного оборудования СП «Ватойл» по номиналь-

ным производительностям

жимах воспользуемся паспортными данными ЭЦН от завода-

производителя СП «ALNAS» (г. Альметевск).

Номинальные удельные энергозатраты вычисляются по фор-

муле

24 / ,

=⋅ (4.2)

где

– мощность привода, кВт;

– номинальная производи-

тельность, м

/ сут.

График зависимости

(

), рассчитанный по приведенной

формуле на основании характеристик насосов и построенный для

высоты подъема жидкости в пределах от 600 до 1000 м, приве-

ден на рис. 4.3. Из графика следует, что КПД насосно-силового

агрегата зависит от его производительности и меняется от ≈0,35

при

= 30–50 м

/ сут до ≈0,70 при

> 100 м

/ сут.

По данным, приведенным на рис. 4.2 и рис. 4.3, вычислим

удельные затраты в целом по месторождению (для реальной

структуры парка ЭЦН):

⋅

∑

(4.3)

где

– сумма производительностей агрегатов в

-м диапазоне;

– удельные затраты для

-го диапазона;

– число диапазонов.

232

Рис. 4.3. Расчет удельных затрат по паспортным данным ЭЦН

Вычисления по соотношению (4.3) для изучаемого месторож-

дения дают величину

= 3,38 кВт⋅ч/ м

. Полученная оценка яв-

ляется нижним пределом удельных энергозатрат для сущест-

вующего парка ЭЦН.

Оценку реальных затрат можно провести по данным измере-

ния суммарного дебита скважин, оборудованных ЭЦН, и сум-

марной мощности, потребляемой насосным оборудованием. При-

нятая в эксплуатацию на изучаемом месторождении ИИС «Скат-

95» позволяет провести подобные оценки. Так, на момент изме-

рений суммарный суточный дебит скважин нефтепромысла по

жидкости составил 35031 м

/ сут при этом фактическая суммар-

ная мощность приводных двигателей составляла 9622 кВт. Рас-

чет по соотношению (4.2) в этом случае дает

= 6,6 кВт⋅ч/ м

Таким образом, фактические удельные затраты энергии почти в

2 раза превышают нижний предел для данного месторождения.

Анализ, проведенный с целью выяснения причин расхожде-

ния фактических и теоретически возможных для условий данно-

го месторождения удельных энергозатрат, выявил следующие

основные причины:

неполная загрузка насосов при недостаточном притоке жид-

кости;

значительные тепловые потери в силовом кабеле из-за малого

сечения токопроводящих жил;

несоответствие величины питающего напряжения на транс-

форматорной подстанции номинальному напряжению или пере-

кос фаз;

233

потери в трансформаторах;

неудовлетворительное техническое состояние насоса, двигате-

ля или насосно-компрессорных труб.

Рассмотрим эти причины подробнее.

Задача подбора ЭЦН по производительности является чрез-

вычайно сложной по причине ее многофакторности. Приток

жидкости меняется с течением времени и зависит от множества

факторов – объема и темпа закачиваемой в пласт жидкости, про-

ницаемости пласта, темпов отбора жидкости по месторождению в

целом и многих других причин. Постановка данной задачи

должна проводиться, например, с позиции теории поведения

сложных систем со стохастическим поведением и обратными

связями [3, 4, 5]. В настоящее время с принятием в эксплуата-

цию ИИС появились исходные данные для решения подобных

задач.

Тепловые потери в кабелях и обмотках приводного двигателя

ЭЦН весьма значительны. Наиболее распространенные марки

кабелей КПБК и КПБП имеют сопротивление 1,83 Ом/ км (се-

чение 3×10 мм

) и 1,15 Ом/ км (сечение 3×16 мм

). Расчет потерь

в кабелях этого типа при среднем токе 30 А и средней длине ка-

беля 1,5 км дает величину, составляющую 30 % от номинальной

мощности двигателя. Кроме того, КПД ЭЦН, по данным произ-

водителя, составляет 30–60 %. Таким образом, КПД системы ка-

бель – двигатель – насос в целом составляет около (1–0,3)⋅0,5 =

0,35. Низкий КПД связан с особыми требованиями к эксплута-

ционным характеристикам кабеля (высокое напряжение, механи-

ческая прочность, коррозионная стойкость) и приводного двига-

теля (малый диаметр корпуса при значительной мощности), спе-

цифичными для ЭЦН, и не может быть существенно увеличен.

Превышение питающего напряжения на 1 % от номинального

приводит к дополнительным потерям электрической мощности

на 1,5 % [6]. Поэтому следует рассмотреть возможности индиви-

дуальной регулировки питающего напряжения для каждого ЭЦН

в зависимости от текущего дебита скважины и производительно-

сти насоса. Современные ИИС с возможностью контроля и регу-

лирования большого числа рабочих параметров насосных устано-

вок делают эту задачу реальной.

Общая структура энергозатрат месторождения СП «Ватойл»

на извлечение жидкости приведена на рис. 4.4.

Снижение уровня технического состояния подземного обору-

дования, например, вследствие засорения органов насоса или

НКТ, увеличивает удельные затраты электроэнергии. Поэтому

нами была предпринята попытка использования этой величины в

качестве диагностического признака.