Смородов Е.А. Методы повышения надёжности и эффективности технологического и энергетического оборудования в процессах добычи и транспорта нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

где Т

– интервал времени, на котором определяются параметры данных

зависимостей;

r, B

– эмпирические коэффициенты.

Подставляя (16) в (14), получим

ATs

+=++=

∫

)1(

)(

ττ

. (17)

Проведя элементарные преобразования (из условия dS/dT=0), определим

минимум функционала (17):

rBT

1rC













)(

. (18)

Результаты исследования поведения минимизируемого функционала в

зависимости от различных показателей r представлены на рис.15. Анализ полу-

ченных результатов сви-

детельствует о том, что

оптимальный период

проведения очисток тру-

бопровода в наибольшей

степени зависит от темпа

изменения энергозатрат

на перекачку продукта.

В третьем разделе

главы решаются задачи

снижения затрат на ремонтно-восстановительные работы в нефтегазовой отрас-

ли. Эффективное управление ремонтно-восстановительными службами пред-

приятия позволяет значительно повысить оперативность обслуживания обору-

дования и тем самым снизить потери от недополученной прибыли.

Одним из путей решения подобных задач является использование мето-

дов теории массового обслуживания. Эти методы позволяют определить длину

очереди (т. е. в нашем случае число единиц оборудования, ожидающего ремон-

та) и время необходимого простоя скважины. По известному дебиту (на осно-

0 1020304050

Стоим ос ть очистки, тыс. руб

Оптим . п ериод Т, лет

r = 0,1

r = 0,5

r = 1

r = 2

Рис.15. Зависимость оптимального периода очистных

мероприятий от их стоимости и показателя степени r.

вании априорной информации ИИС) простаивающей скважины можно оценить

объем недополученной продукции, определить финансовые потери и принять

решение о целесообразности увеличения (сокращения) затрат на содержание

ремонтных служб, т. е. решить двухкритериальную задачу оптимизации.

Использование методов теории массового обслуживания предполагает

наличие информации о характере распределения временных интервалов между

запросами на обслуживание t

и длительности ремонтных работ t

или связан-

ных с ними потока отказов оборудования λ и потока восстановления µ. При

экспоненциальном законе распределения интервалов поступления запросов на

обслуживание t

средняя длина очереди может быть вычислена по соотноше-

нию

µλ

−

. (19)

Если известна оценка математического ожидания дебита фонда добы-

вающих скважин по нефти Q

ср

и цена реализации продукции предприятием S,

убытки за сутки простоя можно вычислить по соотношению

µλ

−

⋅⋅= SQZ

ср

, (20)

Анализ имеющейся априорной информации показал, что зависимость потока

восстановления µ от затрат на ремонтные службы (оплата труда персонала,

стоимость техники, транспорта и т.п.) имеет линейный характер вида

Zk ⋅=

, (21)

где Z

– суточные затраты на содержание ремонтных служб;

k – коэффициент пропорциональности, характеризующий эффективность

работы ремонтных служб.

В таком случае минимальные суточные убытки предприятия соответст-

вуют минимуму функционала

min)( →+

−

⋅⋅=+=

сррр

SQZZZF

. (22)

Взяв производную dF/dZ

и приравняв ее нулю, получим величину оп-

тимальных суточных затрат на содержание ремонтных служб:

SQk

ср

оптр

⋅⋅⋅+

λλ

. (23)

Разработанная методика расчета затрат на содержание ремонтно-

восстановительных бригад нефтедобывающих предприятий позволяет мини-

мизировать ущерб от аварий технологического оборудования нефтедобычи и

оперативно управлять аварийно-ремонтными службами в зависимости от сте-

пени изношенности основных фондов и динамики цен на добываемую нефть.

Пятая глава диссертационной работы посвящена вопросам обеспече-

ния энергетической эффективности и производственной безопасности предпри-

ятий нефтегазовой отрасли.

Наиболее адекватным показателем энергоэффективности предприятия яв-

ляется удельное энергопотребление. Для использования уровня удельных энер-

гозатрат в качестве показателя совершенства технологического процесса или в

качестве диагностического признака необходимо определить нижний теорети-

ческий предел удельных затрат. Эта величина является специфичной для каж-

дого месторождения и определяется, в основном, динамическими уровнями до-

бывающих скважин и структурой эксплуатируемого парка насосного оборудо-

вания.

Удельные затраты на извлечение жидкости зависят от высоты подъема

(динамического уровня), плотности извлекаемой жидкости и КПД системы

«насос - приводной двигатель».

В простейшем случае, приняв высоту подъема жидкости равной дина-

мическому уровню и пренебрегая остаточным давлением на уровне устья сква-

жины, получим нижний предел удельных затрат

HgZ ⋅⋅=

, (24)

где ρ – плотность добываемой жидкости;

g – ускорение свободного падения;

H – динамический уровень жидкости в скважине.

Проведем расчеты теоретического предела удельных энергозатрат на

примере одного из месторождений Западной Сибири. Распределение динамиче-

ских уровней добывающих скважин для данного месторождения близко к нор-

мальному закону с математическим ожиданием Н=800 м. Оценка нижнего пре-

дела удельных энергозатрат в этом случае дает

336

/78,1/104,680010800 мчкВтмДжHgZ ⋅=⋅=⋅⋅=⋅⋅=

. (25)

В реальном случае следует учитывать характеристики насосно-силового

оборудования и режимы его работы.

Номинальные удельные энергозатраты вычисляются по формуле

⋅

, (26)

где N – мощность привода, кВт;

Q – номинальная производительность, м

/сут.

График зависимости Z=Z(Q), рассчитанный по приведенной формуле на

основании характеристик насосов и построенный для высоты подъема жидко-

сти в пределах 600-1000 м, приведен на рис.16. Из графика следует, что КПД

насосно-силового агрегата зависит от его производительности и меняется от

~0,35 при Q = 30-50 м

/сут до ~0,70 при Q > 100 м

/сут.

По данным о структуре насосного парка и дебитах скважин вычислим

удельные затраты в целом по месторождению (для реальной структуры парка

ЭЦН):

∑

⋅

, (27)

где Q

– производительность агрегатов в i-м диапазоне;

– удельные затраты для i-го диапазона производительностей;

n – число диапазонов.

Вычисления по соотно-

шению (27) для изучаемого

месторождения дают величи-

ну Z = 3,38 кВтּч/м

Полученная оценка явля-

ется нижним пределом удель-

ных энергозатрат для сущест-

вующего парка ЭЦН.

Оценка реальных затрат

проводилась по данным изме-

рения суммарного дебита

скважин, оборудованных ЭЦН, и суммарной мощности, потребляемой насос-

ным оборудованием. Принятая в эксплуатацию на изучаемом месторождении

ИИС «Скат-95» позволяет провести подобные оценки. Так, на момент измере-

ний суммарный суточный дебит скважин нефтепромысла по жидкости составил

35031 м

/сут, при этом фактическая суммарная мощность приводных двигате-

лей составляла 9622 кВт. Расчет по соотношению (26) в этом случае дает Z=6,6

кВтּч/м

. Таким образом, фактические удельные затраты энергии почти в два

раза превышают нижний предел для данного месторождения.

Анализ, проведенный с целью выяснения причин расхождения фактиче-

ских и теоретически возможных для условий данного месторождения удельных

энергозатрат, выявил следующие основные причины:

- неполная загрузка насосов при недостаточном притоке жидкости;

- значительные тепловые потери в силовом кабеле из-за малого сечения

токопроводящих жил;

- несоответствие величины питающего напряжения на трансформаторной

подстанции номинальному или перекос фаз;

- потери в трансформаторах;

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

0 50 100 150 200

Производительность, м

/сут

Удельные затраты, кВт

Нижняя

енка

Рис.16. Расчет удельных затрат по паспортным дан-

ным ЭЦН.

- неудовлетворительное техническое состояние насоса, двигателя или на-

сосно-компрессорных труб.

Одним из методов снижения нерациональных потерь электрической

энергии является обеспечение рациональной нагрузки трансформаторных под-

станций. Эта задача решается в диссертационной работе путем разработки ал-

горитма расчета нагрузок, позволяющего оптимизировать распределение на-

грузки трансформаторных подстанций нефтегазовых промыслов с учетом воз-

можных изменений фактической мощности потребителей энергии.

Нерациональная загрузка технологического оборудования приводит к

сокращению ресурса его работы и одновременно увеличивает удельные энерго-

затраты на добычу углеводородного сырья. Это в полной мере относится и к

кустовым трансформаторным подстанциям (КТП), установка которых была

произведена в большинстве случаев на начальных стадиях разработки нефтя-

ных и газовых месторождений.

Работавшие ранее в номинальном режиме КТП вследствие падения до-

бычи нефти оказались в большинстве случаев либо недогруженными, либо пе-

регруженными. Статистический анализ баз данных ИИС "Скат-95" показал, что

общим правилом в настоящее время является недогрузка КТП на 40-60%. Более

того, распределение нагрузки между КТП (при наличии более чем одного КТП

на кусте скважин) в реальном случае может быть совершенно случайным.

Необходимо также заметить, что нагрузка КТП не остается постоянной

во времени. Например, выход из строя одного из насосов приводит к снижению

нагрузки. С учетом времени ожидания ремонта (10-30 суток) и самого ремонта

(3-5 суток) возникающее нерациональное распределение нагрузок приводит к

существенному перерасходу электроэнергии.

Для повышения надежности эксплуатации кустовых трансформаторных

подстанций и снижения нерациональных потерь электроэнергии необходимо

решить задачу распределения нагрузок между КТП с учетом фактической про-

изводительности насосного оборудования и временного характера изменения

присоединенных нагрузок, вызванного аварийным отключением насосов.

Формализуем постановку задачи следующим образом. Имеется n КТП,

обслуживающих m скважин. Все КТП работают с недогрузкой (на левой ветви

кривой КПД). Необходимо перераспределить нагрузку потребителей между

КТП таким образом, чтобы суммарные потери электроэнергии были наимень-

шими.

Проведенный сравнительный анализ характеристик КПД трансформато-

ров показал, что наиболее достоверно в классе элементарных функций левая

ветвь кривой КПД описывается функцией вида

)),exp(1( Na ⋅−−=

(28)

где η – КПД трансформатора;

a,α – эмпирические коэффициенты;

N – потребляемая мощность.

Рассмотрим функцию Y, характеризующую работу группы КТП:

∑∑

⋅−−==Υ

iii

))exp(1(

αη

. (29)

В физическом смысле максимизация функционала Υ соответствует ми-

нимуму тепловых потерь в магнитопроводе и обмотках группы трансформато-

ров.

Очевидно, что левая часть уравнения (29) будет достигать максимально-

го значения, когда величина

∑

⋅−

)exp(

будет минимальной. Тогда поставленная выше задача оптимизации распреде-

ления нагрузки сведется к решению обратной задачи нахождения минимума

целевой функции

∑

⋅−=

iin21

)Nexp()N,...,N,N(

αϕ

, (30)

где N

,…,N

– мощности каждого из КТП в группе.

В диссертационной работе получено аналитическое решение для данной

задачи в виде

))ln(

1)ln(

∑

−⋅+=

. (31)

Зависимость (31) позволяет рассчитывать оптимальную нагрузку каждо-

го трансформатора в группе, если известна общая потребляемая мощность кус-

тового оборудования.

Сравнение численного значения суммарного коэффициента полезного

действия группы трансформаторов, полученного в результате оптимизации

распределения нагрузок, со случаем существующего распределения нагрузок

показало, что потери электроэнергии на КТП, обслуживающих куст скважин,

уменьшаются не менее чем на 2%. С учетом того, что число трансформаторов в

НГДУ может достигать нескольких тысяч, экономия электроэнергии будет

весьма существенной.

Предлагаемый алгоритм позволяет повысить долговеч-

ность работы трансформаторных подстанции и силового оборудования за счет

приближения степени их загрузки к номинальной.

В заключении главы рассмотрены вопросы рационального энергоснабже-

ния нефтегазовых предприятий.

Для повышения энергетической безопасности эксплуатации нефтегазодо-

бывающих предприятий, увеличения надежности энергоснабжения и снижения

потерь при передаче и преобразовании, а также с целью снижения стоимости

электрической и тепловой энергии, в настоящее время в нефтегазовой отрасли

все чаще используются автономные энергетические источники. При этом воз-

никает задача выбора типа, мощности и места расположения автономных энер-

гоблоков, с учетом их надежности, рабочего ресурса, стоимости и минималь-

ных потерь энергии при передаче ее потребителям.

В работе проведен анализ эксплуатационных характеристик промышлен-

ных мини-электростанций отечественного и зарубежного производства. Пока-

зано, что по критериям «долговечность - себестоимость электроэнергии - на-

дежность» приоритетными для нефтегазодобывающих предприятий являются

секционированные газопоршневые мини-электростанции мощностью 1…5

МВт, работающие на попутном газе.

В настоящее время сложился достаточно обширный рынок автономных

энергетических источников, и задача реконструкции сводится к выбору опти-

мального типа и мощностей энергоустановок и их территориального размеще-

ния, как с точки зрения надежного энергоснабжения промыслов, так и с точки

зрения уменьшения удельных энергозатрат на добычу нефти и газа.

Задача выбора оптимальной системы энергоснабжения нефтегазовых

промыслов должна решаться с учетом территориального размещения и мощ-

ности как потребителей, так и источников электрической энергии. Поэтому по-

становка оптимизационной задачи должна проводиться индивидуально для ка-

ждого месторождения.

Исходной информацией для проведения расчетов служит масштабная

карта месторождения, на которую нанесены все энергопотребляющие объекты

(кусты скважин, водонагнетательные насосы и пр.) с указанием их установлен-

ной мощности.

Анализ показывает, что потребление электроэнергии в пределах место-

рождения имеет ярко выраженный неравномерный характер. Поверхность

энергопотребления имеет целый ряд локальных экстремумов, расположение

которых соответствует областям максимального и минимального энергопо-

требления.

Задача размещения объектов для данного случая формализуется сле-

дующим образом.

На территории месторождения необходимо разместить n автономных

источников электроэнергии с известной суммарной мощностью N

кВт таким

образом, чтобы нагрузка электроприемников соответствовала их номинальным

показателям, а суммарные тепловые потери в силовых линиях были минималь-

ны. Пусть m существующих объектов (кустов скважин, насосных станции и

других потребителей) размещены в различных точках P

,…,P

плоскости, а но-

вые объекты (автономные энергоисточники) – в точках X

…X

. Расстояние ме-

жду точками расположения j-го нового и i–го существующего объектов обо-

значим как d(X

). Обозначим годовые удельные потери энергии в кабеле ме-

жду j-м новым и i–м существующим объектом через w

). Тогда общие

годовые потери энергии определятся как

),()(

jij

PXdwXf

∑

, (32)

где

)()(),(

ijijij

byaxPXd −+−=

;

, y

– искомые координаты

источников энергии, a

и b

–

координаты i-го существую-

щего энергопотребителя.

Задача размещения ново-

го объекта на плоскости со-

стоит в минимизации целе-

вой функции: f(X)→min.

Определяя частные про-

изводные f по x и y , при-

равнивая их нулю и разрешая

относительно x и y, полу-

чим следующие итерационные формулы:

∑

iij

iiij

Eaw

)(

)1(

, (33)

∑

iij

iiij

Ebw

)(

)1(

, (34)

где

ε+−+−=

)h(2

)h()h(

)by()ax(E

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

2,5

Рис.17. Вариант расположения трех автономных

энергоисточников с номинальными мощностями 6, 4 и

2,5

МВт