Концепция комплексной системы контроля энергоэффективности механизированной добычи нефти

ЦЕЛЬ. Рассмотреть проблемы контроля энергетической эффективности механизированной добычи нефти. Провести сравнительный анализ подходов, применяемых при оценке уровня энергоэффективности и потенциала энергосбережения. Дать оценку современным возможностям автоматизации контроля энергоэффективности. Выявить результативный метод верификации показателей энергетической эффективности. Предложить концепцию автоматизированной системы контроля энергоэффективности механизированной добычи нефти на основе интеллектуальных методов анализа данных.

МЕТОДЫ. При решении поставленной задачи применялся метод факторного анализа удельного расхода электроэнергии, реализованный в модели.

РЕЗУЛЬТАТЫ. В статье описана актуальность темы, рассмотрены особенности применения различных показателей энергоэффективности. Разработана модель влияния факторов на удельный расход электроэнергии. Предложена концепция автоматизированной системы контроля энергоэффективности на основе интеллектуальных методов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Применение показателя удельного расхода электроэнергии на механизированную добычу нефти, как индикатора энергоэффективности, дает возможность оценивать текущий уровень энергетической результативности и выявлять потенциал дальнейшего энергосбережения. Для осуществления контроля удельного расхода электроэнергии на механизированном фонде добывающих скважин необходима реализация систем автоматизированного учета энергии, дополненных возможностями факторного анализа отклонений от плановых значений. Предлагается применение интеллектуальных методов анализа данных, которые позволят осуществлять оптимальный выбор факторов отклонений удельного расхода электроэнергии и повысить достоверность контроля энергоэффективности.

1. Шишкин А.Н. Повышение энергоэффективности в ОАО «НК Роснефть» // Материалы 2 Международного форума ENES Expo. 2013.

2. Worth D. et al. Assessment of artificial lift methods for a heavy oil field in Kuwait // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. V. 180. pp. 835-843.

3. Тарасов В.П. Энергосберегающий дизайн УЭЦН // Инженерная практика. 2010. № 3. С. 26-32.

4. Filimonova I.V. et al. Efficiency of oil companies in Russia in the context of energy and sustainable development // Energy Reports. 2020. V. 6. pp. 498-504.

5. Struchkov I.A., Roschin P.V. Energy efficiency challenge of waxy oil production by electric submersible pumps // Resource-Efficient Technologies. 2017. V. 3. №. 2. pp. 194-197.

6. Carpio R.R. et al. Short-term oil production global optimization with operational constraints: A comparative study of nonlinear and piecewise linear formulations // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. V. 198. pp. 108141.

7. Каверин М.Н., Куряев С.В. Методика планирования и анализа энергоэффективности добычи нефти // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2012. №. 3. С. 58-62.

8. Стариков А. В., Живаева В. В., Полежаев Д. Ю. Энергоэффективный подход к выбору оборудования установки погружного насоса //Вестник Самарского государственного технического университета. Серия: Технические науки. 2017. №. 2. С. 130-138.

9. Ивановский В.Н. и др. Вопросы энергоэффективности установок электроприводных центробежных насосов //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. №. 4. С. 25-30.

10. Ивановский В.Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления // Инженерная практика. 2011. № 6. С. 18–26.

11. Тарасов В.П., Куряев С.В., Голубь И.М. Использование специализированного ПО для расчета энергопотребления на механизированном фонде скважин // Инженерная практика. 2016. № 3. С. 22–26.

12. Байков И.Р. и др. Энергопотребление добывающего предприятия как сложной системы при заводнении продуктивных пластов //научно-технический журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». 2018. №. 4. С. 9-19.

13. Галяутдинов И.М. Совершенствование методики формирования инвестиционной программы энергосбережения на предприятиях нефтедобычи на основе интегрального индекса потенциальных потерь // Экономика и предпринимательство. 2016 №6 (71). С. 976-982.

14. Yáñez E. et al. Unravelling the potential of energy efficiency in the Colombian oil industry // Journal of Cleaner Production. 2018. V. 176. pp. 604-628.

15. He L. I. U. et al. Development and prospect of separated zone oil production technology // Petroleum Exploration and Development. 2020. V. 47. №. 5. pp. 1103-1116.

16. Музычук П.С. Повышение энергоэффективности эксплуатации механизированного фонда скважин // Электронный научный журнал «Neftegaz.ru». 2019. №10. URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/dobycha/500661-povyshenieenergoeffektivnosti- ekspluatatsii-mekhanizirovannogo-fonda-skvazhin

17. Ковалева Н.А., Глотов А.А., Денчик Ю.М. Основные факторы влияния на качество функционирования электрических сетей северных месторождений полезных ископаемых // Электротехника. Энергетика. Машиностроение: в 3 ч.: сборник научных трудов I международной научной конференции молодых учѐных. Часть 2. Секция «Энергетика». г. Новосибирск; 2-6 декабря 2014 г. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2014 г. 287 с.

18. Зуев. А.С. Энергоэффективность нефтедобычи: корпоративные технологии управления // Нефтегазовая вертикаль – Технологии/специальное приложение. 2014. № 1. С. 11-15.

19. Зуев А.С. Стратегия повышения энергоэффективности компании ОАО «НК» Роснефть» // Электроэнергия. Передача и распределение. 2016. №. 3. С. 30-33.

20. Якимов С. Б., Каверин М. Н., Тарасов В. П. Оптимизация сечения кабеля УЭЦН – простая эффективная технология энергосбережения // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. № 3. С. 53.

21. Якимов C.Б., Каверин М.Н., Цыбин А.В., et al. Погружные электродвигатели с повышенным напряжением – двойной эффект без инвестиций // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2012. № 3. С. 75.

22. Журавлев В., Кибирев Е., Музычук П. Энергосбережение рубль бережет // Нефтегазовая вертикаль.Технологии и сервис. 2017. № 9. С. 20-82.

23. Вейнблат А.В. и др. Аналитическая информационная система. Энергоэффективностъ нефтегазового предприятия. 2018.

24. Ахтямов А.Р. и др. Программа информационной системы управления механизированным фондом скважин. 2019.

25. Чинкова Н. Газпромнефть: программа энергоменеджмента // Нефтегазовая вертикаль. 2011. №. 21.

26. Vargas R.E. V., et al. A realistic and public dataset with rare undesirable real events in oil wells // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. V. 181. pp. 106223.

27. Павлова З.Х., Краснов А.Н., Балтин Р.Р. Современные технологии приемапередачи измерительной информации для организации сенсорных сетей мониторинга объектов нефтегазовой отрасли // Международный научно- исследовательский журнал. 2017. № 5-3 (59). С. 79-81.

28. Троицкий-Марков Т. Е., Сенновский Д. В. Принципы построения системы мониторинга энергоэффективности // Мониторинг. Наука и безопасность. 2011. Т. 4. С. 34-39.

29. Шушаков А. А. и др. ЭРА: Мехфонд: Подбор УЭЦН. 2016.

30. Shushakov A. A. et al. ERA: Production–an integrated platform for increasing the efficiency of the operation of the artificial lift and oil fields (Russian) // Neftyanoe khozyaystvo- Oil Industry. 2017. pp. 60-63.

31. Luzyanin I., Petrochenkov A. Detection of Changes in Oil Well Power Consumption Profile on the Basis of Dynamic Time Warping Algorithm // Proceedings of International Conference on Applied Innovation in IT. Anhalt University of Applied Sciences, 2018. V. 6. №. 1. pp. 1-10.

32. Cortes B., Araujo L. R., Penido D.R. R. Electrical submersible pump system model to assist oil lifting studies // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. V. 174. pp. 1279-1289.

33. Мартюшев Д.Н. Комплексный подход к энергоффективности при добыче нефти УЭЦН // Инженерная практика. 2011. № 6. С. 72-77.

34. Orr R. Phase Inversion in Heavy Crude Oil Production // Proceedings of Teknas Conference on Heavy Oil Technology for Offshore Applications, 14–15 May 2009. Stavanger, Norway, 2009.

35. Valdés J.P., Asuaje M., Ratkovich N. Study of an ESP's performance handling liquid- liquid flow and unstable OW emulsions Part I: Experimental // Chemical Engineering Science. 2020. V. 223. p. 115726.

36. Aske N., Kallevik H., Sjöblom J. Water-in-crude oil emulsion stability studied by critical electric field measurements. Correlation to physico-chemical parameters and near- infrared spectroscop // Dispersion Science and Technology. 2002. № 36. pp. 1–17.

37. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., и др. Диагностирование работы УЭЦН Самотлорского месторождения // В межвузовском сб. научн. тр. «Нефть и газ – 2010». Уфа, Изд-во УГНТУ, 2010. С. 256-262.

38. Machado A.P. F., Resende C.Z., Cavalieri D.C. Estimation and prediction of motor load torque applied to electrical submersible pumps // Control Engineering Practice. 2019. Т. 84. pp. 284-296.

39. Koroteev D., Tekic Z. Artificial intelligence in oil and gas upstream: Trends, challenges, and scenarios for the future // Energy and AI. 2021. V. 3. pp. 100041.

40. Syed F.I. et al. Artificial lift system optimization using machine learning applications // Petroleum. 2020.