Перспективы применения забойных электротепловых генераторов для разработки месторождений высоковязкой нефти
Зырин Вячеслав Олегович,
кандидат технических наук, ассистент кафедры электротехники, электроэнергетики, электромеханики Национального минерально-сырьевого университета «Горный».
Доказанные мировые запасы нефти (т.е. извлекаемые из недр при современном уровне технологии) в 2008 году, по оценке ВНИИЗарубежгеология, составляли 188,6 млрд.т. Всего в мире открыто 43000 нефтяных месторождений. Среди географических регионов лидирует Ближний и Средний Восток — 58,2% мировых запасов. Доля стран Северной Америки составляет 14,8%, Латинской Америки — 10,0%, Африки — 8,8%, СНГ (без России) — 4,1%, Южной и Юго-Восточной Азии — 1,6% [1].
Доказанные мировые запасы тяжелых нефтей составляют около 810 млрд.т, всего в мире открыто более 1680 месторождений ВВН и битумов. Наиболее крупные месторождения высоковязкой нефти (ВВН) располагаются в Западно-Канадском бассейне (Канада) и Оринокском бассейне (Венесуэла). По разведанным запасам высоковязкой нефти Россия (6-7 млрд.т) стоит на 3-м месте после Канады и Венесуэлы.
Последние четыре десятилетия (1965-2000гг) в стране наблюдается негативная тенденция падения нефтеотдачи (с 48% до 34%), что равноценно снижению извлекаемых запасов на 14 млрд.т (за всю историю нефтяной промышленности России с 1864 года добыто 15,6 млрд.т.) [2]. В этих условиях особую важность приобретает рациональное освоение широко распространенных залежей тяжелых высоковязких нефтей (ВВН), мировые запасы которых приблизительно в 7 раз превышают запасы легких нефтей (более 700 млрд. тонн).
Географическое распределение залежей тяжелой и высоковязкой нефти в России в достаточной степени изучено. В основном нефтеносные бассейны распространены на Европейской территории России (Волго-Уральский, Днепровско-Припятский, Прикаспийский, Тимано-Печорский). Из бассейнов Азиатской части России к таковым относится Ениссейско-Аначарский бассейн. [3]
Уникальными месторождениями по запасам (более 300 млн. т) являются Ромашкинское, Усинское, Русское, Федоровское.
Месторождения ВВН и тяжелой нефти отличаются большой глубиной залегания, что в значительной степени затрудняет их добычу. Опыт разработки месторождений ВВН показал, что использование тепловых методов повышения нефтеотдачи является одним из наиболее применимых для добычи такой нефти.
Наиболее успешным примером разработки месторождения ВВН с использованием высоковязкой нефти является Усинское месторождение, разрабатываемое с 1992 года. Технология паротеплового воздействия (ПТВ) заключается в следующем. Пар производится в наземных парогенераторах (ПГ-50-26, «Термотикс» и т.п.), состоящих из двух секция и работающих на сжигании природного газа. Далее произведенный пар закачивается по системе теплоизолированных труб на забой.
Недостатками технологии являются: низкая степень сухости пара на забое, большая капиталоемкость оборудования, большое количество выбросов вредных веществ в атмосферу от продуктов сгорания.
В качестве альтернативы такой технологии ПТВ, называемой далее традиционной, в Горном университете был создан электротехнический комплекс на базе забойных электронагревательных устройств, электропарогенераторов (рис.1).
Комплекс может осуществлять работы по паротепловому воздействию на призабойную зону, термогидродинамическому воздействию, воздействию горячей водой и т.д.
Рис. 1. Электротермический комплекс: а) компоновка комплекса; б) элемент скважинного электронагревателя.
1– регулятор тока; 2 – насос; 3 – регулируемый электропривод; 4 – котловая вода; 5 – силовой кабель; 6 – насосно-компрессорные трубы; 7 – маслозаполненное вводное устройство; 8 – диэлектрическая вставка; 9 – термостойкий токовод; 10 – термостойкий пакер; 11 – скважинный электродный нагреватель; 12 – обсадная колонна; 13 – пластовая жидкость; 14 – водоподающий узел с обратным клапаном; 15 – корпус нагревателя; 16 – центральный токовод; 17 – изоляторы; 18 – центральный электрод; 19 – корпусный электрод; 20 – рабочая жидкость СЭН.
В состав электротермического комплекса включены: устройство тепловой обработки призабойной зоны [4], насос с регулируемым электроприводом, ёмкость с котловой водой, насосно-компрессорные трубы (НКТ), маслозаполненнное вводное устройство; водоподающий узел с обратным клапаном. Основным недостатком традиционных парогенераторных установок является их низкий КПД, что проявляется в низкой сухости пара, поступающей на забой.
Для оценки перспектив применения электротермической технологии произведен расчет экономической эффективности предлагаемой технологии.
Проведено технико-экономичесеое сравнение двух термических добычных участков с традиционной (ТТ) и электротермической технологиями (ЭТТ) с равной паропроизводительностью 20 т/ч. Сравнение выполнено для условий Усинского месторождения по двум статьям: «капитальные затраты» и «стоимость энергоносителей». Условия термического воздействия на продуктивный пласт: глубина залегания продуктивного пласта ВВН – 1200 м; давление нагнетания пара в пласт – 12 МПа.
Сравнительную оценку энергетической и экономической эффективности можно получить из условия равенства вносимой в продуктивный пласт удельной тепловой энергии и реализуемой нефти для рассматриваемых способов термического воздействия.
При сравнении приняты следующие экономические показатели: курс доллара 30 руб; цена нефти 100$ за баррель; стоимость электроэнергии 2570 руб/МВт×ч; паронефтяной фактор ПНФ=1.0 т/т.
Расчет экономического эффекта.
Очевидно, что рассматриваемые варианты становятся экономически равноценными по статье «стоимость энергоносителей» при равенстве стоимостей сожженной нефти в ТТ и затраченной электроэнергии в ЭТТ:
, (1)
где 
- стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.
Из (8) при ПНФ = 1 и стоимости 1 т нефти 20560 руб.
равна:
, [руб/кВт·ч], (2)
где Снс – стоимость сожженной нефти.
Общее выражение для вычисления стоимости электроэнергии Cэл при различных значениях ПНФ=к:
(руб / кВт·ч) (3)
где Сн – стоимость 1 т нефти, к-ПНФ, Wпэ – расход электроэнергии в ЭПГ на производство 1 т пара, qн’- удельный часовой расход нефти (т) на 1 т пара.
Традиционная термическая технология
1. Количество дополнительно добытой нефти за 1 год:
т (4)
2. Количество сожженной нефти:
(5)
3. Количество реализованной нефти:
(6)
4. Годовая стоимость сожженной нефти:
. (7)
Электротермические технологии
1. Затраты электроэнергии для генерации 1т пара в ЭПГ при давлении 12 МПа со степенью сухости 0,5:
Wпэ=520 кВт·ч/т=0,52 МВт·ч/т (8)
2. Годовые затраты электроэнергии на добычу количества нефти, равной количеству нефти реализованной при ТТТ (ПНФ = 1):
(9)
3. Годовая стоимость электроэнергии при стоимости 1 кВт·ч равной 3,21:
(10)
Таким образом, проведенные расчеты подтверждают правомерность применения полученных стоимостей 1 кВт·ч из условия равенства количества и стоимости реализованной дополнительно добытой нефти при традиционной и ресурсосберегающей электротермической технологиях добычи ВВН.
Очевидно, что если стоимости 1 кВт·ч фактически потребляемой электроэнергии Сф ниже стоимости расчетной Сэл , то ЭТТ по статье «стоимость энергоносителей» становится менее затратной, чем ТТ.
Годовой экономический эффект при этом определиться выражением:
(11)
Принимая в рассматриваемом примере Сф =2,57 руб/кВт·ч при расчетной Ср=3.21 руб/кВт·ч, годовой экономический эффект составит:
(12)
Таким образом, доказано, что при равной стоимости энергоносителей и количестве реализованной нефти электротермическая технология является более эффективной и может применяться в качестве альтернативы наземным парогенераторам на месторождения высоковязкой нефти.
Литература
1. Высоцкий В.И. Мировые ресурсы нефти и газа и их освоение / В.И. Высоцкий, А.Н. Дмитриевский // Российский химический журнал. – 2008. - №6. - с.18-24.
2. Абрамова О.П. Проблемы повышения достоверности компьютерных моделей природного и техногенного солеотложения в геологической среде [Электронный ресурс] / О.П. Абрамова, Л.А. Абукова, С.Н. Попов // Современные проблемы науки и образования. – 2011.- №4. – Режим доступа: http://science-education.ru/98-4734.
3. Полищук Ю. М. Высоковязкие нефти: аналитический обзор закономерностей пространственных и временных изменений их свойств / Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко // Нефтегазовое дело.-2006-№1, том 4.- С. 27-34.
4. Загривный Э.А. Влияние работы забойных электротермических комплексов на качество электрической энергии / Э.А Загривный, В.О.Зырин, В.И. Маларев, Д.А.Устинов // Электротехника.-2012.- №10.-С. 27-31.
Поступила в редакцию 22.05.2014 г.