Мои Конспекты
Главная | Обратная связь


Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

Перспективы использования забойных электротермических комплексов для повышения нефтеотдачи пластов с тяжелой высоковязкой нефтью



По оценкам Правительства РФ, экспертов и специалистов пик добычи нефти в России миновал в октябре 2007 года. Практически все аналитики согласны с тем, что России придется делать крупные инвестиции, чтобы компенсировать дальнейший спад добычи на истощившихся месторождениях в Западной Сибири. 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).

В Европейской части РФ доля разведанных запасов таких нефтей составляет более 50%. На естественном режиме эксплуатации скважин нефтеотдача составляет не более 6-15%. Безальтернативными методами повышениями нефтеотдачи отечественными и зарубежными специалистами признаны термические методы (ТМ) воздействия на продуктивные пласты ВВН.

В республике Коми (РК) сосредоточены в крупных и мелких месторождениях ВВН более 50% всех запасов. Проектом разработки пермокарбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения, рассчитанным на 20 лет, предусмотрено увеличить годовую добычу в четыре раза (до 4 млн. тонн), закачку пара в пласт – более чем в 10 раз, фонд работающих парогенераторов – в 10 раз. Запасы ВВН этого месторождения составляют 500÷600 млн. тонн. В то же время запасы малых месторождений в РК составляют приблизительно 40-50%.

Нельзя не отметить уникальную особенность компактного размещения месторождений углеводородов (нефть, газ, уголь) и источников электроэнергии на территории Республики Коми: Усинск – крупнейшее месторождение ВВН; Инта – крупнейшие месторождения энергетических углей и строящаяся угольная КЭС мощностью 1800 МВт; Печора – крупная ГРЭС мощностью 1100 МВт. В настоящее время электроснабжение Усинска выполняется по двум ЛЭП-220 кВ. Расстояние между указанными пунктами не превышает 200 км.

Указанная уникальность региона позволяет в широких масштабах использовать электроэнергию как высококачественный экологически безопасный энергоноситель при практически безальтернативных термических методах добычи ВВН. Расход электроэнергии на производство в ЭПГ 1 тонны пара со степенью сухости x=0,8 составляет 650-680 кВтч. (Для примера: Красноярский алюминиевый завод с годовой производительностью 0,9-1,0 млн. тонн потребляет в год приблизительно 15 млрд. кВт∙ч. Выработка электроэнергии Красноярской ГЭС с установленной мощностью 6000 МВт составляет 19-21 млрд. кВт∙ч, при этом алюминиевый завод потребляет ≈70% вырабатываемой электроэнергии с удельным расходом 15300 кВт∙ч/т).

В России рентабельными для освоения считаются скважины с дебитом в среднем 5 т/сут., а в США, где действующий фонд нефтяных скважин превышает 550 тыс. (во много раз больше, чем в России), рентабельным считается среднесуточный дебит скважин 1,5 т/сут., причем 75% скважин работают с дебитами менее 1 т/сут. В США крупные компании ориентированы на зарубежную ресурсную базу (на своей территории крупные объекты нефтедобычи имеются только на Аляске и в Мексиканском заливе). Малые и средние компании осуществляют 85% объема внутреннего бурения, давая стране 55% природного газа и 50% нефти, добываемых на территории США. Около 85% действующих скважин обслуживают 160 тысяч малых и сервисных предприятий с 10–12 постоянными и 2–3 временными работниками. В результате применения передовых методик и технологий, гибкой налоговой политики в США в течение 50 лет поддерживается уровень добычи нефти в 350–400 млн. т ежегодно. При этом низкопродуктивные и малорентабельные скважины с дебитом менее 2 т/сут. являются источником 75% всей нефти, добываемой малыми предприятиями [1].

Совершенно иная ситуация в России, где практически вся добыча нефти и газа осуществляется крупными интегрированными компаниями за счет интенсивной эксплуатации крупных месторождений, открытых еще во времена СССР. Многие из них находятся на стадии падающей добычи, и ее поддержание во многом будет определяться свое­временным вводом в разработку мелких и трудноосваеваемых месторождений. Огромный резерв представляет фонд простаивающих (как правило, малодебитных) скважин, которых в России более 20% от всего фонда скважин (в Республике Коми не менее 1300 скважин простаивает). В целом в России работают лишь 150 малых компаний (по другим оценкам, гораздо меньше), на долю которых приходится, по разным оценкам, от 3 до 5% добычи нефти.

Рассматриваемые в работе забойные электротермические устройства могут применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды [2-7].

Скважинное электротермическое оборудование (забойные электропарогенераторы (ЭПГ) [6] и скважинные электронагреватели (СЭН) [3,5,7]) должно обеспечивать тепловое воздействие на призабойные зоны добычных и нагнетальных скважин с использованием пластовой жидкости (товарной воды), а также допускать применение термохимических методов повышения нефтеотдачи пластов ВВН [8,9,10].

Разрабатываемый электротермический комплекс позволяет выполнять технологические операции по циклическому паротепловому воздействию (ПТВ), импульсно-дозированному тепловому воздействию (ИДТВ) [8] и термогидродинамическому воздействию [11]. Для этого в состав комплекса (рис.1.) включены насос 2 с регулируемым электроприводом 3, ёмкость с котловой водой 4, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 6, по которым котловая вода через диэлектрическую вставку 8 и водоподающий узел с обратным клапаном 14 поступает в изолированный интервал скважины 13, а также скважинный электродный нагреватель (СЭН) 11, расчетная схема одного из вариантов которого представлена на рис.2. Автоматическое поддержание заданных технологических параметров (напряжение U, ток I, расход котловой воды q, частота вращения насоса ω) обеспечивается системой управления (СУ).

 

 

Отличительными особенностями рассматриваемого СЭН (рис.2) являются простота конструкции, малое гидравлическое сопротивление в контуре циркуляции, высокая интенсивность циркуляции теплоносителя, организованная обратным клапаном, и, как следствие, повышенным коэффициентом теплопередачи. Мощность теплового потока СЭН, диаметром 127-130 мм и длиной 6-10 м, составляет не менее 800-1500 кВт [7]. Использование этого СЭН в составе электротермического комплекса (рис.1) позволит выполнять операции нагрева пластовой жидкости, ПТВ, ИДТВ, термогидродинамического и термохимического воздействия.

Режим ПТВ реализуется при заданных часовых расходах тепловой энергии и котловой воды, которые обеспечивают определённое количество пара в зоне продуктивного пласта с сухостью, зависящей от соотношения часовых количеств энергии и воды. Режим ИДТВ обеспечивается чередующимися импульсами ПТВ и подачей котловой воды с увеличенными часовыми расходами, чем достигается ускоренное продвижение теплового фронта и снижение ПНФ.

Проведена сравнительная технико-экономическая оценка эффективности пароциклического воздействия на пласты ВВН при традиционной и предлагаемой электротермической технологиях для условий Усинского месторождения. Сравнения проводились для двух термических добычных участков с равной паропроизводительностью 60 т/ч 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.

При определении капитальных затрат учтено основное оборудование, используемое при добыче ВВН традиционными термическими методами: блочная автоматизированная установка УПГ-60/16М (отпуск пара на скважины – 60 т/ч, расход топлива (нефть) – 4,58т/ч, теплоизолированные насосно-компрессорные трубы (9000м), устьевая арматура АТП 65-16-350 (6 шт.), термостойкий пакер (6 шт). Термообработкой одновременно подвергаются 6 скважин.

Суммарные затраты на указанное оборудование в ценах на 01.01.08г. соответствуют ~ 71·106 руб.

Принятая паропроизводительность 60 т/ч обеспечивается тремя электротермическими комплексами, каждый из которых включает в себя: трансформатор ТДН – 16000/110/10, погружной кабель КППБПТ 3х25, забойный электропарогенератор (6 шт), насоснокомпрессорные трубы (7800 м), устьевую арматуру АНК 165-210 (6 шт), термостойкий пакер (6 шт), питательный насос (6 шт). Суммарная стоимость основного оборудования трех электротермических комплексов в ценах на 01.01.08г. составляет 22,5·106 руб. Одновременно обрабатываются 18 скважин.

Сравнительную оценку энергетической и экономической эффективности можно получить из условия равенства вносимой в продуктивный пласт удельной тепловой энергии и реализуемой нефти рассматриваемых способов термического воздействия.

Традиционная термическая технология (ТТТ)

1. Удельные затраты энергии на производство тонны пара в парогенераторе УПГ-60/16М при паспортной произво­дительности 60 т/ч и часовом расходе топлива (сырой нефти) 4,58 т/ч составляет:

, (1)

где wн=42000 кДж/кг – средняя теплотворная способность нефти; qн – часовой расход нефти, т/ч; QП – часовая производительность парогенератора, т/ч.

2. Удельный расход электроэнергии в УПГ 60/16М

, (2)

где kс – коэффициент спроса, Pу – установленная мощность.

3.Суммарный удельный расход энергии:

(3)

4. Вносимая энергия в продуктивный пласт 1т пара при расчетной средней степени сухости пара х=0,5 на глубине 1200м и давлении нагнетания 12 МПа:

 

= 1493 + 0,5∙1190 =2088 МДж , (4)

где - энтальпия воды (МДж/т), - теплота парообразования.

В МВт·ч –

5. К.п.д. процесса:

(5)

6. Удельный часовой расход нефти на 1 т пара:

кг/т (6)

7. Стоимость 1 т нефти при цене 70 долл. за 1 барр:

руб/т = 14,7 руб/кг,

где С1 = 70 – стоимость 1 барр. в долл., С2 = 30 – курс долл., n=7 – барр. в 1 т при удельной массе нефти 0,9 т/м3.

 

8. Удельная стоимость нефти при паронефтяном факторе равном 1,0 т/т, (ПНФ=1, расход пара в тоннах на дополнительно добытую 1 тонну нефти):

- сожженной в парогенераторе

руб. (7)

- к реализации (добытая за вычетом сожженной):

руб. (8)

 

Электротермические технологии (ЭТТ) обладают недостижимым для традиционных термических технологий преимуществом – возможностью генерировать в призабойной зоне продуктивного пласта насыщенный пар со степенью сухости 0,8 и более. Это позволяет вносить в пласт равное количество тепловой энергии при нагнетании меньшего объема пара на 15-20% по сравнению с традиционными способами теплового воздействия. Однако, это свойство ЭТТ в настоящем анализе не учитывается, так как приняты равные условия термического воздействия на продуктивный пласт паром со степенью сухости х=0,5.

Для генерации 1 тонны пара в ЭПГ в установившемся режиме на глубине 1200 м с давлением 12 МПа со степенью сухости 0,5 затраты электроэнергии составят:

= (1493 - 210) + 0,5∙1190 =1878 МДж, (9)

где , - энтальпия воды на выходе и входе ЭПГ, соответственно,

в МВт·ч –

Исходя из поставленной задачи получения сравнительной оценки энергетической эффективности при равных экономических показателях реализации добытой нефти, можно записать:

кВт·ч, (10)

где - часовой расход электроэнергии в забойном электропарогенераторе для добычи нефти с ПНФ=1 с учетом сожженной в парогенераторе нефти (из условия равных количеств реализации добытой нефти).

Очевидно, что рассматриваемые варианты становятся экономически равноценными по статье «стоимость энергоносителей» при равенстве стоимостей сожженной нефти (7) и затраченной электроэнергии в забойном ЭПГ (10):

, (11)

где - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.

 

Из (8) при ПНФ = 1 и стоимости 1 т нефти 14700 руб. равна:

руб./кВт·ч

Сравнительные технико-экономические показатели при равных степени сухости пара в забое и количествах реализованной нефти с учетом различных значений ПНФ и цен на нефть представлены в таблице 1.

Таблица 1. Стоимость 1 кВт·ч (руб/ кВт·ч) при равных реализуемых количествах нефти сравниваемых технологий и различных цен на нефть и ПНФ.

№ п\п Стоимость нефти Паронефтяной фактор (ПНФ; пар/нефть; т/т)
0,5 (т/т) 1,0 (т/т) 2,0 (т/т) 3,0 (т/т)
1. 1,92 2,0 2,34 2,58
2. 2,24 2,33 2,74 3,01
3. 2,56 2,67 3,13 3,44

Для проверки полученных результатов выполнены сравнительные расчеты стоимостей энергоносителей в абсолютных величинах при условиях:

1. Паропроизводительность – 60т/ч;

2. Паронефтяной фактор – 1т/т;

3. Число часов работы в году с номинальной производительностью Тг-7000ч;

4. Стоимость нефти Сн – 14700р/т (70 долл/барр).

5. Давление нагнетания пара в пласт – Рн = 12 МПа;

6. Степень сухости пара х=0,5.




Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.