USD 73.9968

0

EUR 89.6249

0

BRENT 68.84

+0.01

AИ-92 45.33

-0.01

AИ-95 49.06

-0.03

AИ-98 55.11

+0.05

ДТ 49.37

+0.01

6 мин
250
0

Интенсификация добычи нефти. Концепция теплового метода с применением автономных ветроэлектрических установок

Добыча нефти — одна из основных отраслей добычи топливно-энергетических полезных ископаемых в России. Доля нефтегазовых доходов в бюджете РФ в 2015 году составила 44,4% вместо запланированных 51,2% [1]. При этом решение вопроса повышения эффективности позволит снизить себестоимость главного экспортного продукта страны и увеличить объемы добываемого сырья. В статье приведено положения концепции технологии термического метода интенсификации нефтедобычи с использованием автономных ветроэлектрических установок.

Интенсификация добычи нефти. Концепция теплового метода с применением автономных ветроэлектрических установок

Одной из проблем, осложняющей добычу нефти, является образование асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на скважинной арматуре и на стенках скважины. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы и сокращению межремонтного периода работы скважины, что сказывается на себестоимости добычи нефти. На рисунке 1 показано относительное уменьшение поперечного сечения вследствие накопления АСПО на стенках скважины [2].


Рис. 1. Изменение относительного диаметра в результате накопления АСПО на стенках скважины

Наиболее эффективными способами борьбы с этим негативным явлением являются тепловые методы воздействия на ствол скважины, основанные на способности АСПО не образовывать твердой фазы или плавиться при температурах, превышающих температуру кристаллизации (для парафинов 35÷50 оС).

Тепловое воздействие используют в основном в тех случаях, когда добываемая нефть характеризуется высокой вязкостью или значительным содержанием парафинов, смол и асфальтенов. Подогрев позволяет предотвратить образование АСПО в поровом пространстве пласта, что ведет к увеличению добычи нефти.

Решением вопроса теплового воздействия на ствол скважины может стать использование стационарной установки электропрогрева скважины (УЭПС). Подогрев осуществляется с помощью нагревательного кабеля, размещаемого непосредственно во внутреннем или затрубном пространстве насосно-компрессорных труб в скважине, что позволяет осуществлять прогрев по всей длине на глубину до 1800 м любых типов скважин при фонтанном, газлифтном и электромеханическом способе добычи нефти.

Широкому внедрению УЭПС мешают проблемы, связанные с электроснабжением. Учитывая, что 1 м нагревательного кабеля потребляет до 60 Вт [3], для прогрева скважин длиной от 800 до 1800 м, требуется от 48 до 100 кВт резервной мощности, а для куста из 6 скважин до 300 кВт при работе установки прогрева в периодическом режиме. Существующие сети электроснабжения скважин не рассчитаны на передачу такой дополнительной мощности. В качестве альтернативы реконструкции или постройки новых электрических сетей может выступать использование автономных энергокомплексов на базе ветроэлектрических установок (ВЭУ).

Проведенный анализ карты ветров России (см. рисунок 2) показывает, что свыше половины территории страны, не охваченной централизованной системой электроснабжения (СЭС), обладает высоким ветроэнергетическим потенциалом. При этом низкие показатели ветропотенциала восточносибирского региона могут быть успешно скомпенсированы за счет использования солнечной энергии, а применение фотоэлектрических станций способно значительно повысить эффективность автономных электротехнических комплексов [4].


Рис. 2. Карты СЭС, нефтяных бассейнов и ветров России

Состав электротехнического комплекса (ЭТК) электропрогрева скважины с использованием ВЭУ включает в себя (см. рисунок 3): ВЭУ с многополюсным генератором на постоянных магнитах, вырабатывающую трехфазный переменный ток (переменной частоты); диодный выпрямитель, для получения постоянного тока; шкаф управления.

Целью работы является выбор оптимальной концепции термической интенсификации добычи нефти с применением автономных ветроэлектрических установок.

Для достижения поставленной цели предложены несколько вариантов исполнения:

1) Полученный постоянный ток от ЭТК с ВЭУ через DC/DC–преобразователь, регулирующий ток и напряжение, поступает в нагревательный кабель, размещаемый в стволе скважины по всей ее длине (см. рисунок 3). При этом для управления процессом прогрева скважины предполагается использовать датчики температуры для осуществления обратной связи [5]. Достоинствами данной концепции является ее простота, непосредственное воздействие на АСПО без использования промежуточного теплоносителя, отсутствие сложных и дорогостоящих систем управления. К недостаткам можно отнести сравнительно высокую цену ВЭУ.


Рис. 3. Схема УЭПС с ВЭУ

2) Использовать ВЭУ в качестве источника электроэнергии для наземного парогенератора. Вырабатываемый пар будет использоваться для депарафинизации путем закачивания его в скважину (см. рисунок 4).

Данная конструкция достаточно проста в исполнении и позволяет обойтись без использования дизель-генераторов в качестве источника электроэнергии. При этом большая потребляемая мощность на парообразование требует установки ВЭУ большой мощности (свыше 1 МВт). Данная технология может найти свое применение для депарафинизации больших кустов скважин.

Подобная технология с наземным парогенератом и использованием возобновляемых источников как первичных энергоносителей разрабатывается компанией SHELL с применением солнечных концентраторов.


Рис. 4. Схема автономного комплекса прогрева скважины с помощью наземного парогенератора и ВЭУ

3) Использовать парогенератор непосредственно в призабойной зоне пласта с электроснабжением от автономного электротехнического комплекса на базе ВЭУ (см. рисунок 5). На базе Горного университета (Санкт-Петербург) был разработан призабойный электропарогенератор [7] достаточно простой конструкции, позволяющий более эффективно производить обработку призабойной зоны пласта по сравнению с обычным парогенератором. Недостатками концепции является необходимость в дополнительном мощном источнике электроэнергии (свыше 300 кВт), либо в использовании нескольких ВЭУ соизмеримой мощности.


Рис. 5. Схема автономного комплекса прогрева скважины с помощью призабойного парогенератора и ВЭУ

Главной задачей в этом случае является поиск оптимального размещения парогенератора в скважине на глубине h путем решения следующей зависимости [7]:


где
T
к – температура нефти в конечной точке скважины (забой), 
Th – температура нефти на глубине h,
G – массовый дебит,
K – полный коэффициент теплопередачи от транспортируемого продукта в окружающую среду,
D – диаметр скважины,
T
о – температура окружающей среды,
i
ср – средняя величина гидравлического уклона,
С
р – коэффициент изобарной теплоемкости нефти, ε – массовая доля парафина в нефти,
Т
нп и Ткп – температуры начала и конца выпадения парафина из добываемой нефти соответственно, χП – скрытая теплота кристаллизации парафина.

При температурах, близких к температурам начала выпадения парафинов из добываемой нефти имеет место значительное изменение реологических свойств, и, как следствие, изменение режима течения и гидравлического сопротивления.

Для нахождения температуры нефти на глубине h ввиду отсутствия выпадения парафинов из нефти и незначительного величины гидравлического уклона можно воспользоваться упрощенной зависимостью:


где 
Tпз – температура нефти в призабойной зоне пласта,
Н – глубина скважины.

Таким образом решение задачи теплового баланса представляет собой многофакторную задачу, которая зависит во многом от исходных характеристик добываемого флюида, тепловых характеристик среды и объемов добычи. Всё это в значительной мере влияет на потребление электроэнергии парогенератором и способ теплового метода интенсификации добычи нефти.

Задачей дальнейших исследований является выбор наиболее рациональной концепции, расчет параметров работы ВЭУ и нагревательного элемента, а также разработка алгоритмов управления электроснабжением комплекса термической интенсификации добычи нефти с применением автономных ветроэлектрических установок.


ЛИТЕРАТУРА

  1. Министерство Финансов России [электронный ресурс]. http://www.minfin.ru/ru/

  2. Жданкин Е.В. Обзор возможных концепций термической интенсификации добычи нефти с применением автономных ветроэлектрических установок // Современная наука и практика, СПб, № 3 (3) Октябрь 2015, С. 23-26.

  3. Месенжник Я.З. Тепловые процессы при работе погружных кабелей // Путеводитель по энергетике [электронный ресурс]. URL: http://pue8.ru/kabelnye-linii/629-teplovye-protsessy-pri-rabote-pogruzhnykh-kabelej.html (дата обращения: 19.05.2015).

  4. Бельский А.А., Яковлева Э.В. Обоснование возможности использования возобновляемых источников энергии для энергоснабжения объектов минерально-сырьевого комплекса // Альтернативная энергетика и экология, Саров, №02/2 (120), 2013, С. 63-67.

  5. Бельский А.А. Энергоэффективная технология повышения нефтеотдачи скважины с применением автономных ветроэлектрических установок // Современные научные исследования и инновации. 2015. № 4 [Электронный ресурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2015/04/53038 (дата обращения: 19.05.2015).

  6. Бельский А.А., Жданкин Е.В. Технология интенсификации добычи высоковязкой нефти с применением автономных ветроэлектрических установок // Естественные и технические науки. Москва, №4, 2015. С. 150-151.

  7. Загривный Э.А. Электротермический комплекс на основе скважинного электродного нагревателя мощностью более 500 кВт для теплового воздействия на продуктивный пласт высоковязкой нефти / Э.А. Загривный, А.Е. Козярук, С.Н. Батаев // Электротехника, 2003 г., №5. – с. 61–69.

  8. Коршак, А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов / А.А. Коршак, А.М. Нечваль - СПб: Недра, 2008. - 488 с.



Статья «Интенсификация добычи нефти. Концепция теплового метода с применением автономных ветроэлектрических установок» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№1-2, Январь 2016)

Авторы:
Читайте также