Проведена оценка перспектив разработки месторождений тяжелой высоковязкой нефти в Российской Федерации. На примере Усинского месторождения показана экономическая целесообразность применения забойных электротермических комплексов для повышения нефтеотдачи пластов в условиях снижения мировых цен на нефть по сравнению с традиционными методами повышения нефтеотдачи, использующими пароциклическую обработку.
Мировые запасы высоковязкой нефти (ВВН) приблизительно семикратно превышают разведанные запасы легкой нефти. В естественном режиме эксплуатации скважин нефтеотдача составляет не более 6-15%. Безальтернативными методами повышения нефтеотдачи отечественными и зарубежными специалистами признаны термические методы воздействия на продуктивные пласты [1,2]. Наиболее распространенными технологиями для разработки месторождений ВВН являются технологии паротеплового воздействия с применением наземных парогенераторов, работающих на сжигании углеводородного топлива. Эта технология обладает рядом недостатков, основными из которых являются низкая степень сухости пара на забое, высокая капиталоемкость, большое количество выбросов вредных веществ в атмосферу, что и ограничивает ее широкое применение [3].
Энергетическая стратегия России до 2030 года устанавливает создание и освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, и в первую очередь высоковязких нефтей, в качестве приоритетного направления. Огромным ресурсом для повышения уровня добычи является фонд простаивающих мелких и мельчайших месторождений, а также месторождений с осложненными геологическими условиями.
Забойные электротермические устройства, мощностью 1,0-2,5 МВт, разработанные в Горном университете, могут применяться в составе электротермических комплексов для тепловой обработки продуктивных пластов 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 [4-9]. Разработки экспонировались на международных выставках в Брюсселе, Женеве, Париже, Дюссельдорфе, Сеуле, Москве и отмечены медалями всех достоинств.
Основные преимущества предлагаемой технологии:
1. Ресурсосбережение; технология не предполагает сжигания добытого полезного ископаемого в качестве топлива, в отличие от традиционной технологии.
2. Малая металлоемкость и капиталоемкость; технология может применяться малыми нефтяными компаниями для разработки мелких и мельчайших месторождений высоковязкой нефти, для введения во вторичную эксплуатацию и борьбы с кольматацией.
3. Простота конструкции забойных электротермических устройств.
4. Возможность генерировать в призабойной зоне насыщенный пар со степенью сухости 0.8, что недостижимо для традиционных методов. Это позволяет вносить в пласт равное количество тепловой энергии при нагнетании меньшего объема пара на 10-15% по сравнению с традиционными методами.
5. Экологически чистая технология. Не производится выбросов вредных веществ в атмосферу, в отличие от традиционной технологии.
6. Возможность использования комбинированного парогазового теплоносителя.
7. Разработанные и разрабатываемые электротермические комплексы могут найти применение со значительным экономическим эффектом:
- на крупных месторождениях ВВН РФ (например: Усинское, Гремихинское, на месторождениях Татарстана и т.д.);
- в нефтедобывающих странах (Венесуэла, США, Канада, Китай, ОАЭ и т.д.);
- на мелких месторождениях ВВН (1-10 млн. тонн) в малых нефтедобывающих компаниях;
- при вводе в эксплуатацию нерентабельных простаивающих добычных скважин;
- для декальматации призабойных зон скважин на пресную и минеральную воды, а также для борьбы с асфальтосмоловыми парафиновыми отложениями в добычных нефтяных скважинах.
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%.
Следует отметить уникальную особенность компактного размещения месторождений углеводородов (нефть, газ, уголь) и источников электроэнергии на территории Республики Коми: Усинск – крупнейшее месторождение ВВН, электростанция на попутном нефтяном газе (ПНГ) мощностью 100 МВт; Инта – крупнейшие месторождения энергетических углей и запланированное строительство угольной 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. Так, например, для добычи 1,0 млн. тонн нефти в год с помощью электротехнологий потребуется источник с годовой выработкой электроэнергии (500-600) тыс. МВт×ч мощностью 60-80МВт. (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)
Скважинное электротермическое оборудование (забойные электропарогенераторы (ЭПГ) [9,14-18] и скважинные электронагреватели (СЭН) [6,8,10]) могут обеспечивать тепловое воздействие на призабойные зоны добычных и нагнетальных скважин, а также допускать применение термохимических методов повышения нефтеотдачи пластов ВВН [11-13, 19].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. Автоматическое поддержание заданных технологических параметров (напряжение U, ток I, расход котловой воды q, частота вращения насоса ω) обеспечивается системой управления (СУ).
Мощность теплового потока СЭН, диаметром 127-130 мм и длиной 6-10 м, составляет не менее 800-1500 кВт [10]. Использование этого СЭН в составе электротермического комплекса (рис.1) позволит выполнять операции нагрева пластовой жидкости, паротепловое воздействие (ПТВ), импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), термогидродинамическое и термохимическое 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.
В работе проведена сравнительная технико-экономическая оценка эффективности пароциклического воздействия на пласты ВВН при традиционной и предлагаемой электротермической технологиях для условий Усинского месторождения в ценах на энергоносители в январе – феврале 2015 года. Сравнения проводились для двух термических добычных участков с равной паропроизводительностью 20 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 ПГ-50-26, паспортная производительность 20 т/ч, расход топлива (нефть) – 1,5 т/ч, теплоизолированные насосно-компрессорные трубы (9000 м), устьевая арматура АТП 65-16-350 (6 шт.), термостойкий пакер (6 шт). Термообработкой одновременно подвергаются 6 скважин. Суммарные затраты на указанное оборудование составляют ~ (22-25)106 руб.
При электротермической технологии добычи ВВН: принятая паропроизводительность 20т/ч обеспечивается электротермическим комплексом, который 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 электротермического комплекса составляет
(7-10)·106 руб. Одновременно обрабатываются 6 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.
При сравнении приняты следующие экономические показатели:
- курс доллара 69 руб. (на 30.01.2015);
- цена нефти 50 $ за баррель (на 30.01.2015);
- стоимость электроэнергии: 3004 руб./МВт×ч (ОАО «Коми энергосбытовая компания» на декабрь 2014);
- число рабочих часов в году - 7000;
- часовой расход пара - 20 тонн.
Традиционная термическая технология (ТТТ)
1. Удельные затраты энергии на производство тонны пара в парогенераторе ПГ-50-26 при паспортной производительности 20 т/ч и часовом расходе топлива 1,5 т/ч составляет:
4. Вносимая энергия в продуктивный пласт 1т пара при расчетной средней степени сухости пара х=0,5 на глубине 1200 м и давлении нагнетания 12 МПа:
7. Стоимость 1 т нефти при цене 50 долл. за 1 барр.:
Электротермическая технология (ЭТТ)
Электротермические технологии 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, т.е. эффективность ЭТТ несколько занижена.
1. 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:
2. Исходя из поставленной задачи получения сравнительной оценки энергетической эффективности при равных экономических показателях реализации добытой нефти, можно записать:
3.Очевидно, что рассматриваемые варианты становятся экономически равноценными по статье «стоимость энергоносителей» при равенстве стоимостей сожженной нефти (7) и затраченной электроэнергии в забойном ЭПГ (10):
4. Годовой расход пара (при ПНФ=1) - 20 7000=140000 т.
5. Годовой расход электроэнергии - 140000 0,481=67340 МВт ×ч
6. Очевидно, что если стоимость 1,0 кВт ч фактически потребляемой электроэнергии Сф ниже стоимости расчетной (таблица 1) Сэл , то ЭТТ по статье «стоимость энергоносителей» становится менее затратной, чем ТТТ.
Годовой экономический эффект при этом определиться выражением:
Для остальных соотношений расчётной и фактической стоимостей 1,0 кВт ч при различных ПНФ экономический эффект представлен в таблице 2.
Из анализа видно (Табл.1), что при ПНФ < 1,0 действующие тарифы на электроэнергию оказываются выше расчетных значений стоимости 1 кВт·ч (руб/кВт·ч) при условии равенства вносимой в продуктивный пласт удельной тепловой энергии и реализуемой нефти. Поэтому экономическая эффективность (Табл.2) обеспечивается при заданных и выше значениях цены на нефть (50 долл/барр) и ПНФ (1,0 т/т), а при ПНФ 2, 3т/т и выше экономическая эффективность сохраняется при ценах на нефть 20 долл/барр.
Выводы
1. Россия располагает значительной долей мировых запасов тяжелых высоковязких нефтей (9 млрд.тонн), большая часть которых расположена в Северо-западной части страны.
2. Высоковязкие нефти являются ценным сырьем для производства моторного топлива, высококачественных смазочных материалов, а также могут служить сырьевой базой для получения ряда ценных металлов (ванадий, никель, рений, молибден и т.д.).
3. Нефтеотдача пластов с тяжелой нефтью на естественном режиме эксплуатации не более 6-15%. По мнению зарубежных и отечественных специалистов, наиболее эффективными и практически безальтернативными являются термические методы повышения нефтеотдачи пластов с тяжелой нефтью. Объем внедрения термических МПН в РФ не превышает 3% процентов от возможного на месторождениях с запасами около 200 млн. тонн.
4. Из известных термических методов добычи тяжелых нефтей в отечественной практике достаточно широкое распространение получили методы циклического паротеплового воздействия (ПТВ) и метод импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ).
5. Эффективность паротеплового воздействия (ПТВ) в значительной степени зависит от качества нагнетаемого в пласт пара и достигает максимума при сухости пара 0,8-1,0.
6. Разрабатываемые забойные электротермические устройства мощностью 1000 кВт и выше обладают относительно малыми металло- и капиталоемкостями, могут применяться малыми нефтяными компаниями для разработки мелких (до 2 млн. тонн) и мельчайших (до 1млн. тонн) месторождений ВВН, для введения во вторичную эксплуатацию фонда простаивающих добычных и борьбы с кольматацией призабойных зон скважин, позволят создать эффективные экологически безопасные и ресурсосберегающие технологии добычи ВВН.
7. Экономическая эффективность применения забойных электротермических комплексов для добычи высоковязкой нефти в условиях низких мировых цен на нефть зависит от значения величины ПНФ и соотношения цен на нефть и электроэнергию при условии равенства вносимой в продуктивный пласт удельной тепловой энергии и реализуемой нефти.
Список литературы
1. Антониади Д.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади , А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. Краснодар: Советская Кубань, 2000 г. – 462 с.
2. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. М.: Недра, 1989. – 422 с.
3. Загривный Э.А. Экологические и экономические перспективы применения электротермических комплексов для добычи высоковязкой нефти / Э.А. Загривный, В.И. Маларев, О.Б. Лакота, В.О. Зырин // Нефтяное хозяйство, 2012 г., №11. – с. 118–121.
4. Пат. 2169830 РФ, МПК Е21B36/04. Электронагревательное устройство тепловой обработки призабойной зоны скважины / Э.А. Загривный, А.Н. Сиротский – №2001100134/03; опубл. 27.06.01, приоритет 05.01.00
5. Пат. 2208145 РФ, МПК Е21B43/25. Устройство для тепловой обработки призабойной зоны скважины / В.С. Литвиненко, Б.Б. Кудряшов, Г.Н. Соловьёв, Э.А. Загривный – №2001129393/03; опубл. 10.07.03, приоритет 31.10.01.
6. Пат. 2266401 РФ, МПК Е21B43/24. Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев – №2004111016/03; опубл. 20.10.05, приоритет 12.04.04.
7. Пат.№2282018. Устройство для тепловой обработки призабойной зоны скважины /В.С. Литвиненко, Э.А.Загривный, А.Е. Козярук, Г.Н.Соловьев; от 15.09.06
8. Пат. .№2368760. Устройство тепловой обработки призабойной зоны скважины/ Э.А. Загривный, В.И. Маларев, Е.Е. Мельникова; от 09.27.2009.
9. Пат.№2451158. Устройство для тепловой обработки призабойной зоны скважины -электропарогенератор/ Э.А. Загривный, В.И. Маларев, О.Б. Лакота, В.О. Зырин; от 22.11.2010
10. 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.
11 .Загривный Э.А. Скважинные электротехнологии для бурения и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов / Э.А. Загривный, А.Е. Козярук, С.Н. Батаев // Современное состояние и перспективы развития механизации и электрификации горного и нефтегазового производства. Записки горного института. Tом 157. – СПб., 2004 г. – с. 108–110.
12. Загривный Э.А. Скважинный электродный парогенератор для термических методов нефтедобычи / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.– СПб.: Макситех 2005 г с. 38- 41.
13. Загривный Э.А. Перспективы использования забойных электротермических комплексов для повышения нефтеотдачи пластов с тяжелой высоковязкой нефтью./ Козярук А.Е., Маларев В.И., Мельникова Е.Е.// Электротехника. 2010.№ 1. С.50-56.
14. Загривный Э.А. Влияние работы забойных электротермических комплексов на качество электрической энергии/ Загривный Э.А., Маларев В.И., Устинов Д.А., Зырин В.О.// Электротехника №10 – Москва, 2011. – с. 27-31.
15. Загривный Э.А. Автоматизация электротермического комплекса с забойным парогенератором для повышения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью / Загривный Э.А., Маларев В.И., Зырин В.О.// Записки Горного института, т.192, Санкт-Петербург ,2011. - c. 125-130
16. Загривный Э.А. Скважинный электропарогенератор-сепаратор для тепловой обработки призабойной зоны пласта// Загривный Э.А., Маларев В.И., Зырин В.О. Лакота О.Б.// Освоение минеральных ресурсов Севера: проблемы и решения: Труды 9-ой международной научно-практической конференции 6-8 апреля 2011 г. / Филиал СПГГИ (ТУ) «Воркутинский горный институт». – Воркута, 2011. – с. 265-268.
17. Загривный Э.А. Экологические перспективы применения забойных электротермических комплексов для добычи высоковязкой нефти. /Загривный Э.А., Маларев В.И., Зырин В.О. Лакота О.Б.// Сборник научных трудов SWorld. Материалы международной научно-практической конференции «Современные проблемы и пути их решения в науке, транспорте, производстве и образовании '2011». – Выпуск 4. Том 10. – Одесса: Черноморье, 2011. – с.26-30.
18. Загривный Э.А. Скважинный электропарогенератортор для комбинированного паротеплового воздействия на продуктивные пласты высоковязкой нефти /Загривный Э.А., Маларев В.И., Зырин В.О. Лакота О.Б.// Освоение минеральных ресурсов Севера: проблемы и решения: Труды 10-ой международной научно-практической конференции 11-13 апреля 2012 г. / Воркутинский горный институт (филиал) ФГБ ОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный».– Воркута, апрель 2012, c.341-345.
19. Загривный Э.А. Управление режимами работы электротермического комплекса для добычи высоковязкой нефти / Зырин В.О.// XXL Неделя науки СПбГПУ: материалы международной научно-практической конференции. Ч. II. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2011. –с. 123-125.
