Анализируя опыт, включающий вскрытие, подготовку и извлечение тяжелой нефти, подземный способ, часто называемый термошахтным, представляется на сегодняшний день наиболее интересным.
Термошахтный способ - способ при котором для теплового воздействия теплоносителем (перегретой водой, паром или горячим газом) используются подземные горные выработки и сетка скважин, ориентированных в продуктивном пласте. Для использования гравитационной энергии скважины бурятся из горных выработок, расположенных под продуктивным пластом. В настоящее время успешно применяются горизонтальные скважины и скважины, пробуренные параллельно простиранию коллектора. При этом, поскольку большая часть скважины проходит по нефтяному пласту, образуется большая поверхность истечения; улучшаются условия дренирования пласта и повышается степень его охвата процессом разработки. Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения; термическое расширение пластовых флюидов; гравитационное дренирование пласта; вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки.
В странах СНГ шахтный способ добычи нефти осуществлялся в Азербайджане (Шубанинское месторождение) и в Украине (Мириам), а также в России в Чеченской республике (Старо-Грозненское) и Коми (ныне действующее Ярегское месторождение) [13,19].
Нагнетание пара состоит из циклов, каждый отдельный цикл состоит из трех основных этапов: нагнетание пара, выдержка скважин и последующая эксплуатация.
Для первого этапа важно установить тепловые зоны в пласте к моменту прекращения закачки пара в каждом отдельном цикле. Этот этап фактически решает задачу прямоточного вытеснения нефти паром и его конденсатом от нагнетательной скважины к добывающим.
Задачу оптимизации паровой технологии следует решать в комплексе всего процесса при постановке математической модели процесса. Для целей проектирования разработки нефтяных залежей достаточно дать приближенный прогноз технологических показателей по упрощенным моделям.
Для эффективной обработки паром заданных элементов необходимо, чтобы радиус созданной зоны активного вытеснения нефти был равен максимальному расстоянию от нагнетательной скважины до добывающей. Другими словами, необходимо прогреть пласт таким образом, чтобы температура на забое добывающих скважин была не ниже 100 °С.
Реально при вытеснении нефти паром в пласте существуют три характерные зоны: пара, горячего конденсата и пластовой температуры.
Также возникает вопрос о необходимости паропропитки. Оптимальный период паропропитки, как отмечается в [14, 15, 16], равен девяти суткам. Вывод сделан на основе зависимости количества введенного в пласт тепла от объема добытой нефти.
Теоретическими расчетами установлено, что паровой процесс технологически и экономически эффективен, если пара на объекте воздействия менее 13 т/т. В проектах, где нефть используется как топливо для парогенератора, при сжигании 1 т нефти обычно получают 13 м пара [17].
Более точно в России паротепловое воздействие на пласт получило в нефтяных месторождениях: Зыбза (Краснодарский Край), Оха (Сахалин), Ярега (Республика Коми). Потенциальные объекты для добычи нефти термическими способами - месторождения Чечни, такие как Малгобек- Вознесенское, Старогрозненское и другие, нефтяные месторождения Азербайджана, Казахстана, [13,19].
В процессе разработки могут быть выявлены следующие недостатки:
- неравномерное площадное распределение пара вокруг нагнетательных скважин;
- неравномерное распределение пара по толщине пласта;
- отток нефти из зоны воздействия, о чем свидетельствует возрастание дебита нефти в скважинах, находящийся за пределами данной площади.
Таким образом, для улучшения характеристики процесса вытеснения нефти паром следует увеличивать темп нагнетания пара в начальной стадии процесса и уменьшать его во времени. Поэтому на глубину 150 метров следует пробурить скважину, в которую необходимо поместить трубу диаметром 1,5 метра (рисунок 3.1).
1 - горизонтальные скважины для нагнетания пара; 2 - вертикальные скважины для нагнетания пара; 3 - соединение устьев скважин; 4 - вертикальная скважина (труба диаметром 1,5 метра)
Рисунок 3.1 - Схема объекта по нефтедобыче шахтным способом при нагнетании в пласт пара
Нижний конец трубы соединен специальным устройством для компенсации деформаций растяжения и сжатия с цилиндрической полостью, высота которой 9 метров, а диаметр 8 метров, разбуренной в теле нефтяного пласта. Стенки полости заключены в рубашку из напряженного бетона толщиной 0,9 метра. От полости отходят в радиальных направлениях восемь горизонтальных скважин (длиной 130-210 метров), пробуренных внутри пласта. Благодаря наличию двух независимых линий - для подвода пара и для отвода нефти - каждая из этих скважин может быть как нагнетательной, так и добывающей.
Пар получают в наземном генераторе мощностью 14,6 МВт. На первом этапе предполагается обрабатывать паром группы из двух скважин, причем длительность обработки каждой пары 1 месяц. После проведения нескольких циклов прогрева должна быть создана, как ожидают, газовая шапка пара, которая будет постепенно распространяться в направлении основного пласта. Помимо горизонтальных скважин на залежи следует пробурить еще восемь обычных нагнетательных скважин, оканчивающихся на биссектрисах углов, образованными горизонтальными скважинами. Как ожидается, подобный метод эксплуатации позволит поднять коэффициент нефтеотдачи пласта до 75% [11,18].
Помимо высокой степени нефтеизвлечения отмечаются такие преимущества шахтного метода, как возможность использования традиционного оборудования горной промышленности, невысокая стоимость подземного бурения скважин и низкая степень технического риска. Результаты шахтной разработки являются более или менее предсказуемыми.
3.2. Экономическое обоснование внедрения технологий добычи
Затраты на вскрытие и подготовку в обоих способах разогрева одинаковы. Для пара используются полученные в п.3 данные. Для электрического тока делается дополнительный расчёт мощности источника тока.
Для сопоставления удельных, отличающихся друг от друга затрат при паровом и электрическом способах разогрева, выделяются несколько основных статей, расходы по которым отнесены на 1 т добытой нефти. Такими статьями являются:
- капитальные затраты на оборудование для производства энергии;
- стоимость энергии;
- оценка вредного экологического воздействия на окружающую среду и определение возможных экономических затрат на ликвидацию последствий нарушений среды;
- оценка потерь энергии при канализации пара и электрического тока до скважин;
- затраты на автоматизацию производственных процессов (контроль и регулирование температуры нагрева по объему разрабатываемого этажа, изменение подачи мощности в непрогретые участки коллектора, отключение подачи мощности в достаточно прогретые объемы коллектора).
При бурении нагнетательных и добычных скважин предполагается, что их общая длина будет примерно одинакова. Также одинаковыми будут расходы на подготовку к реализации добытой нефти, включающую ее сепарацию, очистку сопутствующей пластовой воды и ее сброс или утилизацию - использование замкнутого водооборота [20].
Для проведения экономического сравнения способов разогрева по эксплуатационным затратам на 1 тонну добытой нефти принимается производственная мощность шахты 1 миллион тонн в год; разогреваемый объем коллектора при паровом способе равен 600 тысяч метров; ожидаемая добыча нефти с этого объема составляет 35107,0 тонн в месяц; разогреваемый объем при электрическом способе составляет 125000,0 м; ожидаемая добыча нефти с этого объема 12500 т в месяц. Соответственно рассчитываются затраты тепла и определяется расход пара и электроэнергии на 1 тонн добытой нефти. На практике производительность предприятия может быть принята по соображениям потребности государства и затраты рассчитаны по приведенной методике [21].
При паровом способе разогрева удельные капитальные затраты на проведение подготовительных выработок, отнесенные на 1 тонну добытой нефти, как отмечено, одинаковы с электрическим способом. Поэтому производится сравнение эксплуатационных затрат, принимая за основу удельные стоимости тепла на нагрев объема этажа. Необходимые данные для расчёта приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Затраты тепла при паровом способе разогрева
| Режим нагнетания | Vпара, т/блок | Qпара, ккал/блок | Qуд, ккал/м3 | Qсут, ккал/сутки |
| 0,5Vп | 4,35·1010 | 1,45·109 | ||
| 0,6Vп | 5,40·1010 | 1,80·109 | ||
| 0,7Vп | 6,09·1010 | 2,03·109 |
Тогда на разогрев паром коллектора объемом 600 тыс м3 потребуется тепла:
(3.1)
где qпара=619,6 ккал/кг – удельная энергия пара.
При работе парогенератора в течение 20 часов в сутки выработка тепла составит:
- для парогенератора «Реверс 60/30»:
- для парогенератора «Сакума 60/60»:
При такой часовой производительности для выработки суточной потребности в тепле на один этаж потребуется следующие количество парогенераторов:
- парогенератора «Реверс 60/30»:
- парогенератора «Сакума 60/60»:
Таким образом, установка российского производства не подходит по производительности.
Для обеспечения годовой производственной мощности шахты в 1 млн. тонн и при добыче с одного этажа 35107 тонн в месяц одновременно в работе должно быть задействовано 3 блока.
В эксплуатационные затраты входят расходы сжигаемой нефти и электроэнергии, представленные в таблице 3.2.
Таблица 3.2
Эксплуатационные затраты (расходы сжигаемой нефти и электроэнергии)
| Тип пароген. | Расход горючего (нефти), тонн | Расход электроэнергии, кВт | Затраты, тонн, кВт/т | |||||
| час. | сут. | год. | час. | сут. | Год. | нефти | эл. эн. | |
| «Разерс» | 4,347 | 86,94 | 31646,2 | 861,0 | 17220,0 | 6,3·106 | 0,037 | 6,3 |
| «Сакума» | 4,290 | 85,80 | 31231,2 | 610,0 | 12200,0 | 4,4·106 | 0,031 | 4,4 |
Из таблицы 3.2 видно, что на производство пара затрачивается от 0,031 до 0,037 тонн горючего (нефти) и от 4,4 до 6,3 кВт·ч электроэнергии. Годовой расход нефти на производство пара составляет от 31231,2 до 31646,2 тонн. Эта нефть исключается из коммерческого оборота предприятия, что принесёт убыток в 70 млн. руб. Аналогичные проблемы имеют место и с затратами на электроэнергию, расходуемую на производство пара. К сумме убытков следует добавить удельные затраты на приобретение и амортизацию парогенераторов.
По данным нефтяных компаний России себестоимость производства 1 тонны пара составляет в среднем 700 рублей. Тогда удельные расходы только по пару на добычу 1 тонны нефти составят 1679,3 руб/т при общем количестве пара за время разогрева 74200,0 тонн, при режиме 0,5Vп и добычи нефти с этажа 50000 тыс.тонн.
С учетом затрат на вскрытие и подготовку, общая себестоимость 1 тонны нефти равна: 5179,65 руб.
При электрическом разогреве тяжелой нефти предварительно рассчитывается мощность источника тока.
Расчет основан на необходимом тепле разогрева коллектора с учетом потерь в боковые породы.
При расчете тепла принимаются следующие исходные данные:
V - объем разрабатываемого этажа, принимаемый равным 125000 м3;
ΔТ - прирост температуры по объему разогреваемого пласта (принимаем 30, 40, 50, 60, 70 и 80°С);
ρск - удельная плотность скелета пласта, равная 0,838 т/м3;
Сск - теплоемкость скелета пласта, равная 1540 кДж/т·град или 356 ккал/т·град;
Сн - теплоемкость нефти, принимаемая равной 2000 кДж/т·град или 477,3 ккал/т·град;
С - теплоемкость воды, равная 1000 ккал/т·град;
σ - водонасыщенность нефтяного пласта, принимаемая равной 0,23;
σн - нефтенасыщенность пласта, принимаемая равной 0,77;
m - пористость пласта, равная 0,234;
ρ - плотность воды,равная 1,00 т/м;
ρ н - плотность нефти, равная 1,07 т/м3;
ρ п -плотность пласта, которую определим по формуле:
(3.2)
Тогда объемная теплоемкость пласта определиться по формуле:
(3.3)
Количество тепла, необходимого для прироста температуры этажа на 30 °С, определим по формуле:
(3.4)
Суточная потребность тепла при месячном разогреве составит Ссут=41039013 ккал/сут; часовая потребность Qчас=1709958,8 ккал/час и секундная потребность Qcек=474,99 ккал/с.
Тогда электрическая мощность при приросте температур ΔТ составит 1990,2 кВт, при переводном коэффициенте равном 1 ккал/с=4,19 кВт. Результаты расчетов потребности тепла и электрической мощности для других значений прироста температур представлены в таблице 3.3.
При расчете потерь в кровлю и почву были приняты следующие допущения: температурные перепады на границе «пласт - кровля» и «пласт - почва» приняты постоянными на протяжении всего времени нагрева с целью создания запаса энергии на стадии проектировании; температуры по площадям контактов «коллектор - кровля» и «коллектор - почва» также приняты постоянными.
Таблица 3.3
Результаты расчетов потребности тепла и электрической мощности для других значений прироста температур
| ΔТ | ||||||
| Qi | 1,231·109 | 1,644·109 | 2,051·109 | 2,462·109 | 2,872·109 | 3,283·109 |
| Qiсут | 1,094·108 | |||||
| Qiчас | 1709958,8 | 2283550,0 | 2849930,5 | 3419916,6 | 3989902,7 | 4559888,7 |
| Qiсек | 474,99 | 634,319 | 791,647 | 949,977 | 1108,306 | 1266,64 |
| Wi | 1990,2 | 2657,8 | 3317,00 | 3980,4 | 4643,81 | 5307,2 |
Потери тепла в боковые породы определим по формуле:
(3.5)
где λк, λп - теплопроводности кровли и почвы, принмаемая равной 3,6 ккал/м·час·град;
ρк, ск и ρп, сп - объемные теплоемкости кровли и почвы;
τ - время нагрева, 30 суток;
(Тпл - Т0) - разница температур пласта и вмещающих пород, равная 30°С.
Тогда:
Суточная потребность в тепле составит 2625752 ккал, часовая 109406 ккал и секундная 30,39 ккал/с.
При этом электрическая мощность Wпoт = 127,33 кВт.
Значение этой величины потерь будет постоянно, так как зависит только от теплопроводности и перепада температур на границах «коллектор- кровля» и «пласт — почва».
Общая часовая электрическая мощность составит:
Wобщ= 1990,2 + 127,33= 2117,5 кВт.
Потери тепла в почву и кровлю для градиентов температур 40, 50, 60, 70, и 80, и соответствующие величины мощности представлены в таблице 3.4.
Таблица 3.4
Потери тепла в почву и кровлю для градиентов температур
| ΔТ | ||||||
| Wпот | 127,33 | 169,77 | 212,22 | 254,64 | 297,08 | 339,52 |
Построен график зависимости мощности источника тока от градиента прироста температуры (рисунок 3.2).
Рисунок 3.2 - График зависимости мощности источника тока от градиента прироста температуры
На рисунке 3.2 приведена качественная зависимость мощности источника тока от ожидаемого прироста температур. Как следует из рисунка, мощность источника прямо пропорциональна величине прироста температуры. Принимаем мощности установок 2500, 3000, 3500 кВт и т.д. В единице объема коллектора будет выделяться мощность:
(3.6)
Для градиента 30 градусов удельная мощность составит 0,016 кВт/м. Для значений градиентов других температур удельная и суммарная выделяемая мощности в 1 м3 объема коллектора приведена в таблице 3.5.
Таблица 3.5
Удельная и суммарная выделяемая мощности в 1 м3 объема коллектора
| ΔТ | ||||||
| Wист | 2117,5 | 2827,57 | 3529,22 | 4235,04 | 4940,89 | 5646,72 |
| ωуд | 0,016 | 0,022 | 0,027 | 0,032 | 0,038 | 0,043 |
В процессе разогрева пласта разжиженная нефть вытесняется из порового пространства коллектора и замещается пластовой водой и частично электролитом, в результате чего удельное сопротивление пласта резко падает, что существенно отразится на общем сопротивлении нагрузки источника. В этом случае величина силы тока возрастет. Поэтому при проектировании и подборе параметров кабелей и оборудования следует исходить из диапазона измеренных величин удельного сопротивления, от начальной величины до конечной, то есть после замещения нефти пластовой водой или электролитом.
Расчёт удельных затрат электроэнергии на 1 тонну добываемой нефти ведется из общего расхода тепловой энергии на разогрев коллектора объёмом V=12500 тонн. Тогда:
(3.7)
где 
; 
- переводные коэффициенты.
Результаты расчетов представлены в таблице 3.6.
Таблица 3.6
Удельные затраты тепла и электроэнергии на добычу 1 тонны нефти
| ΔТ | ||||||
| Q, ккал | 1,309·109 | 1,749·109 | 2,183·109 | 2,619·109 | 3,056·109 | 3,493·109 |
| W, кВт/т | 121,8 | 162,5 | 203,2 | 243,8 | 284,4 | 325,0 |
Для осуществления электрического способа разогрева нефтяного коллектора на получение 1 тонны нефти потребуется энергии от 121,8 до 325,0 кВт·ч/т в зависимости от установленного прироста технологической температуры (ΔТ от 30 до 80 0С).
Гидроэнергетика обладает высокой конкурентоспособностью с одной стороны, а с другой - низкой себестоимостью производства единицы продукции по сравнению с тепловой генерацией (себестоимость электроэнергии у ГЭС самая низкая и в России она составляет от 0,17 до 0,22 руб/кВт·ч при себестоимости за рубежом от 1 до 3 цента/кВт·ч). При такой низкой себестоимости сроки окупаемости капитальных затрат составляют от 4 до 7 лет.
Стоимость вырабатываемой электроэнергии на мини-ГЭС зависит от следующих факторов:
- места строительства и капитальных затрат на него;
- многофункциональности инженерных сооружений - дамбы и другие гидротехнические сооружения могут быть главными объектами для орошения, водоснабжения района, а не только обслуживать мини-ГЭС;
- условий финансирования; влияния на окружающую среду и социальных факторов;
- мощности турбины.
Стоимость электроэнергии мини-ГЭС меняется в каждой конкретной местности. Она небольшая, хотя несколько выше, чем выработанная на гидротурбинах большой мощности, и составляет 3,5 руб/кВт·ч.
Электроэнергия является экологически чистой, она служит основой для снижения выбросов СО2 и других техногенных соединений, сопровождающих получение тепла на парогенераторах. Следует отметить, что отрицательное влияние на окружающую среду, характерное для больших ГЭС (нарушение теплового, гидравлического и климатического состояния местности), не характерно для мини-ГЭС, которые используют природные напоры без необходимости строительства масштабных гидротехнических сооружений.
Из расчета стоимости электроэнергии 3,5 руб/кВт·ч., энергозатраты на добычу 1 тонны нефти для различных градиентов температур составят (таблица 3.7):
Таблица 3.7
Энергозатраты на добычу 1 тонны нефти для различных градиентов температур
| ΔТ | ||||||
| Э, руб/т | 426,3 | 568,4 | 711,2 | 853,3 | 995,4 | 1137,5 |
При годовой производственной мощности шахты 1 млн.тонн/год, и выхода разогретой нефти 12500 т/мес. получаем потребную мощность генерирующих установок для обеспечения заданной нагрузки действующих этажей коллектора, равную:
(3.8)
где W - мощность генерирующих установок;
Р - годовая мощность шахты;
Wi - мощность, электроэнергии необходимой для разогрева коллектора до заданных температур;
р - нагрузка одного блока, равная 12500 тонн;
n - число рабочих месяцев в году.
Результаты расчетов мощности сведены в таблицу 3.8.
Таблица 3.8
Потребные мощности генерирующих установок мини-ГЭС при годовой производительности добычного предприятия
| ΔТ | ||||||
| W, кВт | 14116,7 | 18850,5 | 23528,1 | 28233,6 | 32939,3 | 37644,8 |
Все затраты, входящие в состав себестоимости добытой нефти, в зависимости от изменений объема производства, подразделяются на переменные и постоянные. Себестоимость годового объема производства:
TC = VC + FC; (3.9)
где VC – годовые переменные издержки (руб/год);
AVC – удельные переменные издержки (на единицу продукции);
N – годовой объем производства, шт/год;
FC – годовые постоянные издержки, определяемые в расчете на объем производства, соответствующий производственной мощности цеха (участка), руб/год.
Переменные издержки, зависящие от объема производства, включают:
- расходы на основную и дополнительную заработную плату производственных рабочих со страховыми взносами;
- расходы на основные и вспомогательные материалы, запасные части;
- расходы на энергоресурсы технологические (вода, электроэнергия, сжатый воздух, пар, кислород, ацетилен и т. п.);
- расходы на содержание и ремонт оборудования.
Постоянные издержки, не зависящие от объема производства включают:
- амортизационные отчисления (или аренду) оборудования и помещений;
- расходы по содержанию и ремонту помещений (включая стоимость работ и расходные материалы);
- заработная плата АУП и ВОП со страховыми взносами;
- налог на имущество (только амортизируемое);
- обязательное страхование всего имеющегося имущества;
- прочие накладные расходы (оплата работ по сертификации услуг, затраты на гарантийный ремонт, затраты, связанные со сбытом и затраты на оплату услуг банков и др.).
Прогноз развития нефтедобывающего предприятия, ведут из расчета цены изделия единицы массы добытой нефти, а также производят, исходя из рассчитанной себестоимости и принятой нормы прибыли:
Р изд.= Сед. + Пн. (3.10)
Чистый дисконтированный доход ЧДД измеряет всю массу дохода, полученного за период осуществления проекта в современной стоимости. Положительное значение (+) ЧДД означает, что доходность проекта больше, чем доходность, соответствующая риску проекта. Следовательно, проект может быть принят к исполнению.
Чистый дисконтированный доход ЧДД по годам, с учетом единовременных затрат, произведенных в нулевом году, рассчитывается по формуле:
ЧДД = - 
+ 
, (3.11)
где ТRi – доход предприятия за рассматриваемый период ti, руб/год;
Сгодi – затраты предприятия (с амортизацией) за рассматриваемый период ti, руб/год;
Нпр – налог на прибыль (20% от суммы прибыли);
Ар – затраты на амортизацию за рассматриваемый период, руб/год;
К – сумма дисконтированных инвестиционных затрат, руб.;
i – годовая ставка дисконтирования (равна 10….25%);
t – рассматриваемый период, год; t = 0, 1, 2.
Полный экономический расчет при использовании метода прогрева скважин паром представлен в таблице 3.9.
Как видно из приведенных расчетов, строительство собственных мини-ГЭС и выработка пара на добычу тяжелой нефти экономически оправдано. Внутренняя норма рентабельности при расчетах составила 17,07 %, период окупаемости 9 лет, индекс доходности инвестиций 1,34, индекс доходности затрат 1,09.
Зарубежный опыт показывает, что с увеличением мощности мини-ГЭС, стоимость строительства сокращается, так как увеличение мощности относится только к турбинному оборудованию, стоимость же самого гидроузла увеличивается ненамного.
Принятая технология добычи предполагает проведение разогрева коллектора до заданных технологических температур в течение одного месяца, после чего начинается выпуск разогретой нефти. С началом выпуска нефти температура коллектора станет понижаться как за счет падения давления в коллекторе, так и за счет потерь тепла через кровлю и почву.
Таблица 3.9
Расчет экономической эффективности от внедрения метода прогрева скважин паром
| Годы | Добыча нефти, тыс.т. | Выручка от реализ. нефти, млн.руб | Капитальные вложения, млн. руб. | Эксплуатационные расходы, млн. руб. | То же на добычу 1 т.нефти, руб/т. | Чистая прибыль при Кд=0,1, млн. руб | Поток наличности при Кд=0,1, млн. руб. | Накопленный поток наличности, млн. руб. | Доход государства при Кд=0,1, млн.руб. | ||
| в бурение | НПС | всего | |||||||||
| 305,7 | 138,5 | 138,5 | 703,3 | -419,5 | -508,5 | -508,5 | 14,6 | ||||
| 403,5 | -292,9 | -1157 | -1665,5 | 17,1 | |||||||
| 427,9 | 115,5 | 1115,5 | 664,3 | -221,9 | -937,2 | -2602,7 | 16,6 | ||||
| 1503,8 | 520,5 | 935,5 | 1468,6 | -54,6 | -508,6 | -3111,3 | 48,4 | ||||
| 2934,2 | 1828,9 | 466,1 | 612,4 | -2498,9 | 228,7 | ||||||
| 3386,6 | 1893,1 | 592,1 | 804,6 | -1694,3 | 271,6 | ||||||
| 3582,2 | 477,1 | 553,8 | -1140,6 | 232,6 | |||||||
| 3631,1 | 2435,7 | 350,7 | 479,4 | -661,1 | 207,6 | ||||||
| 3618,9 | 2431,2 | 319,2 | 492,3 | -168,9 | 184,8 | ||||||
| 2179,4 | 365,6 | 522,9 | 187,5 | ||||||||
| 3521,1 | 458,4 | 812,4 | 165,9 | ||||||||
| 3349,9 | 2077,5 | 273,5 | 390,2 | 1202,6 | 137,5 | ||||||
| 2983,2 | 1906,1 | 208,7 | 279,3 | 1481,9 | 106,4 | ||||||
| 2469,7 | 1712,4 | 127,9 | 165,7 | 1647,6 | 70,6 | ||||||
| 2041,7 | 63,6 | 85,5 | 1733,1 | 42,7 | |||||||
| 1687,2 | 1493,7 | 13,5 | 1755,1 | 21,4 | |||||||
| 1369,3 | 1428,7 | -33,9 | -27,6 | 1727,4 | 12,7 | ||||||
| 1112,6 | 1366,1 | -65,6 | -59,9 | 1667,5 | 9,5 | ||||||
| 880,3 | 1324,5 | -90,9 | -89,1 | 1578,4 | |||||||
| 696,9 | 1234,7 | -95,9 | -95,9 | 1482,5 | 5,2 | ||||||
| 546,5 | 1200,4 | -102,9 | -102,9 | 1379,7 | 3,8 | ||||||
| 427,9 | 1069,3 | -90,7 | -90,7 | 1288,9 | 2,8 | ||||||
| 337,4 | 949,6 | -78,1 | -78,1 | 1210,8 | 2,1 | ||||||
| 265,3 | 853,9 | -67,8 | -67,8 | 1,5 | |||||||
| 207,8 | 710,2 | -52,5 | -52,5 | 1090,6 | |||||||
| 169,9 | 568,2 | -37,9 | -37,9 | 1052,7 | 0,8 | ||||||
| 134,5 | 362,6 | -19,9 | -19,9 | 1032,8 | 0,6 | ||||||
| За 5 лет | 5575,1 | 854,5 | 3417,5 | 5361,1 | -522,7 | -2498,9 | -2498,9 | 325,3 | |||
| За 10 лет | 23384,7 | 1199,5 | 3762,5 | 16518,6 | 1409,4 | ||||||
| За 15 лет | 37750,3 | 1199,5 | 3762,5 | 25923,5 | 2585,7 | 1733,1 | 1733,1 | 1932,5 | |||
| Всего | 1199,5 | 3762,5 | 38485,5 | 1863,2 | 1032,8 | 1032,8 |
3.3. Формирование инновационной стратегии добычи нефти
В отличие от стандартного метода паротепловой обработки пластов паром, исходя из анализа научной литературы и практического опыта нефтедобывающих компаний, мной предлагается применять блочно-циклический способ в сочетании с призабойным прогревом скважин по схеме, представленной на рисунке 3.3.
1 – добывающая скважина; 2 – нагнетательная скважина; 3 – наблюдательная скважина
Рисунок 3.3 – Схема расположения нагнетательных и добычных скважин
Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего рабочего агента-пара-основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры пласта. Вязкость, удельный вес и межфазовое натяжение нефти и воды с повышением температуры понижаются, а упругость паров несколько повышается. Эти изменения должны благоприятно влиять на нефтеотдачу при вытеснении нефти горячим рабочим агентом.
Подача пара производится с поверхности парогенератором. Пар по трубам идет по стволам и другим выработкам шахты до буровых камер.
При подаче пара в нагнетательные скважины повышается температура нефти, вязкость, ее и воды понижается. Однако вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, поэтому результирующее влияние изменения соотношения вязкостей будет благоприятным для нефтеотдачи.
Снижение вязкости нефти в Баженовском месторождении приведет к увеличению коэффициента подвижности нефти, что, в свою очередь, будет влиять на коэффициент охвата пласта вытесняющих агентов, как по мощности, так и по площади.
Повышение температуры может привести к испарению некоторой части нефти (а также воды) в пласте. Пары нефти будут легко перемещаться к добычным скважинам. Вступая в не нагретую зону пласта, они конденсируются, и при дальнейшем их движении по пласту создается эффект вытеснения растворителями.
Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при его нагревании достигается за счет улучшения коэффициента подвижности нефти, повышения объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом, теплового расширения нефти и дистилляции.
При рекомендуемом нагнетании пара или горячей воды в скважины в результате теплообмена между нагнетаемым агентом и окружающими скважину горными породами происходят потери тепла. При малых расходах нагнетаемого агента и больших глубинах скважин эти потери будут очень значительными, и температура агента в забое скважины будет намного ниже его температуры на устье.
Потери тепла в боковых породах непосредственно не зависят от расхода нагнетаемого горячего агента. Однако от этого показателя зависят продолжительность тепловой обработки пласта, а, следовательно, суммарные потери тепла через кровлю и подошву пласта. Чем больше расход горячего агента, тем меньше продолжительность процесса и значит, меньше потери тепла.
Альтернативным способом, как указано было в предыдущей главе, предлагается внедрить электрический метод воздействия на пласты.
Как при паровом способе, так и при электрическом разогрев месторождения производится из скважин - нагнетательных и добычных, - которые обсаживаются металлическими трубами и в дальнейшем являются колоннами-электродами для создания разности потенциалов между добычными и нагнетательными скважинами. Протекающий электрический ток между скважинами-электродами разогревает коллектор блока, после чего разогретая нефть вытекает из блока либо под действием гравитационных сил.
Горные породы относятся к категории слабо проводящих материалов, поэтому для воздействия на них применяются высокие и сверх высокие частоты. Однако для пористых пород с высокой влажностью могут применяться средние частоты до нескольких килогерц. При высокой пористости и насыщенности пор засоленными пластовыми водами, какими являются нефтяные коллекторы, частоты могут быть низкими, вплоть до промышленной частоты, то есть 50 Гц.
Для повышения электропроводности коллектора служит электролит, подаваемый в призабойное пространство коллектора.
Тем не менее, исходя из вышеизложенных расчетов, метод электрического воздействия для разогрева пластов следует применять только как резервный способ добычи тяжелой нефти.
Для реализации пароциклической технологии добычи тяжелой нефти Баженовского месторождения предлагается провести три последовательных технологических этапа.
Первый этап подразумевает собой нагнетание пара объемом до 300 тонн на один метр эффективной толщины пласта, насыщенного добываемой нефтью на протяжении трёх недель. В данный период времени будет происходить нагревание скелета пласта, нагревание нефти, находящейся в данном пласте, а также нагревание и расширение всех элементов в призабойной зоне. Кроме того, необходим также контроль за достаточным повышением давления в пласте и призабойной зоне. Данный контроль осуществляется на основании параметров добываемой нефти и чем более нефть имеет вязкость, тем большее количество пара необходимо пустить в скважину.
По истечении двух-трех недель первого этапа следует приступить ко второму этапу пароциклического метода добычи нефти. На втором этапе скважину закрывают и выдерживают процесс паропропитки. В этот период должна произойти конденсация пара за счет выравнивания температуры между паром и породами пласта, а также флюидами, насыщающими нефтяной пласт. Так как нефть в этот период уже достаточно прогрета, а после установления температурного равновесия давление начинает снижаться, то добываемые углеводороды начинают двигаться в сторону зоны конденсации от призабойной зоны. Также в этот период происходит замещение нефти водой посредством капиллярной пропитки.
Далее следует третий этап, при котором происходит непос