Библиографическое описание:

Маларев В. И., Лакота О. Б. Скважинный электротермический комплекс с электропарогенератором-сепаратором пара для добычи высоковязкой нефти // Молодой ученый. — 2016. — №9. — С. 205-208.



В работе представлена информация о скважинном электротермическом оборудовании, позволяющем улучшить качество тепловой обработки призабойной зоны пласта высоковязкой нефти за счет сепарации пара в забое.

Ключевые слова: повышение нефтеотдачи, высоковязкая нефть, скважинный электропарогенератор, энергоэффективность, сепарация пара.

В настоящее время особую важность приобретает рациональное освоение широко распространенных залежей тяжелых высоковязких нефтей (ВВН), разведанные запасы которых достигают 700 млрд.т. Крупнейшие из них находятся в Канаде ~300 млрд.т., в Венесуэле ~200 млрд.т., в США ~25 млрд.т., в Российской Федерации ~9 млрд.т.

В Северо-Западном регионе РФ доля разведанных запасов тяжёлых нефтей составляет более 50 %. На естественном режиме эксплуатации скважин нефтеотдача составляет ~ 6 %. Безальтернативными методами повышения нефтеотдачи пластов отечественными и зарубежными специалистами признаны термические воздействия на продуктивные пласты ВВН [1,2]. Однако в России добыча ВВН с применением термических методов преимущественно ведется на двух месторождениях — Усинском (Республика Коми) и Гремихинском (Удмурдская Республика) [3].

К недостаткам современных термических методов добычи ВВН можно отнести высокие материало- и капиталоёмкость теплоэнергетического оборудования, потери теплоты в распределительной трубопроводной системе и в скважине, а также снижение эффективности процесса из-за сжигания части добытой нефти или газа в парогенераторах и значительное ухудшение экологической обстановки в районах нефтедобычи. Охват месторождений методами термического воздействия на пласт составляет не более 3 %.

Одним из перспективных направлений развития термических методов добычи является разработка скважинных электротермических комплексов [4,5], которым по сравнению с традиционными технологиями паротепловой обработки скважин присуще следующие достоинства:

‒ Ресурсосбережение. Технология не предполагает сжигания добытого полезного ископаемого в качестве топлива в отличие от традиционной технологии.

‒ Малая металлоемкость и капиталоемкость.

‒ Простота конструкции.

‒ 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 15–20 % по сравнению с традиционными методами.

‒ Экологически чистая технология. Не производится выбросов вредных веществ в атмосферу, в отличие от традиционной технологии.

Рис. 1. Схема электротермического комплекса: 1– регулятор тока; 2 — насос; 3 — регулируемый электропривод; 4 — рабочая жидкость; 5 — силовой кабель; 6 — насосно-компрессорные трубы; 7 — маслозаполненнное вводное устройство; 8 — диэлектрическая вставка; 9 — термостойкий токовод; 10 — термостойкий пакер; 11 — скважинный электродный нагреватель; 12 — обсадная колонна; 13 — пластовая жидкость; 14 — паровыпускное отверстие.

В Санкт-Петербургском Горном университете разработаны и запатентованы в РФ электротермические комплексы мощностью более 1000 кВт, применение которых может снизить потери энергии и повысить качество теплоносителей (пара, воды), нагнетаемых в пласт высоковязкой нефти. Комплекс позволяет выполнять технологические операции по паротепловому воздействию (ПТВ), импульсно-дозированному тепловому воздействию (ИДТВ) и термогидродинамическому воздействию. Добычной электротермический участок (рис.1) включает в себя: силовой трансформатор мощностью 10–16 МВА с первичным напряжением 35–110 кВ; насос (2) для подачи котловой воды в забой к скважинному электропарогенератору (11), помещенному в обсадную колонну (12), питание которого осуществляется по погружным кабельным линиям; регулируемый электропривод (3) насоса и схему управления величиной силы тока (1) парогенератора. Скважинное электротермическое устройство получает питание по схеме «фаза — 3 жилы погружной линии, обсадная колонна — нейтраль».

Рис. 2. Скважинный электропарогенератор-сепаратор

В состав электротехнического комплекса тепловой обработки призабойной зоны скважин входит скважинный электропарогенератор (ЭПГ), который закреплен на конце колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). ЭПГ состоит из металлического корпуса, выполненного в форме цилиндра. Центральный токопровод закреплён в верхней части корпуса через проходной изолятор. Внутри корпуса на токопровод нанизаны диски, играющие роль фазных электродов. Вода подается с поверхности по трубам, а в сам парогенератор поступает по центральному отверстию внутри токовода. По силовому кабелю на фазные электроды подают напряжение, после чего от фазных электродов через воду к нулевому электроду — корпусу течёт ток, вызывая нагрев воды, кипение и образование пара, который подается в забой, производя в дальнейшем тепловую обработку призабойной зоны. Качество тепловой обработки призабойной зоны во многом определяется сухостью пара на выходе из ЭПГ. В традиционной технологии при нагнетании пара с поверхности сухость пара довольно мала из-за больших потерь по мере подачи его с поверхности в забой. Забойные же электротермические устройства могут генерировать в призабойной зоне пар со степенью сухости 0.8 и выше. Для повышения степени сухости пара на выходе из электропарогенератора был разработан электропарогенератор-сепаратор (рис.2), который размещён в зоне продуктивного пласта внутри эксплуатационной колонны (10) и закреплен на конце (НКТ) (17). Он состоит из металлического корпуса (1), выполненного в форме цилиндра и являющегося нулевым электродом. Центральный токовод (3), имеющий термостойкую изоляционную оболочку (2), закреплён в верхней части корпуса через проходной изолятор (18), на внутренней поверхности корпуса расположены в виде стальных колец отбойные конденсатосъемники (12). Внутри корпуса на тоководе (3) через равные промежутки, разделенные трубчатыми термостойкими изоляторами (2), установлены по высоте один над другим фазные электроды (5), каждый из которых выполнен в виде многозаходного винта с углом атаки лопастей 400, применяемых для закручивания конвективного потока (9) вокруг оси с целью создания тангенциальной составляющей скорости движения пароводяной смеси и последующей сепарации пара. Межэлектродное расстояние определяется мощностью устройства, питающим напряжением, поверхностной плотностью тока и удельным сопротивлением токопроводящей жидкости. Каждый фазный электрод помещен в керамический стакан, имеющий боковую стенку (6) и токопроводящие окна (7). Верхняя часть корпуса (1), свободная от фазных электродов и образующая паровую зону (14) ЭПГ, содержит паровыводящий канал (15) с клапаном (16).

За счет того, что фазные электроды (6) выполнены в виде многозаходного винта с углом атаки лопастей 40º, происходит закручивание вокруг оси потока выходящей паровоздушной смеси. Это приводит к разделению смеси вдоль радиальной составляющей. Центральная паровая область будет иметь большую сухость, т. к. за счет тангенциальной составляющей скорости взвешенные, более инерциальные микрокапли будут выноситься на периферию, где они конденсируются и задерживаются с помощью стальных отбойных конденсатосъемных колец (5) и стекают обратно в зону кипения. Благодаря конструктивным особенностям фазных электродов в результате сепарации пароводяной смеси в пласт поступает пар с большей степенью сухости и, соответственно, более высокого качества, вследствие чего увеличивается эффективность тепловой обработки скважин.

Применение в регионах с высокой электровооруженностью скважинного электротермического оборудования позволит снизить стоимость термических скважин, автоматизировать процесс термообработки, за счёт высокой манёвренности увеличить число добычных скважин и получить экологически чистые и ресурсосберегающие технологии термической добычи тяжёлых высоковязких нефтей.

Литература:

  1. Антониади Д. Г., Гарушев А. Р., Ишханов В. Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. Краснодар, Изд. «Красная Кубань», 2000 г., 464 с.
  2. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. М., Изд. «Недра», 1989 г., 422 с.
  3. Макаревич В. Н., Прищепа О. М., Давыденко Б. И. и др. Мелкие и трудноосваиваемые месторождения нефти Северо-Запада России // НефтьГазПромышленность № 4 (24), 2006.
  4. Загривный Э. А., Козярук А. Е., Маларев В. И., Мельникова Е. Е. Перспективы использования забойных электротермических комплексов для повышения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью // Электротехника. 2010 г. № 1, с. 50–56.
  5. Загривный Э. А., Маларев В. И., Лакота О. Б., Зырин В. О. Экологические и экономические перспективы применения электротермических комплексов для добычи высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 2012 г., № 11, с. 118–121.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle