В статье рассматривается способ нефтедобычи на основе применения установок электроцентробежного насоса, использование которого приблизит предприятия к лидирующим позициям на мировых рынках.
Ключевые слова:установка электроцентробежного насоса (УЭЦН), добыча нефти, метод парогравитационного дренажа SAGD.
В связи с растущим потреблением нефти и нефтепродуктов, стремлением экспортировать высокие сорта нефти, постепенным истощением ранее разведанных нефтяных месторождений, сверхвязкие тяжелые нефти становятся востребованными в экономике РФ. Такие нефти активно применяются в строительстве (дороги, здания), а после очистки их можно использовать в химической промышленности — для производства клеев и пластиков различного назначения [1].
Обычно, когда говорят о тяжелой нефти, подразумевают как тяжелую нефть, так и сверхтяжелую нефть. И часто природные битумы в том числе [2].
Постоянный интерес к месторождениям тяжелой нефти и природных битумов объясняется ценовым ростом на углеводородное сырье, постепенным истощением запасов традиционной легкой нефти, а также развитием технологий добычи «нетрадиционных» нефтей. Нетрадиционный подход чаще всего и обуславливает добычу нетрадиционной нефти, именно поэтому существуют многообразные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, различие которых заключается в технологических и экономических характеристиках.
По различным оценкам, сегодня мировые запасы тяжелой нефти примерно в 5 раз превышают запасы всех других видов нефти. Поэтому в последнее время задача разработки тяжелой нефти и нефтебитумных песчаников остается достаточно актуальной для многих добывающих стран, и в том числе России.
Для решения этой проблемы разрабатываются и внедряются специальные высокотемпературные установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).
Сама установка включает в себя погружное и наземное оборудование. В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб.
Электронасосный агрегат состоит из: кабельной линии, клапана спускного, клапано обратного, насоса, газосепаратора, гидрозащиты, электродвигателя, блока телеметрии, фильтра скважинного (рис. 1).
К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией). Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3–5 метров от устья скважины.
Рис. 1. Установка электроцентробежного насоса
Основными параметрами, определяющими характеристики работы насоса, являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут), развиваемый напор при номинальном дебите (м), частота вращения насоса (об/мин) [3].
Говоря про УЭЦН, следует отметить принцип парогравитационного дренажа (SAGD), лежащий в ее основе. Впервые проект SAGD был отработан разработчиками на песчаниках Атабаска в Канаде в 1988 году, тогда же в рамках первой стадии было пробурено три пары скважин с длиной горизонтального участка 60 м. В Венесуэле первый проект SAGD был запущен в декабре 1997 года, полученные результаты работ выявили, что разработка залежей высоковязкой нефти новым методом повышает коэффициент извлечения нефти до 60 %. В России испытание метода парогравитационного дренажа проводится с 1999 года на Ашальчинском месторождении (Республика Татарстан).
В классическом описании технология SAGD предполагает бурение двух горизонтальных скважин параллельных друг другу. Скважины на расстоянии пяти метров бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры (рис.2).
Рис. 2. Технологи добычи тяжелой нефти SAGD
Начинается процесс парогравитационного воздействия со стадии предпрогрева, в течение которой производится циркуляция пара в обеих скважинах. За счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.
На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести [4].
Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.
Существует несколько ключевых проблем, которые компании, использующие технологию SAGD, должны преодолеть, чтобы достичь рентабельности технологии. К таковым относятся:
- достижение максимальной энергоэффективности;
- оптимальный процесс разделение нефти и воды;
- очистка воды для повторного использования в производстве пара.
Эффективное использование реагентов — основное условие успешного решения этих проблем [5].
Одним из перспективных направлений повышения эффективности проектов SAGD с технологической, экономической и, что немаловажно, с экологической точки зрения является использование углеводородных растворителей. За последние годы был разработан целый ряд модификаций SAGD:
- Vapour Extraction (VAPEX) — извлечение нефти посредством парообразного растворителя,
- Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD) — парогравитационное воздействие с добавкой растворителя,
- Solvent Aided Process (SAP) — процесс с добавкой растворителя,
- Steam Alternating Solvent (SAS) — чередование закачки пара и растворителя
А также другие менее известные модификации. Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы:
- технологии, в которых пар полностью заменяется растворителем;
- совместное нагнетание пара и растворителя;
- последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.
Необходимость модификаций SAGD обусловлена стремлением улучшить экономические показатели проектов, учесть конкретные геолого-физические условия месторождения, а также жесткими требованиями в области охраны окружающей среды. Проекты SAGD являются крупнейшими потребителями пресной воды в регионах добычи, а плата за выбросы парниковых газов при производстве пара уже в обозримом будущем может стать весомой статьей затрат [6].
Преимуществами технологии парогравитационного дренажа являются высокий коэффициент извлечения нефти (при благоприятных условиях достигает 75 %; процесс добычи нефти происходит непрерывно) и баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат — максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент. Недостатками — значительная часть себестоимости добычи нефти, связанная со стоимостью парогенерации; требующая источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.
Метод парогравитационного дренажа характеризуется хорошим коэффициентом нефтеотдачи, высокими темпами отбора нефти, богатым опытом внедрения в различных странах, однако существуют трудности мониторинга и необходимость постоянного контроля процесса.
Российский рынок УЭЦН является на сегодняшний день наиболее крупным сегментом рынка нефтяных насосов.
УЭЦН высокотемпературного исполнения является предпочтительным выбором для использования при интенсификации притока путем нагнетания пара в пласт и парогравитационного дренирования (SAGD), а также в высокотемпературных, высокоабразивных и агрессивных условиях, в которых ведется добыча тяжелой нефти парогравитационными методами [7].
Основными преимущества предприятия при использовании УЭЦН высокотемпературного исполнения являются повышение качества продукции и экономия энергии.
Полученные преимущества УЭЦН высокотемпературного исполнения позволяют улучшить приспособленность к российским условиям добычи нефти, в возможности подбора установок и выборе эффективной технологии добычи нефти в широком диапазоне осложняющих факторов пластово-скважинных характеристик. Российский рынок УЭЦН характеризуется высоким уровнем насыщения и обладает ограниченными возможностями для роста. Это подтверждается невысокими темпами роста данного рынка и высокий уровень слияний и поглощений среди участников.
Несмотря на все положительные аспекты, перспективная динамика рынка продаж УЭЦН представляется весьма сдержанной. В долгосрочной перспективе при стабилизации ценовой динамики, а также при благоприятной конъюнктуре мирового рынка нефти в период до 2015 года продажи УЭЦН будут расти. Прирост во многом будет обеспечиваться увеличением потребления установок, принадлежащих к высшему сегменту (с высокой глубиной спуска, мощностью двигателя и др.). Прогнозируется, что объем российского рынка УЭЦН достигнет к 2015 году 22.3 тыс. шт. или 28.9 млрд руб. Средние ежегодные темпы роста (2010–2015 годы) составят 1.83 %.
Литература:
1. Добыча тяжелой нефти в России: Использование опыта канадских компаний. Технологии гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD) [Электронный ресурс]. URL: http://www.rogtecmagazine.com/PDF/Issue_012/10_ HeavyOil.pdf.
2. Все о нефти — Тяжелая нефть [Электронный ресурс]. — URL http://vseonefti.ru/neft/tyazhelaya-neft.html.
3. Техническая библиотека — Насосное и компрессорное оборудование. Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) [Электронный ресурс]. — URL: http://neftegaz.ru/tech_library/view/4038 (дата обращения 24.04.2012).
4. Шабаев И. Н., Садретдинов Д. Р., Ахметов Р. Т. Технология добычи тяжелой нефти SAGD // Актуальные проблемы науки и техники. Сборник трудов VI Международной научно-практической конференции молодых учёных. — Уфа: Нефтегазовое дело, 2013. –Т.1 — С. 34–38.
5. Гарушев А. Р. Тяжелые нефти и битуминозные пески — гарантированный источник обеспечения энергоресурсами в будущем // Нефтепромысловое дело. — 1993. — № 10. — С. 3–6.
6. Билалова Г. А., Билалова Г. М. Применение новых технологий в добыче нефти. — Учебное пособие. — Волгоград: Издательский Дом «Ин-Фолио», 2009. — 272 с.
7. В. И. Кокорев. Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти: Автореферат дис. на соискание ученой степени д-ра техн. Наук.- М.,2010.-48с.
