Электротермические технологии

1. Затраты электроэнергии для генерации 1т пара в ЭПГ при давлении 12 МПа со степенью сухости 0,5:

кВт·ч/т=0,52 МВт·ч/т

2. Годовые затраты электроэнергии на добычу количества нефти, равной количеству нефти реализованной при ТТТ (ПНФ = 1):

МВт·ч

3. Годовая стоимость электроэнергии при стоимости 1 кВт·ч равной 2,33 (по таблице 1):

руб.

Таким образом, проведенные расчеты подтверждают правомерность применения полученных стоимостей 1 кВт·ч (таблица 1) из условия равенства количества и стоимости реализованной дополнительно добытой нефти при традиционной и ресурсосберегающей электротермической технологиях добычи ВВН.

Очевидно, что при стоимости 1 кВт·ч фактически потребляемой электроэнергии С_ф ниже стоимости расчетной (таблица 1) С_р ЭТТ по статье «стоимость энергоносителей» становится менее затратной ТТТ. Годовой экономический эффект при этом определиться выражением:

,

Принимая в рассматриваемой примере С_ф =2,0 руб/кВт·ч при расчетной С_р=2,33руб/кВт·ч, годовой экономический эффект составит:

Учитывая уникальность размещения крупных месторождений жидких и твердых углеводородов в Республике Коми, можно отметить перспективность широкого применения электротермических методов добычи ВВН после введения в эксплуатацию энергоблоков на угольной Интинской КЭС. Принимая усредненный расход топлива на КЭС равным 0,3 тонн условного топлива на 1 МВт·ч, одна тонна интинского угля с теплотворной способностью 6000 ккал/кг позволяет получить 2,85 МВт·ч электроэнергии. Это количество электроэнергии при передаче в Усинский район с учетом потерь позволит получить в забойных ЭПГ приблизительно 5 т пара и столько же ВВН при ПНФ=1.

При расходе на выработку 1 МВт·ч 0,35 т энергетического угля при себестоимости угля на 01.01.09г. на шахтах Инты и Воркуты 400÷600 руб/т себестоимость 1 МВт·ч приблизительно составит (по данным РАО «ЕЭС» доля топливной составляющей в стоимости 1 кВт/ч – 0,4÷0,7):

руб/ МВт·ч.

Другой ресурсной базой для получения дешевой электроэнергии может служить попутный нефтяной газ (ПНГ), используемый во многих зарубежных странах и на ряде отечественных нефтедобывающих предприятий в газопоршневых и газотурбинных передвижных электроагрегатах.

По данным Минприроды РФ, на территории нашей страны сегодня разрабатывается приблизительно 1200 нефтегазоконденсатных месторождений, где добывается 55 млрд кубометров ПНГ в год, из них: 47% списывается на технологические потери или используется на нужды промыслов, 27% направляется на переработку на ГПЗ, 26% сжигается в факелах. Таким образом, в факелах сгорает свыше 20 млрд кубометров ПНГ. В результате страна терпит убытки в сумме более 13 млрд долларов в год.

На сегодняшний день в России на 1 тонну добытой нефти сжигается 29,3 м³ газа, в Венесуэле - 36 м³, Казахстане - 39 м³, Иране - 66,3 м³, Ираке - 87 м³, Индонезии - 70,6 м³, Катаре - 93 м³ и только в США - 6,8 м³.

Россия имеет огромные перспективы увеличения производства электроэнергии за счет утилизации попутных нефтяных газов и выработки достаточного количества электроэнергии независимыми производителями. Стоимость получения 1 кВт·ч электроэнергии при этом ниже, чем в системах центрального электроснабжения.

Вопросы использования электротермических методов повышения нефтеотдачи рассматривались в журнале «Электротехника» №5 2003 г. [2]

Разработки вариантов электротермических комплексов экспонировались на международных выставках в Брюсселе, Женеве, Париже, Дюссельдорфе, Сеуле, Москве и отмечены медалями всех достоинств.

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.