Технические науки/5. Энергетика.

 

К.т.н. Налетов В.А.

Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева,

г. Москва, Российская Федерация

Эффективное техническое решение для добычи нефти на шельфах

 

Наиболее важной проблемой добычи нефти на шельфах является ее энергообеспечение в связи с удаленностью от источников энергии. В этой связи актуальность приобретает энерготехнологическое использование попутного нефтяного газа (ПНГ), добываемого на месторождении. По данным Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации ежегодная средняя добыча попутного нефтяного газа в России составляет около 56 млрд. куб. м  [1]. Часть этих запасов сосредоточена на шельфах, в том числе в Арктическом регионе. По сведениям Геологической службы США (USGS) в Арктическом регионе сконцентрировано более 22% мировых запасов углеводородного сырья, в том числе, 30% природного газа, 20% газового конденсата и 13% сырой нефти. При этом практически до 70% ожидаемых запасов сосредоточено именно в российском секторе. По прогнозам к 2035 году Россия будет добывать на своем Арктическом шельфе до 30 млн. тонн нефти и 130 млрд. м3 газа в год. В зависимости от назначения объекта нефтегазового промысла эксперты приводят следующие характеристики генерирующих мощностей: на собственные нужды – от 5 до 10 МВт и на энергообеспечение процесса добычи нефти – от 30 до 40 МВт [2].

Другой проблемой нефтедобычи не только на шельфах, но и в целом являются низкие коэффициенты извлечения сырья, связанные с ограниченностью дешевых ресурсов для  реализации перспективных методов повышения нефтеотдачи  месторождений и производительности нефтяных скважин.

По данным работы [3] в мире наблюдается устойчивая тенденция к использованию газовых методов повышения коэффициентов извлечения нефти (КИН), в том числе, в связи с реализацией проектов по улавливанию и захоронению диоксида углерода (Carbon Capture and Storage – CCS).

Совместить решение этих задач возможно на основе разработки эффективных  многофункциональных установок, использующих ресурсы месторождений и реализующих принцип полигенерации.

В работе приводятся сравнительные данные многофункциональной установки на попутном нефтяном газе для генерации электроэнергии, теплоты и диоксида углерода, улавливаемого из дымовых газов, для целей энергообеспечения, повышения производительности нефтяных скважин и извлечения нефти на шельфах. В качестве аналога была принята многофункциональная установка  VENZ 4, разработанная компанией Mayfair Energy Group (MEG) [4], которая ориентирована на обеспечение энергией и интенсификацию нефтедобычи небольших, в том числе шельфовых месторождений.

Мощность генерации электроэнергии разрабатываемой многофункциональной установки планировалась на уровне, не превышающем  15 МВт. Исходя из этого, в качестве исходных данных принимался расход попутного нефтяного газа равный 3500 Нм3/ч (или 3800 м3/ч в пересчете на условия – 25 °C и 0,1 МПа).

С позиции теории создания систем с высокой степенью организованности [5, 6] был проведен анализ различных технических решений энергетического модуля многофункциональной установки и был выбран вариант газотурбинного привода (цикл Брайтона), усиленного циклом Ренкина с низкокипящим рабочим телом – изопентаном.

В целом блок-схема многофункциональной установки приведена на рис.1.

 

Q – потоки теплоты; знак «+» означает выработку, знак «–» – затраты теплоты.

Рисунок 1 – Детальная блок-схема многофункциональной установки.

 

Особенностями данной установки является возможность улавливания диоксида углерода из дымовых газов при давлениях от 0,01 до 0,6 МПа и температурах от 15 до 85 °C при достижении степеней улавливания более 87% с последующим сжатием выделенного диоксида углерода до сверхкритических параметров (не менее 20 МПа).

В табл.1   приведены сравнительные характеристики установок.

Следует отметить, что затраты на сжатие и закачку диоксида углерода в сверхкритическом состоянии не превышают 10% от полезной мощности энергоблока.

 

Таблица 1 – Сравнение характеристик многофункциональных установок

 

Установка VENZ-4 

Предлагаемое техническое решение

Попутный Газ

1 875 Нм³/час

3500 Нм³/час

Количество CO2

98.5 – 127.8 т./сут.

202.94 т./сут.

Состояние СО2

жидкий

сверхкритический
(20 МПа)

Электрическая мощность

8 085 – 9 490 кВт

14 000 кВт

Вода
(конденсат)

 71.5 – 83.8 т./сут.

500 м3/ч

Эксергетический КПД

49.8 %

52.2 %

 

Вырабатываемый сверхкритический СО2 может использоваться для воздействия как на пластовую нефть с целью повышения коэффициента извлечения нефти, так и на призабойную зону пласта. При этом установка состоит из малообслуживаемых модулей, что сокращает эксплуатационные затраты и повышает рентабельность добычи нефти.

 

Литература

 

1.  Кутепова Е., Книжников А., Кочи К. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России: ежегодный обзор. – Москва, WWF России, КПМГ, 2012. – Вып. 4. – 35 с.

2.  Велихов Е.П.,. Демин В.Ф.,  Исаков Н.Ш. [и др].  Атомная энергетика для арктического шельфа (НИЦ «Курчатовский институт» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ») // В мире науки. – 2015. – № 10. – С.32-35.

3.  Abu El Ela M., Sayyouh H., El Tayeb S. An integrated approach for the application of the enhanced oil recovery projects // Journal of Petroleum Science Research. – 2014. – 3(4). – Р. 176-188.

4.  Кушниров В., Янтовский Ю.  Pat. WO 2008077200 A, EP2096257A1, F23C7/00, E21B43/16, B01D71/00. Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта. – Заявл.:  27.12.2006.

5.  Налетов В.А., Глебов М.Б., Налетов А.Ю. Методика эволюционного синтеза химико-технологических систем на основе информационного подхода // Химическая технология. – 2010. – №4. – С.244-252.

6.  Налетов В.А., Гордеев Л.С., Глебов М.Б., Налетов А.Ю. Информационно-термодинамический принцип организации химико - технологических систем // Теоретические основы химической технологии. – 2011. – Т. 45. – № 5. – С. 541-549.