Какие факторы влияют на величину энергозатрат на подъем продукции из скважины

Обновлено: 07.07.2024

Энергетические затраты при различных формах деятельности

Для каждого человека большое значение имеет количество энергии, поступающей в его организм и количество энергии, которая расходуется в процессе его деятельности. Важно, чтобы приход и расход энергии находились в соотношении, которое позволяет человеку чувствовать себя бодрым и здоровым.

Выделяют такие энергетические затраты:

Нерегулируемые;
Регулируемые.

Нерегулируемыми являются затраты энергии, идущие на основной обмен и специфически динамическое действие пищи. Энергия основного обмена расходуется для того, чтобы обеспечить работу внутренних органов, идет на окислительно-восстановительные реакции и поддержание постоянной температуры тела человека.

Замечание 1

Говоря другими словами, основной обмен – это минимальный уровень энергозатрат, поддерживающий жизненно важные функции организма.

Определить его можно при условии полного мышечного и нервного покоя. Величина основного обмена связана с массой тела, ростом, возрастом, полом, состоянием эндокринной системы, т.е. с индивидуальными особенностями каждого человека. Как правило, у женщин, например, основной обмен на $5$ -$10$ % ниже мужского. У детей он выше, чем у взрослых, относительно массы тела, на $10$ -$15$ %. В повышении основного обмена свою роль играет специфично динамическое действие пищи, связанное с процессом пищеварения. Основной обмен на $30$-$40$ % будет выше при усвоении белков, при усвоении жиров он увеличится на $4$ -$14$ %, а с усвоением углеводов – на $4$ -$5$ %. Если питание смешанное, то увеличение основного обмена происходит в среднем на $10$ -$15$ %, при условии оптимального количества усвоенных продуктов.

К группе регулируемых энергозатрат относятся затраты энергии в процессе различных видов деятельности человека. Как правило, с физической работой связаны наибольшие энергозатраты, потому что в работающих мышцах происходит значительное усиление окислительных процессов. Интенсивность мышечных движений увеличивает уровень энергозатрат. Основной обмен при спокойной ходьбе увеличивается на$ 80$ -$100$ %, а во время бега – на $400$ %.

Готовые работы на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту Узнать стоимость

Для оценки энергозатрат существует несколько методов, наиболее точным из которых является прямая калориметрия. Суть его связана с измерением количества тепловой энергии, высвобождающейся при выполнении какой-либо работы в специальных камерах с высокой степенью теплоизоляции. Метод не дает возможности измерений при многих видах деятельности и требует длительных наблюдений.

Менее точным, но более доступным и простым является метод непрямой алиментарной калориметрии. При использовании данного метода просчитывается количество потребляемой пищи и ведется наблюдение за массой тела.

Энергозатраты при физических нагрузках определяются методом интегрирования ЧСС. Суть лежит в фиксации ЧСС с помощью оборудования на протяжении всей работы.

Формы деятельности и энергетические затраты

Деятельность человека связана с энергетическими затратами, которые зависят от интенсивности мышечной работы, рабочей позы тела, информационной насыщенности труда, эмоционального напряжения, температуры, влажности, скорости движения воздуха и других факторов. За счет работы мышц тела в положении сидя затраты энергии превышают уровень основного обмена на $5$…$10$ %, в положении стоя уже на $10$…$15$ %, а вынужденная неудобная поза приводит к увеличению на $40$…$50$ %. Разные формы деятельности человека имеют разные гигиенические нормативы суточных энергозатрат.

По энергозатратам выделяют такие группы:

Работники умственного труда. Представителями этой группы являются руководители предприятий, педагоги, работники научной сферы, врачи, писатели, журналисты, студенты. Для мужчин этой группы суточный расход энергии составляет $ 2550$-$2800$ ккал, для женщин – $2200$-$2400$ ккал, средняя величина составляет $40$ ккал /кг массы тела.

Работники легкого физического труда – рабочие автоматизированных линий, швейники, ветеринары, агрономы, медицинские сестры, продавцы промышленных товаров, тренеры, инструкторы по физкультуре. Мужчины за сутки расходуют энергии $3000$-$3200$ ккал, женщины этой группы расходуют $2550$- $2700$ ккал. Средняя величина возрастает до $43$ ккал/кг массы тела.

Труд средний по тяжести. Работники этой группы – хирурги, водители, работники, занятые в пищевой промышленности, водном транспорте, продавцы продовольственных товаров. Расход энергии для мужчин за сутки составляет $3200$-$3650$ ккал и для женщин – $2600$-$2800$ ккал. На $1$ кг массы тела энергозатраты возрастают до $46$ ккал.

Работники, занятые тяжелым физическим трудом – это строители, металлурги, механизаторы, спортсмены, сельскохозяйственные рабочие. Суточный расход энергии у них самый высокий и у мужчин составляет $3700$-$4250$ ккал, у женщин – $3150$-$3900$ ккал при среднем показателе $53$ ккал/кг массы тела.

К последней группе относятся люди особо тяжелого физического труда. В этой группе сталевары, шахтеры, лесорубы, грузчики, с суточным расходом энергии у мужчин $ 3900$-$4300$ ккал. Расход для женщин не нормируется. Средний показатель энергозатрат на $ 1$ кг массы тела составляет $61$ ккал.

Замечание 2

Перечисленные энергозатраты рассчитаны на мужчин с весом $70$ кг, а для женщин, с весом $60$ кг.

Для каждой группы важно соблюдать три возрастные категории:

От 19 до 28 лет;
От 30 до 39 лет;
От 40 до 59 лет.

Организация рационального режима труда и отдыха

Для повышения работоспособности и предупреждения утомляемости важно уметь правильно и рационально организовать режим труда и отдыха. В режиме необходимо определить время и длительность перерывов для отдыха в течение рабочего дня. В середине рабочего дня, как правило, предоставляется длительный перерыв на обед, кроме которого важно включать в режим коротенькие перерывы в течение трудового дня. Чтобы однообразная работа на конвейере не приводила к утомлению, в режим вводятся $5$ -$10$ минутные перерывы через каждый час работы, можно включать и спокойную музыку, благотворно влияющую на работоспособность. Активный отдых тоже входит в рациональную организацию трудового режима.

Замечание 3

Ещё И.М. Сеченов, доказавший, что уставшие мышцы быстрее восстанавливают свою работоспособность при работе других мышц, с физиологической точки зрения обосновал целесообразность активного отдыха.

В производственных условиях открытие ученого применялось в виде комплекса физических упражнений, специально для этого разработанных. Но это было далекое советское прошлое, когда, действительно, утро всей страны начиналось с зарядки. В наше время утреннюю зарядку делают, пожалуй, только в детских садах и в армии, да исключением могут быть некоторые фирмы, где работники вынуждены целый рабочий день проводить сидя за монитором компьютера. Правда, в школах страны тоже в течение урока необходимо прибегать к небольшим по продолжительности физкультминуткам.

Замечание 4

В целом, комплекс специальных упражнений, подобранных для людей разных специальностей, выполняет очень важную работу – прежде всего, способствует улучшению деятельности коры головного мозга, активизирует функциональные процессы всего организма, повышает эмоциональный тонус и, как правило, работоспособность.

Энергозатраты на утреннюю зарядку в минуту составляют $0,0648$ ккал /кг массы тела. Наивысший уровень работоспособности, в соответствии с суточным циклом, отмечается в утренние и дневные часы. Соответственно с $8$-$12$ часов и с $14$-$17$ часов.

К вечеру работоспособность понижается и в ночное время достигает своего минимума.

Различна работоспособность и в течение недели. В понедельник происходит врабатывание в трудовой процесс после выходного дня, а наивысший уровень приходится на $ 2$-й, $3$-й, $4$-й день рабочей недели. К концу недели работоспособность снижается.

Существует 3 принципа установления рационального режима труда и отдыха:

Потребности производства (они должны быть удовлетворены);
Наибольшая работоспособность работника (она должна быть обеспечена);
Общественные и личные интересы (они должны сочетаться).

Замечание 5

Таким образом, необходим комплексный социально-экономический подход при выборе оптимального режима труда и отдыха. Данный подход имеет определенную цель – дать полную и всестороннюю оценку его оптимизации с точки зрения как личных, так и общественных интересов, интересов производства и физиологических возможностей человека.

ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН

За почти полвека развития нефтяной промышленности нашей страны произошел переход от разработки месторождений с достаточно легкими геологическими условиями к сложным, требующим высокотехнологичного оборудования.

Сегодня при средней вертикальной глубине 2,5 – 3 км энергозатраты на механизированный подъем жидкости составляют 60 % от общего энергопотребления. В перспективе ожидается только еще большее увеличение технологичности скважин и соответственно требований к погружному оборудованию по причине освоения трудноизвлекаемых запасов геологически сложных объектов. Ожидается переход на глубину эффективной работы в перспективе до 4,5 км, что соответственно приведет к увеличению затрат энергии на подъем жидкости.

РИС. 1. Эволюция механизированного способа добычи нефти

Подход к энергоэффективности

Подход по выбору оборудования в дочерних обществах Компании основывается на требованиях, предъявляемых ГОСТ 56624-2015 «Энергетическая эффективность. Погружные лопастные насосы и электродвигатели для добычи нефти. Классы энергоэффективности». Данный ГОСТ стал неотъемлемой частью действующих стандартов Компании в области эксплуатации скважин механизированным способом. Естественно, в рамках повышения энергоэффективности к сервисным компаниям предъявляется требования по повышению доли оборудования с максимальным классом как по ЭЦН, так и по ПЭД.

РИС. 2. Эволюция механизированного способа добычи нефти

Ключевой задачей при эксплуатации скважины механизированным способом является не только наличие энергоэффективного оборудования на скважине, но и грамотная комбинация узлов насосной установки, подбора и
мониторинга режима работы, а также правильный выбор наземного электрооборудования.

При подборе оптимального оборудования по направлению энергоэффективности в программном продукте
комании «Optimum Pump» «ЭРА‑Мехфонд» имеется методика, позволяющая оценить расчетное энергопотребление планируемого оборудования и на ВНР осуществить автомониторинг фактического энергопотребления в сравнении
с расчетным. Также система, помимо подбора оборудования, производит оценку текущего состояния и выдает рекомендации на проведение ППР и смену оборудования с высокой наработкой для достижения максимально
эффективной эксплуатации. При работе системы как на подбор, так и анализ эксплуатации производится комплексный анализ, учитывающий:

Потери мощности в ФА (штуцере) при отклонении по напору;
Потери мощности в НКТ в зависимости от диаметра и глубины спуска насосной установки;
Потери мощности в кабеле в зависимости от сечения, глубины спуска насосной установки, температуры и рабочего тока;
Потери мощности при отклонении параметров подачи от рабочих характеристик;
Потери мощности в ПЭД при отклонении фактической мощности от номинальной (Кз) Cos f, КПД ПЭД.

При этом все-таки энергоэффективный дизайн не должен приводить к снижению установленного геологической службой уровня добычи жидкости и быть экономически обоснованным.

Именно обеспечение максимально эффективной эксплуатации скважины механизированного фонда позволяет обеспечить значительное снижение уровня энергопотребления, которое в случае компании более чем на половину приходится на механизированный процесс добычи нефти. Эффективность мероприятий определяется параметрами для нормализации, такими как линейное давление, обусловленное инфраструктурой, динамическим уровнем, газовым фактором, обводненностью, то есть в целом исходных условий по геологии и структурой фонда скважин в зависимости от среднего дебета, определяющего возможный типоразмер насосной установки и КПД.

РИС. 3. Концепция энергоэффективности

Комплексный подход по повышению энергоэффективности мехспособа ведется по направлениям оптимизации режима наземного и подземного оборудования, а также применения оборудования с высоким КПД. В концепции компании помимо выбора эффективного оборудования важен также выбор и поддержание оптимального режима работы. Обеспечение достигнутых на запуске показателей оборудования и продление максимального периода эффективной работы обеспечивается комплексным контролем.

Результат

По большинству дочерних обществ компании за 2018 год фактическое значение удельного расхода электроэнергии оказалось ниже не только планового, но и по данным анализа лучше лучших практик, учитывающих условия
эксплуатации. При этом все еще сохраняется потенциал для оптимизации.

Такие значительные объемы сокращения энергозатрат, судя по статистике применения оборудования, определяются не только энергоэффективным оборудованием. Значительная доля объясняется оптимизацией
режима работы и мониторингом. Но постепенно и по оборудованию идет рост, с каждым годом увеличивая
долю энергоэффективного оборудования. Данное внедрение в основном идет в рамках сервисных услуг. Дочерние общества последнее время с поддержкой НТЦ усилили требования по предоставляемому оборудованию в прокат, внедрив программу по переходу ЭЦН на классы е2, е3 в качестве базовых в течение 5 лет.

РИС. 4. Достигнутые показатели удельного расхода электроэнергии

Технологическое развитие

По направлению повышения энергоэффективности нефтедобывающего оборудования, помимо формирования требований к существующему оборудованию, НТЦ ведет активно работу по поиску новых энергоэффективных технологий и формированию технических требований к данным перспективным технологиям.

РИС. 5. Перспективные проектные решения

Заключение

Принцип внедрения энергоэффективного оборудования должен быть экономически обоснован и комплексно проработан. В условиях автономности объектов нефтедобычи и генерации электроэнергии за счет попутно добываемого газа экономический эффект от внедрения энергоэффективного оборудования может быть отрицательным. Массовое внедрение без применения комплекса методики подбора оборудования и мониторинга режима работы с оценкой целесообразности проведения корректирующих мероприятий также может свести
весь потенциальный эффект к нулю. Только комплексный подход с подбором оборудования, режима с последующим контролем на основании экономического обоснования обеспечит максимальную энергоэффективность механизированного способа эксплуатации, ставшего основным в нефтедобывающей отрасли как нашей страны, так и всего мира.

Литература

1. СК-01.02.01.02.01 версия 1.0 Эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов. Департамент добычи нефти и газа ПАО «Газпром нефть», 2016.

2. ГОСТ Р 56830-2015 Нефтяная и газовая промышленность. Установки скважинных электроприводных лопастных насосов. Общие технические требования, 2015.

3. ГОСТ Р 54149-2010 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения, 2010.

4. ГОСТ Р 56830-2015 Нефтяная и газовая промышленность. Установки скважинных электроприводных лопастных насосов. Общие технические требования (с Изменением № 1).

Энергосбережение в добыче: каждый киловатт на счету!

Задачи эффективного потребления топливно-энергетических ресурсов всегда являлись весьма актуальными для отечественной нефтегазовой отрасли, и ТНК-ВР – не исключение. Сегодня ситуация дополнительно осложняется снижением мировых цен на нефть, увеличением доли энергозатрат в себестоимости продукции, а также значительным ростом цен на покупку электроэнергии – согласно прогноза, на конец 2009 года рост составит более 20% по сравнению с фактом 2008 года. В связи с этим, в начале этого года возникла необходимость более детально рассмотреть вопрос организации процесса контроля и управления повышением энергоэффективности добычи нефти.

Сегодня большинство месторождений Компании находится на третьей либо на четвертой стадии разработки, и, по данным на июнь 2009 года, средняя обводненность продукции составляет 89%, что ведет к значительному росту потребления электроэнергии в пересчете на 1 т добытой нефти.

механизированная добыча жидкости из скважин;
организация системы поддержания пластового давления (ППД).

Так, в 2008 году общий расход электроэнергии на подъем жидкости составил 7,02 млрд кВтч, на систему ППД – 3,29 млрд кВтч (57% и 27% от общего производственного потребления, соответственно). Учитывая увеличение потребления электроэнергии и рост цен на ее покупку, при формировании производственных контрактов добывающих предприятий в 2009 году в КПЭ были включены целевые показатели повышения энергоэффективности. В качестве единицы измерения было принято отношение всей потребляемой предприятием электроэнергии к объему добычи нефти (количество киловатт-часов на 1 т добытой нефти) за отчетный период. Исходные данные определяются по показаниям коммерческих узлов учета нефти и электроэнергии.

Цепочка энергоэффективности

Задача разработки мероприятий и планирования программ повышения энергоэффективности исторически возлагается на Отдел главного энергетика предприятия. Однако этот подход является не совсем корректным: объемы потребляемой электроэнергии определяются выполняемыми технологическими процессами, поэтому основной потенциал энергосбережения сосредоточен именно в области технологий.

Первым звеном в цепочке оптимизации энергозатрат является Служба главного геолога предприятия, которая устанавливает объем отбора жидкости / нефти из скважин, а также объем закачки в нагнетательные скважины. Для сокращения энергопотребления необходимо определить, как снизить обводненность скважинной продукции, как ограничить неэффективную закачку, не влияющую на добычу нефти, как повысить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ).

отдел главного механика;
отдел добычи нефти и газа (ДНиГ);
отдел ППД;
отдел подготовки и перекачки нефти (ППН).

Отдел главного энергетика, также входящий в структуру Технического департамента, в свою очередь, определяет расход электроэнергии по технологическим процессам, площадочным объектам и крупным потребителям, а также отслеживает динамику изменения показателей энергоэффективности как по предприятию в целом, так и по отдельным направлениям. Повышению общей энергоэффективности предприятия способствует проводимый специалистами отдела мониторинг удельных расходов электроэнергии по процессам, а также снижение потерь электроэнергии, связанных с низким коэффициентом мощности (cos φ) и загрузкой электрооборудования.

Принципы построения описанной концепции, а также контролируемые показатели энергоэффективности будут отражены в Корпоративном стандарте «Система энергетического менеджмента», который планируется разработать в 2010 году на основе Международного стандарта ISO 50001.

Реализация Программы энергосбережения на 2009 год

Говоря о текущей работе в области энергосбережения, необходимо отметить ряд мероприятий, реализованных в первой половине 2009 года. Во-первых, во всех добывающих предприятиях созданы постоянно действующие комиссии (ПДК) по повышению энергоэффективности, и совещания проводятся не реже одного раза в месяц.

Во-вторых, с января 2009 года ежемесячно выпускаются Информационные бюллетени по повышению энергоэффективности на предприятиях, в которых отражаются фактические показатели за отчетный период и прогноз на конец года, проводится анализ «план-факт», а также представлен лучший опыт предприятий и различные дополнительные материалы. Сводный бюллетень рассылается руководителям предприятий и всем заинтересованным специалистам, что способствует более широкому распространению информации о ходе реализации программ повышения энергоэффективности добычи нефти в ТНК-ВР.

Следующим шагом стала разработка «Модели расчета экономической эффективности мероприятий по повышению энергоэффективности». Предложенная модель согласована с ПУЭК БН «Разведка и Добыча», ПУЭД БФ «Финансы» и рекомендована для обоснования инвестиций и формирования финансовых меморандумов (ФМ) по оптимизации энергозатрат. Кроме того, дополнительно к существующим Программам энергосбережения на 2009 год были разработаны и согласованы к реализации пять инвест-проектов с ожидаемым техническим эффектом более 80 млн кВтч в год. С марта 2009 года на трех предприятиях (ОАО «Оренбургнефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Варьеганнефтегаз») силами сторонних подрядчиков проводятся работы по энергоаудиту. Ожидается, что к сентябрю 2009 года будет разработан перечень мероприятий по повышению энергоэффективности с технико-экономическим обоснованием для включения в Программу энергосбережения и Бизнес-план на 2010 год.

Кроме того, на основании анализа Программ энергосбережения добывающих предприятий на 2009 год и опыта других компаний сформирован единый перечень типовых мероприятий по повышению энергоэффективности технологических процессов с кратким описанием достигаемого технического эффекта. Этот перечень позволит максимально эффективно использовать накопленный опыт при формировании Программ энергосбережения на 2010 год и последующие периоды.

Наконец, на пяти предприятиях ТНК-ВР (ОАО «Оренбургнефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск») в первой половине 2009 года проведены обучающие семинары по теме «Повышение энергоэффективности добычи нефти» с участием приглашенных экспертов Центров энергосбережения республик Башкортостан и Татарстан, а также преподавателей Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Слушателями стали специалисты по технологическим направлениям наземной инфраструктуры и системы разработки. В ходе семинаров были рассмотрены цели и основные подходы по проведению энергоаудита, а также практические примеры мероприятий по энергосбережению.

Что дальше?

Одним из направлений дальнейшей работы в области оптимизации энергозатрат станет разработка методики и экономической модели выбора погружного оборудования (УЭЦН, ПЭД) по критерию энергоэффективности. Это позволит проводить сравнительный расчет оборудования различных поставщиков не только по стоимости, но и по энергетическим показателям (КПД, рабочий ток, коэффициент мощности), которые значительно влияют на операционные расходы, связанные с потреблением электроэнергии в течение всего срока эксплуатации. В настоящее время вся работа по оптимизации процессов энергосбережения проводится только на действующем оборудовании, в то время как вновь закупаемое оборудование в процесс повышения энергоэффективности не вовлечено и при закупе оценивается только с позиций цены и требуемых технических параметров. Однако, исходя из распределения потребляемой электроэнергии по процессам, потенциал анализа оборудования с точки зрения энергоэффективности становится очевиден.

ремонтно-изоляционные работы;
ограничение водопритока в скважину для снижения объема добываемой попутной пластовой воды и, как следствие, сокращения расхода электроэнергии на подъем жидкости из скважины, подготовку, транспорт и последующую закачку через систему ППД;
выявление неэффективной закачки в нагнетательные скважины, которая не влияет на добычу нефти.

Оптимизации потребления электроэнергии будут также способствовать проведение аудитов проектной документации вновь строящихся объектов на предмет энергоэффективности принятых решений, разработка и включение в технические задания на проектирование новых объектов соответствующих требований, организация и поддержка пилотных проектов по опытно-промышленной эксплуатации нового энергоэффективного оборудования и технологий, а также мониторинг и поддержка реализации Программ энергосбережения добывающих предприятий на 2010-2011 годы.

Для успешного решения поставленных задач огромное значение имеют вопросы мотивации и вовлечения всего производственного персонала, что, в свою очередь, зависит от отношения руководства предприятий к работе по повышению энергоэффективности. Многие специалисты – рационализаторы от природы, но иногда не хватает малого – мотивации и поощрения, – чтобы использовать их потенциал на все 100%. Руководство ряда предприятий осознает важность этого направления – положения по мотивации и поощрению персонала были приняты уже в первом полугодии 2009 года. В этом году все добывающие предприятия Компании начали уделять больше внимания рациональному использованию электроэнергии. Среди лидеров нужно отметить ОАО «Оренбургнефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Варьеганнефтегаз», СНГДУ-2 – руководители и менеджеры этих организаций активно поддержали реализацию направления повышения энергоэффективности.

Снижение затрат при нефтедобыче

Необходимо применять нефтегазовые нанотехнологии, повышающие выработку нефти.

В статье обоснована необходимость активного применения в отрасли нефтегазовых нанотехнологий, существенно повышающих выработку нефти даже из трудноизвлекемых запасов (ТРИЗ) и снижающих энергозатраты.

Снижение цены на нефть сделало еще более актуальным вопросы снижения себестоимости добычи нефти за счет повышения эффективности нефтеизвлечения и снижения энергозатрат.

Для развития национальной нефтегазовой промышленности необходимо поддержание высокого уровня рентабельности в нефтегазовом секторе экономики и мотивирование предприятий на разработку и использование инновационных технологий.

В выручке российского экспорта нефть до последнего времени составляла 34%, а газ - 15% [1].

В «Энергетической стратегии России на период до 2030 г» (ЭСР-2030), утвержденной Правительством РФ в 2009 г, нефтегазовый комплекс отмечен в качестве одного из базовых генераторов инноваций и стимулирует опережающее развитие смежных отраслей и экономики в целом [2].

Вместе с тем, запасы наиболее интенсивно разрабатываемых пластов с текущим темпом отбора более 6%, обеспечивающих более половины добычи нефти, сократились на 110 млн т, а отбор из пластов с текущим темпом отбора 2-6% увеличился на 76 млн т. При этом значительный прирост запасов произошел на объектах с текущими темпами отбора менее 2% [3], т.е. с низкопроницаемым коллектором.

В технологическом отношении Россия отстает от развитых стран - значение коэффициента извлечения нефти в России упало в 2009 г до 0,3, а в 2015 г составляло 0,27.

Россия занимает 8 место в мире по запасам нефти, была мировым лидером по добыче нефти, и в 2015 г заняла 3 место по добыче после США и Саудовской Аравии.

В технологическом отношении Россия отстает от развитых стран - значение коэффициента извлечения нефти (КИН) в России в 2009 г составило 0,3, в 2015 г - уже 0,27 [4], а в США КИН вырос до 0,4 при существенно худшей структуре запасов.

По отдельным объектам за рубежом нефтяные компании имеют КИН на уровне 0,4-0,45, а на крупных объектах - 0,5. К 2020 г западные страны планируют выйти на средний КИН=0,5 [5].

В России КИН на уровне 0,5 на крупных месторождениях достигнут только на Ромашкинском месторождении [6].

При этом, себестоимость добычи 1 барр нефти составляла в начале 21 века для ВР - 4 долл США, в России - в среднем 2-3 долл США, а для Саудовской Аравии - 1-1,5 долл США [7]. В последние годы эта величина выросла.

По данным Morgan Stanley [8], себестоимость добычи в России находится в среднем на уровне 7-8 долл США, что с учетом 75-80% налогов в цене российской нефти [9] составит необходимую минимальную цену на уровне 32 долл США.

При этом себестоимость добычи нефти в США в среднем выше (до 10 долл США), а вот с учетом налогов составляет около 25 долл США, что ниже чем в России. Более того, итоговая необходимая для рентабельной добычи цена на нефть у свыше 80 % мирового производства составляет примерно 30 долл США за барр. Это относится к Саудовской Аравии, Мексике, Ираку, ОАЭ, Китаю, Канаде (за исключением песков с высоковязкой нефтью), Англии, Нигерии [8].

При цене барреля нефти менее 40 долл США (себестоимость менее 10 долл/барр) вроде бы заводнение является единственным способом добычи нефти. Но КИН при заводнении без добавок каких-либо реагентов ее «облагораживания» в условиях российских запасов нефти низкий - так на ряде объектов, при любых затратах, достичь КИН при заводнении более 0,25 не удастся [10].

Поэтому задача обеспечения страны нефтью и газом на основе высокорентабельных энергосберегающих инновационных технологий во всем цикле движения нефти и газа от скважины до потребителя, повышающих КИН до 0,5-0,6 и снижающих себестоимость до 2-3 долл/барр хотя бы для добычи 300 млнт/год, должна стать таким же национальным проектом, какими были атомный проект и полет в космос [10].

Для обеспечения высоких КИН следует углубленно изучать особенности вытеснения нефти из продуктивных пород, в 1 ю очередь, на наноуровне. И создавать нефтегазовые нантехнологии.

Для обеспечения высоких КИН и снижения энергозатрат в нефтегазодобыче следует углубленно изучать особенности вытеснения нефти из продуктивных пород и во всем цикле нефтедобычи на наноуровне [10].

Высокая обводненность продукции приводит к значительным затратам на подъем воды. Уменьшение обводненности за счет НГНТ весьма значимо экономически: снижение обводненности при ОПР в Урало-Поволжье составляло 15-20%, увеличение дебитов по нефти в 1,5-1,7 раз, технологический эффект 0,5-10 тыс. т дополнительно добытой нефти на 1 обработанную скважину [10].

На рис. 1 и 2 представлены результаты ОПР при испытании предложенной модификации пенной технологии ограничения водопритока. В качестве одного из экспериментальных объектов была выбрана нагнетательная скважина по пласту Тл_2б Москудинского нефтяного месторождения НГДУ Чернушканефть. Пласт представлен терригенным коллектором (проницаемость 0,2 мкм 2 , коэффициент расчлененности 2,7). Показатели работы одной добывающей реагирующей скважины представлены на рис. 1.

Рис. 1. Показатели работы реагирующей добывающей скважины после закачки пенной системы в нагнетательную скважину (ОПЗ).

Рис. 2. Дебиты по нефти Qн (т/сут), по жидкости Qж (т/сут), обводненность F(%) для добывающей скважины и объем закачки в нагнетательную скважину Qз (м 3 /мес).

Экономический эффект от применения нефтегазовых нанотехнологий: снижение обводненностии при ОПР, что позволяют увеличить дебиты по нефти в 1,5-1,7 раз. Технологический эффект - 0,5-10 тыс т дополнительно добытой нефти на 1 обработанную скважину

Как видно из рис. 1, обработка нагнетательной скважины (на рис. 1 - в конце 3 го месяца) привела к резкому улучшению работы добывающей скважины - увеличился дебит по нефти за счет уменьшения дебита воды. Увеличение минерализации добываемой воды свидетельствует об увеличении коэффициента охвата.

Технологический эффект на одну обработку значительно превысил 10000 т, что многократно окупило затраты на проведение работ.

На рис. 2 также представлена динамика показателей работы одной из реагирующих добывающих скважин после закачки пен в нагнетательную скважину на другом объекте. Как видно из рис. 2, пуск скважины после полутора лет простоя привел сначала к снижению обводненности при отборе нефти из зоны дренирования скважины. Затем обводненность после 5 месяцев работы скважины вновь стала расти, как это было до остановки этой скважины.

Применение пен в декабре 2006 г. привело к изменению тенденции роста обводненности и дебита по жидкости к тенденции их снижения (рис. 2). Видно, что снижение дебита по жидкости начинает проявляться практически сразу, а снижение обводненности на 20-30% начинает проявляться через несколько месяцев. Для увеличения дебита по нефти рекомендовано увеличение дебита по жидкости [10].

В 2015 г. Россия добыла 534 млн т нефти.

ЭСР-2035 предусматривает сохранение годовой добычи нефти до 2035 г в оптимистическом варианте на уровне 525 млн т [4], что явно недостаточно с учетом прогноза по росту энергопотребленния в мире в ближайшие 10 лет на 30-50%.

Обводненность добываемой нефти в Росси превышает 85%, что означает подъем 6 м 3 воды с 1 т нефти. В мире эта величина 75% и поднимается только 3 м 3 воды с 1 т нефти. Нефтегазовые нанотехнологии могут обеспечить выход к 2035 г на 700 млн т при том же промысловом обустройстве за счет снижении обводненности продукции.

Нефтегазовые нанотехнологии могут обеспечить выход к 2025 г на нефтеотдачу 50%, а к 2035 г - на нефтеотдачу 60%

Одним из МУН является применение полимеров в качестве загущающих воду агентов.

Высокая минерализация пластовых вод осложняет применение метода - вязкость полимерного раствора уменьшается, а сорбция полимера увеличивается, с увеличением минерализации воды, что делает неоднозначной оценку эффективности полимерного воздействия на нефтяной пласт.

Для повышения КИН было предложено регулировать пластовый ионный обмен закачкой предоторочки пресной воды. Такая НГНТ была осуществлена в России на ряде месторождений. Технологический эффект составил 400-1100 т (в среднем 590 т) на одну ту закачанного в пласт полимера.

Ограничения применения полимерных растворов в низкопроницаемых коллекторах были связаны с тем, что высокомолекулярные полимеры забивали пористую среду, препятствуя последующему движению воды. Экспериментальные исследования показали, что выбор полимерных систем с размерами агрегатов в нанодиапазоне позволяет повысить КИН в низкопроницаемых коллекторах на 0,2-0,25.

В процессах водонефтеподготовки использование гидродинамических наноэффектов для разрушения бронирующих оболочек в эмульсиях (НГНТ) позволяет обеспечить качественную подготовку продукции при снижении удельного расхода деэмульгатора в 1,5-2 раза и температуры процесса на 10-15 о С, что несет в себе огромный экономический эффект [10].

По мнению работников компании Shell, НГНТ позволят максимально увеличить ценности существующих активов, обеспечить возможность разработки новых ресурсов, повысить КИН, создать условия для развития новых направлений бизнеса [11].

В мире в среднем с каждой тонной нефти добывается 3 тонны воды и ежегодно расходуется более 40 млрд долл США на отделение и очистку попутной воды [12].

Россия добывает 13,5% от мировой добычи. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится не менее 5 млрд долл США. Но и обводненность продукции в России намного больше среднемировой (75%) - как отмечено выше, в России отбирается более 5 объемов воды на один объем нефти. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится значительно больше 7 млрд долл США. Снижение обводненности хотя бы до среднемирового уровня даст экономию 2 млрд долл США.

Экономия средств и энергии приведет к снижению себестоимости добычи нефти, что в свою очередь приведет к уменьшению экономически приемлемого дебита скважин по нефти и, в конечном счете, к увеличению КИН.

Более того, на крупнейшем в России Самотлорском месторождении пробурено около 15 тыс скважин, а используется менее 1/3. При этом Федеральное агентство по недропользованию готово тратить на глушение малодебитных скважин по 5 млн руб/год [13], вместо того, чтобы внедрять современные технологии повышения эффективности нефтедобычи.

Жизнеспособность любого нефтедобывающего предприятия характеризуется рентабельностью производства, определяемого доходами и затратами материальных и трудовых ресурсов. Затраты электроэнергии являются одной из важнейших составляющих материальных ресурсов, необходимых для обеспечения бесперебойной работы нефтепромыслов. Проведем энергетический анализ добычи нефти на примере одного из нефтедобывающих предприятий России. Количество скважин, обводненность и другие параметры приняты условно.

На промысловых объектах необходимо поднять на дневную поверхность большие объемы попутно-извлекаемых вод; транспортировать эту воду по внутрипромысловым коммуникациям; подготовить эти значительные объемы попутно извлекаемой воды для ее закачки в пласт. Эти проблемы решаются за счет снижения обводненности добываемой продукции, путем применения потокоотклоняющих и водоизолирующих технологий, приводя к увеличению охвата пласта закачиваемым агентом и росту КИН.

Кроме того, часть энергозатрат связана с проведением работ по очистке скважинного оборудования от асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО). Для уменьшения этих затрат применяются различные ингибиторы и скребки.

Часть энергозатрат связана с плохой приемистостью нагнетательных скважин, что заставляет повышать давление нагнетания. При этом растут не только энергозатраты, но и вероятность порыва трубопроводов.

Анализ показал, что удельные затраты электроэнергии на закачку воды составляют в среднем 8,5 квт×час/м 3 .

Удельные затраты электроэнергии на подъем жидкости с помощью ЭЦН составляют 21,6 квт×час/м 3 , а с помощью ШГН - 68,4 квт×час/м 3 . Удельные затраты электроэнергии на прокачку жидкости до центрального пункта сдачи нефти (ЦПС) составляют 5,9 квт-час/м 3 , до узла сдачи (УЗСд) - 4,1 квт×час/м 3 , до установки подготовки и сброса воды (УПСВ) - 8,9 квт×час/м 3 .

Отметим, что по разным участкам нефтедобывающего предприятия указанные величины значительно менялись.

По данным РусГидро, затратив 1 кВт×ч, можно добыть 75 кг угля, 35 кг нефти, испечь 99 буханок хлеба, выткать 10 м ситца, вспахать 2,5 сотки земли [14, 15]. 1 кВт×ч = 3,6 МДж, поэтому затратив 1 ТДж, можно добыть 20 тыс т угля, 10тыс т нефти, вспахать 70 км 2 земли.

Прошедшие опытно-промышленную апробацию нанотехнологии Хавкина А.Я. [10], кроме того, что они приводят к повышению КИН, показали следующие значения экономии электроэнергии на 1 м 3 : 1,5 МДж - предупреждении образования отложений смол и парафинов в добывающей скважине; 2,5 МДж - при закачке воды в пласт для вытеснения нефти; 18 МДж - при снижении обводненности добываемой продукции; 30 МДж - при снижении температуры нефтеподготовки при отделении от нее воды.

В целом, от прошедших опытно-промышленную апробацию технологий Хавкина А.Я. [10] суммарная возможная экономия электроэнергии на 1 м 3 промысловой жидкости составит более 50 МДж.

Только в России суммарная возможная экономия электроэнергии может составить: 1500 ТДж - предупреждении образования отложений смол и парафинов в добывающей скважине (считая, что это будет при добыче жидкости всего 1 млрд м 3 ); 7500 ТДж - при закачке воды в пласт для вытеснения нефти (считая, что это будет при закачке жидкости всего 3 млрд м 3 ); 65 тыс ТДж - при снижении обводненности добываемой продукции (считая на весь объем поднимаемой жидкости 3,5 млрд м 3 ); 30 тыс ТДж - при снижении температуры нефтеподготовки при отделении от нее воды (считая, что на подготовку нефти будет направлено водонефтяной смеси 1 млрд м 3 ). В итоге - более 100 тыс ТДж (т.е. более 25 трлн кВт×ч ).

В нефтяной отрасли, от этих технологий значения экономии электроэнергии (вследствие структуры запасов и уже применяемых технологий) будут в 3-4 раза больше.

Поэтому активное развитие нефтегазовых нанотехнологий (НГНТ) является основой существенного повышения эффективности добычи нефти.

С учетом применения и развития НГНТ, для уже открытых месторождений на территории России должны быть следующие ориентиры по КИН: хотя бы 0,35 к 2013г, 0,4 к 2020г, 0,5 к 2030г.

Научный же потенциал КИН за счет НГНТ в России следующий: для активных запасов КИН может быть увеличен на 0,15-20 до 0,6-0,7, а для трудноизвлекаемых запасов - на 0,25-0,35 до 0,40-0,55.

При этом значения КИН составят 0,4 к 2013г, 0,45 к 2020г, 0,6-0,65 к 2030г. [10].

Таким образом, есть практическая возможность:

- снижения себестоимости добычи нефти до 2-5 долл США за барр к 2018г для добычи 300 млн т нефти в год, необходимых непосредственно стране.

- снижения обводненности добываемой нефти до 75% к 2018г.

- добычи 700 млн т нефти в год без дополнительных затрат на обустройство промыслов к 2018г.

- выход к 2018г на уровень проектной нефтеотдачи 40%, а к 2025г - на уровень 60%. При этом практически достигаемая нефтеотдача будет близка к этим цифрам.

- обоснования критериальных позиций по динамике энергозатрат на добычу 1 т нефти и 1 тыс м 3 газа для контроля реализации в нефтегазовой отрасли Закона РФ об энергоэффективности.

Автор убежден, что НГНТ вернут уверенность в долголетней экономической рентабельности энергетически эффективной углеводородной энергетики, в том числе в России.

In the article the necessity of active application in the oil and gas industry of nanotechnology that significantly increases the output of oil even from trudnoizlechimykh reserves and reducing energy costs.

Читайте также: