Таблица 3.2

Эксплуатационные затраты (расходы сжигаемой нефти и электроэнергии)

Тип пароген.	Расход горючего (нефти), тонн	Расход электроэнергии, кВт	Затраты, тонн, кВт/т
	час.	сут.	год.	час.	сут.	Год.	нефти	эл. эн.
«Разерс»	4,347	86,94	31646,2	861,0	17220,0	6,3?106	0,037	6,3
«Сакума»	4,290	85,80	31231,2	610,0	12200,0	4,4?106	0,031	4,4

Из таблицы 3.2 видно, что на производство пара затрачивается от 0,031 до 0,037 тонн горючего (нефти) и от 4,4 до 6,3 кВт?ч электроэнергии. Годовой расход нефти на производство пара составляет от 31231,2 до 31646,2 тонн. Эта нефть исключается из коммерческого оборота предприятия, что принесёт убыток в 70 млн. руб. Аналогичные проблемы имеют место и с затратами на электроэнергию, расходуемую на производство пара. К сумме убытков следует добавить удельные затраты на приобретение и амортизацию парогенераторов.

По данным нефтяных компаний России себестоимость производства 1 тонны пара составляет в среднем 700 рублей. Тогда удельные расходы только по пару на добычу 1 тонны нефти составят 1679,3 руб/т при общем количестве пара за время разогрева 74200,0 тонн, при режиме 0,5V_п и добычи нефти с этажа 50000 тыс.тонн.

С учетом затрат на вскрытие и подготовку, общая себестоимость 1 тонны нефти равна: 5179,65 руб.

При электрическом разогреве тяжелой нефти предварительно рассчитывается мощность источника тока.

Расчет основан на необходимом тепле разогрева коллектора с учетом потерь в боковые породы.

При расчете тепла принимаются следующие исходные данные:

V - объем разрабатываемого этажа, принимаемый равным 125000 м³;

ДТ - прирост температуры по объему разогреваемого пласта (принимаем 30, 40, 50, 60, 70 и 80°С);

с_ск - удельная плотность скелета пласта, равная 0,838 т/м³;

С_ск - теплоемкость скелета пласта, равная 1540 кДж/т?град или 356 ккал/т?град;

С_н - теплоемкость нефти, принимаемая равной 2000 кДж/т?град или 477,3 ккал/т?град;

С - теплоемкость воды, равная 1000 ккал/т?град;

у - водонасыщенность нефтяного пласта, принимаемая равной 0,23;

у_н - нефтенасыщенность пласта, принимаемая равной 0,77;

m - пористость пласта, равная 0,234;

с- плотность воды, равная 1,00 т/м;

с_н - плотность нефти, равная 1,07 т/м³;

с _п -плотность пласта, которую определим по формуле:

(3.2)

Тогда объемная теплоемкость пласта определиться по формуле:

(3.3)

Количество тепла, необходимого для прироста температуры этажа на 30 °С, определим по формуле:

(3.4)

Суточная потребность тепла при месячном разогреве составит С_сут=41039013 ккал/сут; часовая потребность Q_час=1709958,8 ккал/час и секундная потребность Q_cек=474,99 ккал/с.

Тогда электрическая мощность при приросте температур ДТ составит 1990,2 кВт, при переводном коэффициенте равном 1 ккал/с=4,19 кВт. Результаты расчетов потребности тепла и электрической мощности для других значений прироста температур представлены в таблице 3.3.

При расчете потерь в кровлю и почву были приняты следующие допущения: температурные перепады на границе «пласт - кровля» и «пласт - почва» приняты постоянными на протяжении всего времени нагрева с целью создания запаса энергии на стадии проектировании; температуры по площадям контактов «коллектор - кровля» и «коллектор - почва» также приняты постоянными.

Таблица 3.3

Результаты расчетов потребности тепла и электрической мощности для других значений прироста температур

ДТ	30	40	50	60	70	80
Qi	1,231?109	1,644?109	2,051?109	2,462?109	2,872?109	3,283?109
Qiсут	41039013	54805200	68398333	82078000	95757666	1,094?108
Qiчас	1709958,8	2283550,0	2849930,5	3419916,6	3989902,7	4559888,7
Qiсек	474,99	634,319	791,647	949,977	1108,306	1266,64
Wi	1990,2	2657,8	3317,00	3980,4	4643,81	5307,2

Потери тепла в боковые породы определим по формуле:

(3.5)

где л_к, л_п - теплопроводности кровли и почвы, принмаемая равной 3,6 ккал/м?час?град;

с_к, с_к и с_п, с_п - объемные теплоемкости кровли и почвы;

ф - время нагрева, 30 суток;

(Т_пл - Т₀) - разница температур пласта и вмещающих пород, равная 30°С.

Тогда:

Суточная потребность в тепле составит 2625752 ккал, часовая 109406 ккал и секундная 30,39 ккал/с.

При этом электрическая мощность W_пoт = 127,33 кВт.

Значение этой величины потерь будет постоянно, так как зависит только от теплопроводности и перепада температур на границах «коллектор- кровля» и «пласт -- почва».

Общая часовая электрическая мощность составит:

W_общ= 1990,2 + 127,33= 2117,5 кВт.

Потери тепла в почву и кровлю для градиентов температур 40, 50, 60, 70, и 80, и соответствующие величины мощности представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Потери тепла в почву и кровлю для градиентов температур

ДТ	30	40	50	60	70	80
Wпот	127,33	169,77	212,22	254,64	297,08	339,52

Построен график зависимости мощности источника тока от градиента прироста температуры (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - График зависимости мощности источника тока от градиента прироста температуры

На рисунке 3.2 приведена качественная зависимость мощности источника тока от ожидаемого прироста температур. Как следует из рисунка, мощность источника прямо пропорциональна величине прироста температуры. Принимаем мощности установок 2500, 3000, 3500 кВт и т.д. В единице объема коллектора будет выделяться мощность:

 (3.6)

Для градиента 30 градусов удельная мощность составит 0,016 кВт/м. Для значений градиентов других температур удельная и суммарная выделяемая мощности в 1 м³ объема коллектора приведена в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Удельная и суммарная выделяемая мощности в 1 м³ объема коллектора

ДТ	30	40	50	60	70	80
Wист	2117,5	2827,57	3529,22	4235,04	4940,89	5646,72
щуд	0,016	0,022	0,027	0,032	0,038	0,043

В процессе разогрева пласта разжиженная нефть вытесняется из порового пространства коллектора и замещается пластовой водой и частично электролитом, в результате чего удельное сопротивление пласта резко падает, что существенно отразится на общем сопротивлении нагрузки источника. В этом случае величина силы тока возрастет. Поэтому при проектировании и подборе параметров кабелей и оборудования следует исходить из диапазона измеренных величин удельного сопротивления, от начальной величины до конечной, то есть после замещения нефти пластовой водой или электролитом.

Расчёт удельных затрат электроэнергии на 1 тонну добываемой нефти ведется из общего расхода тепловой энергии на разогрев коллектора объёмом V=12500 тонн. Тогда:

(3.7)

где ; - переводные коэффициенты.

Результаты расчетов представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Удельные затраты тепла и электроэнергии на добычу 1 тонны нефти

ДТ	30	40	50	60	70	80
Q, ккал	1,309?109	1,749?109	2,183?109	2,619?109	3,056?109	3,493?109
W, кВт/т	121,8	162,5	203,2	243,8	284,4	325,0

Для осуществления электрического способа разогрева нефтяного коллектора на получение 1 тонны нефти потребуется энергии от 121,8 до 325,0 кВт?ч/т в зависимости от установленного прироста технологической температуры (ДТ от 30 до 80 ⁰С).

Гидроэнергетика обладает высокой конкурентоспособностью с одной стороны, а с другой - низкой себестоимостью производства единицы продукции по сравнению с тепловой генерацией (себестоимость электроэнергии у ГЭС самая низкая и в России она составляет от 0,17 до 0,22 руб/кВт?ч при себестоимости за рубежом от 1 до 3 цента/кВт?ч). При такой низкой себестоимости сроки окупаемости капитальных затрат составляют от 4 до 7 лет.

Стоимость вырабатываемой электроэнергии на мини-ГЭС зависит от следующих факторов:

- места строительства и капитальных затрат на него;

- многофункциональности инженерных сооружений - дамбы и другие гидротехнические сооружения могут быть главными объектами для орошения, водоснабжения района, а не только обслуживать мини-ГЭС;

- условий финансирования; влияния на окружающую среду и социальных факторов;

- мощности турбины.

Стоимость электроэнергии мини-ГЭС меняется в каждой конкретной местности. Она небольшая, хотя несколько выше, чем выработанная на гидротурбинах большой мощности, и составляет 3,5 руб/кВт?ч.

Электроэнергия является экологически чистой, она служит основой для снижения выбросов СО₂ и других техногенных соединений, сопровождающих получение тепла на парогенераторах. Следует отметить, что отрицательное влияние на окружающую среду, характерное для больших ГЭС (нарушение теплового, гидравлического и климатического состояния местности), не характерно для мини-ГЭС, которые используют природные напоры без необходимости строительства масштабных гидротехнических сооружений.

Из расчета стоимости электроэнергии 3,5 руб/кВт?ч., энергозатраты на добычу 1 тонны нефти для различных градиентов температур составят (таблица 3.7):

Таблица 3.7

Энергозатраты на добычу 1 тонны нефти для различных градиентов температур

ДТ	30	40	50	60	70	80
Э, руб/т	426,3	568,4	711,2	853,3	995,4	1137,5

При годовой производственной мощности шахты 1 млн.тонн/год, и выхода разогретой нефти 12500 т/мес. получаем потребную мощность генерирующих установок для обеспечения заданной нагрузки действующих этажей коллектора, равную:

(3.8)

где W - мощность генерирующих установок;

Р - годовая мощность шахты;

W_i - мощность, электроэнергии необходимой для разогрева коллектора до заданных температур;

р - нагрузка одного блока, равная 12500 тонн;

n - число рабочих месяцев в году.

Результаты расчетов мощности сведены в таблицу 3.8.

Таблица 3.8

Потребные мощности генерирующих установок мини-ГЭС при годовой производительности добычного предприятия

ДТ	30	40	50	60	70	80
W, кВт	14116,7	18850,5	23528,1	28233,6	32939,3	37644,8

Все затраты, входящие в состав себестоимости добытой нефти, в зависимости от изменений объема производства, подразделяются на переменные и постоянные. Себестоимость годового объема производства:

TC = VC + FC; (3.9)

где VC - годовые переменные издержки (руб/год);

AVC - удельные переменные издержки (на единицу продукции);

N - годовой объем производства, шт/год;

FC - годовые постоянные издержки, определяемые в расчете на объем производства, соответствующий производственной мощности цеха (участка), руб/год.

Переменные издержки, зависящие от объема производства, включают:

- расходы на основную и дополнительную заработную плату производственных рабочих со страховыми взносами;

- расходы на основные и вспомогательные материалы, запасные части;

- расходы на энергоресурсы технологические (вода, электроэнергия, сжатый воздух, пар, кислород, ацетилен и т. п.);

- расходы на содержание и ремонт оборудования.

Постоянные издержки, не зависящие от объема производства включают:

- амортизационные отчисления (или аренду) оборудования и помещений;

- расходы по содержанию и ремонту помещений (включая стоимость работ и расходные материалы);

- заработная плата АУП и ВОП со страховыми взносами;

- налог на имущество (только амортизируемое);

- обязательное страхование всего имеющегося имущества;

- прочие накладные расходы (оплата работ по сертификации услуг, затраты на гарантийный ремонт, затраты, связанные со сбытом и затраты на оплату услуг банков и др.).

Прогноз развития нефтедобывающего предприятия, ведут из расчета цены изделия единицы массы добытой нефти, а также производят, исходя из рассчитанной себестоимости и принятой нормы прибыли:

Р _изд.= С_ед. + П_н. (3.10)

Чистый дисконтированный доход ЧДД измеряет всю массу дохода, полученного за период осуществления проекта в современной стоимости. Положительное значение (+) ЧДД означает, что доходность проекта больше, чем доходность, соответствующая риску проекта. Следовательно, проект может быть принят к исполнению.

Чистый дисконтированный доход ЧДД по годам, с учетом единовременных затрат, произведенных в нулевом году, рассчитывается по формуле:

ЧДД = - +, (3.11)

где ТR_i - доход предприятия за рассматриваемый период ti, руб/год;

С_годi - затраты предприятия (с амортизацией) за рассматриваемый период ti, руб/год;

Н_пр - налог на прибыль (20% от суммы прибыли);

А_р - затраты на амортизацию за рассматриваемый период, руб/год;

К - сумма дисконтированных инвестиционных затрат, руб.;

i - годовая ставка дисконтирования (равна 10….25%);

t - рассматриваемый период, год; t = 0, 1, 2.

Полный экономический расчет при использовании метода прогрева скважин паром представлен в таблице 3.9.

Как видно из приведенных расчетов, строительство собственных мини-ГЭС и выработка пара на добычу тяжелой нефти экономически оправдано. Внутренняя норма рентабельности при расчетах составила 17,07 %, период окупаемости 9 лет, индекс доходности инвестиций 1,34, индекс доходности затрат 1,09.

Зарубежный опыт показывает, что с увеличением мощности мини-ГЭС, стоимость строительства сокращается, так как увеличение мощности относится только к турбинному оборудованию, стоимость же самого гидроузла увеличивается ненамного.

Принятая технология добычи предполагает проведение разогрева коллектора до заданных технологических температур в течение одного месяца, после чего начинается выпуск разогретой нефти. С началом выпуска нефти температура коллектора станет понижаться как за счет падения давления в коллекторе, так и за счет потерь тепла через кровлю и почву.

Таблица 3.9

Расчет экономической эффективности от внедрения метода прогрева скважин паром

Годы	Добыча нефти, тыс.т.	Выручка от реализ. нефти, млн.руб	Капитальные вложения, млн. руб.	Эксплуатационные расходы, млн. руб.	То же на добычу 1 т.нефти, руб/т.	Чистая прибыль при Кд=0,1, млн. руб	Поток наличности при Кд=0,1, млн. руб.	Накопленный поток наличности, млн. руб.	Доход государства при Кд=0,1, млн.руб.
			в бурение	НПС	всего
2018	25	305,7	0	138,5	138,5	703,3	28133	-419,5	-508,5	-508,5	14,6
2019	33	403,5	1100	0	1100	696	21092	-292,9	-1157	-1665,5	17,1
2020	35	427,9	1000	115,5	1115,5	664,3	18980	-221,9	-937,2	-2602,7	16,6
2021	123	1503,8	415	520,5	935,5	1468,6	11940	-54,6	-508,6	-3111,3	48,4
2022	240	2934,2	48	80	128	1828,9	7620	466,1	612,4	-2498,9	228,7
2023	277	3386,6	0	0	0	1893,1	6834	592,1	804,6	-1694,3	271,6
2024	293	3582,2	0	225	225	2218	7570	477,1	553,8	-1140,6	232,6
2025	297	3631,1	0	120	120	2435,7	8201	350,7	479,4	-661,1	207,6
2026	296	3618,9	0	0	0	2431,2	8214	319,2	492,3	-168,9	184,8
2027	294	3590	0	0	0	2179,4	7420	365,6	522,9	354	187,5
2028	288	3521,1	0	0	0	2130	7396	330	458,4	812,4	165,9
2029	274	3349,9	0	0	0	2077,5	7582	273,5	390,2	1202,6	137,5
2030	244	2983,2	0	0	0	1906,1	7812	208,7	279,3	1481,9	106,4
2031	202	2469,7	0	0	0	1712,4	8477	127,9	165,7	1647,6	70,6
2032	167	2041,7	0	0	0	1579	9455	63,6	85,5	1733,1	42,7
2033	138	1687,2	0	0	0	1493,7	10824	13,5	22	1755,1	21,4
2034	112	1369,3	0	0	0	1428,7	12756	-33,9	-27,6	1727,4	12,7
2035	91	1112,6	0	0	0	1366,1	15012	-65,6	-59,9	1667,5	9,5
2036	72	880,3	0	0	0	1324,5	18395	-90,9	-89,1	1578,4	7
2037	57	696,9	0	0	0	1234,7	21661	-95,9	-95,9	1482,5	5,2
2038	45	546,5	0	0	0	1200,4	26854	-102,9	-102,9	1379,7	3,8
2039	35	427,9	0	0	0	1069,3	30552	-90,7	-90,7	1288,9	2,8
2040	28	337,4	0	0	0	949,6	34406	-78,1	-78,1	1210,8	2,1
2041	22	265,3	0	0	0	853,9	39352	-67,8	-67,8	1143	1,5
2042	17	207,8	0	0	0	710,2	41779	-52,5	-52,5	1090,6	1
2043	14	169,9	0	0	0	568,2	40879	-37,9	-37,9	1052,7	0,8
2044	11	134,5	0	0	0	362,6	32961	-19,9	-19,9	1032,8	0,6
За 5 лет	456	5575,1	2563	854,5	3417,5	5361,1	11757	-522,7	-2498,9	-2498,9	325,3
За 10 лет	1913	23384,7	2563	1199,5	3762,5	16518,6	8636	1582	354	354	1409,4
За 15 лет	3088	37750,3	2563	1199,5	3762,5	25923,5	8396	2585,7	1733,1	1733,1	1932,5
Всего	3729	45586	2563	1199,5	3762,5	38485,5	10322	1863,2	1032,8	1032,8	2001

3.3 Формирование инновационной стратегии добычи нефти

В отличие от стандартного метода паротепловой обработки пластов паром, исходя из анализа научной литературы и практического опыта нефтедобывающих компаний, мной предлагается применять блочно-циклический способ в сочетании с призабойным прогревом скважин по схеме, представленной на рисунке 3.3.

1 - добывающая скважина; 2 - нагнетательная скважина; 3 - наблюдательная скважина

Рисунок 3.3 - Схема расположения нагнетательных и добычных скважин

Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего рабочего агента-пара основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры пласта. Вязкость, удельный вес и межфазовое натяжение нефти и воды с повышением температуры понижаются, а упругость паров несколько повышается. Эти изменения должны благоприятно влиять на нефтеотдачу при вытеснении нефти горячим рабочим агентом.

Подача пара производится с поверхности парогенератором. Пар по трубам идет по стволам и другим выработкам шахты до буровых камер.

При подаче пара в нагнетательные скважины повышается температура нефти, вязкость, ее и воды понижается. Однако вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, поэтому результирующее влияние изменения соотношения вязкостей будет благоприятным для нефтеотдачи.

Снижение вязкости нефти в Баженовском месторождении приведет к увеличению коэффициента подвижности нефти, что, в свою очередь, будет влиять на коэффициент охвата пласта вытесняющих агентов, как по мощности, так и по площади.

Повышение температуры может привести к испарению некоторой части нефти (а также воды) в пласте. Пары нефти будут легко перемещаться к добычным скважинам. Вступая в не нагретую зону пласта, они конденсируются, и при дальнейшем их движении по пласту создается эффект вытеснения растворителями.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при его нагревании достигается за счет улучшения коэффициента подвижности нефти, повышения объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом, теплового расширения нефти и дистилляции.

При рекомендуемом нагнетании пара или горячей воды в скважины в результате теплообмена между нагнетаемым агентом и окружающими скважину горными породами происходят потери тепла. При малых расходах нагнетаемого агента и больших глубинах скважин эти потери будут очень значительными, и температура агента в забое скважины будет намного ниже его температуры на устье.

Потери тепла в боковых породах непосредственно не зависят от расхода нагнетаемого горячего агента. Однако от этого показателя зависят продолжительность тепловой обработки пласта, а, следовательно, суммарные потери тепла через кровлю и подошву пласта. Чем больше расход горячего агента, тем меньше продолжительность процесса и значит, меньше потери тепла.

Альтернативным способом, как указано было в предыдущей главе, предлагается внедрить электрический метод воздействия на пласты.

Как при паровом способе, так и при электрическом разогрев месторождения производится из скважин - нагнетательных и добычных, - которые обсаживаются металлическими трубами и в дальнейшем являются колоннами-электродами для создания разности потенциалов между добычными и нагнетательными скважинами. Протекающий электрический ток между скважинами-электродами разогревает коллектор блока, после чего разогретая нефть вытекает из блока либо под действием гравитационных сил.

Горные породы относятся к категории слабо проводящих материалов, поэтому для воздействия на них применяются высокие и сверх высокие частоты. Однако для пористых пород с высокой влажностью могут применяться средние частоты до нескольких килогерц. При высокой пористости и насыщенности пор засоленными пластовыми водами, какими являются нефтяные коллекторы, частоты могут быть низкими, вплоть до промышленной частоты, то есть 50 Гц.

Для повышения электропроводности коллектора служит электролит, подаваемый в призабойное пространство коллектора.

Тем не менее, исходя из вышеизложенных расчетов, метод электрического воздействия для разогрева пластов следует применять только как резервный способ добычи тяжелой нефти.

Для реализации пароциклической технологии добычи тяжелой нефти Баженовского месторождения предлагается провести три последовательных технологических этапа.

Первый этап подразумевает собой нагнетание пара объемом до 300 тонн на один метр эффективной толщины пласта, насыщенного добываемой нефтью на протяжении трёх недель. В данный период времени будет происходить нагревание скелета пласта, нагревание нефти, находящейся в данном пласте, а также нагревание и расширение всех элементов в призабойной зоне. Кроме того, необходим также контроль за достаточным повышением давления в пласте и призабойной зоне. Данный контроль осуществляется на основании параметров добываемой нефти и чем более нефть имеет вязкость, тем большее количество пара необходимо пустить в скважину.

По истечении двух-трех недель первого этапа следует приступить ко второму этапу пароциклического метода добычи нефти. На втором этапе скважину закрывают и выдерживают процесс паропропитки. В этот период должна произойти конденсация пара за счет выравнивания температуры между паром и породами пласта, а также флюидами, насыщающими нефтяной пласт. Так как нефть в этот период уже достаточно прогрета, а после установления температурного равновесия давление начинает снижаться, то добываемые углеводороды начинают двигаться в сторону зоны конденсации от призабойной зоны. Также в этот период происходит замещение нефти водой посредством капиллярной пропитки.

Далее следует третий этап, при котором происходит непосредственно отбор нефти. При этом эксплуатацию ведут до предельно рентабельных показателей. Стоит отметить, что именно во время третьего этапа происходит дальнейшее снижение давления и уменьшение количества конденсата, благодаря чему нефть с большей интенсивностью выходит в нужные области ее забора.

Все вышеперечисленные этапы добычи тяжелой нефти пароциклическим способом представляют собой один цикл. Далее происходит повторение циклов, в которых нагнетание пара по количеству может отличаться для получения максимального эффекта.

На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко - более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.

Заключение

В результате исследования инновационных технологий добычи тяжелой нефти были получены следующие выводы и результаты:

1.Образование некоторых кластеров, цепочек производств от геологоразведочных до тех, которые осуществляют реализацию топливно-энергетической продукции, позволит чаще обращаться к внедрению инновационных процессов и современных аппаратов, механизмов. Несмотря на то, что в данный момент существует ряд проблем, препятствующих быстрому и стабильному развитию топливно-энергетического комплекса страны, несмотря на существенный износ материально-технической базы промышленных предприятий и недостаточный интерес к инновационной активности, в России в 2017 году было добыто 560 млн. тонн нефти, что составляет практически 13% от нефтедобычи во всем мире. Таким образом в 2017 году была сохранена бюджетообразующая роль топливно-энергетического комплекса России

2. Наиболее перспективными технологиями нефтедобычи можно считать: тампонирование сшитыми полимерными или вязкоупругими системами, технологии ГОС и ГОС-1, СПГ, «Термогель, РВ-3П-1», технологию повышения нефтеотдачи пласта с применением эмульсионных композиций воздействия волокнисто дисперсно - полимерным составом.

3. Для внедрения технологии добычи высоковязкой нефти на Баженовском месторождении предложен термошахтный (термогазовый) способ - способ, при котором для теплового воздействия теплоносителем (перегретой водой, паром или горячим газом) используются подземные горные выработки и сетка скважин, ориентированных в продуктивном пласте. Для использования гравитационной энергии скважины бурятся из горных выработок, расположенных под продуктивным пластом. Помимо высокой степени нефтеизвлечения отмечаются такие преимущества данного метода, как возможность использования традиционного оборудования горной промышленности, невысокая стоимость подземного бурения скважин и низкая степень технического риска.

4. Для проведения экономического сравнения способов разогрева для применения термошахтного способа по эксплуатационным затратам на 1 тонну добытой нефти принимается производственная мощность шахты 1 миллион тонн в год; разогреваемый объем коллектора при паровом способе равен 600 тысяч метров; ожидаемая добыча нефти с этого объема составляет 35107,0 тонн в месяц; разогреваемый объем при электрическом способе составляет 125000,0 м; ожидаемая добыча нефти с этого объема 12500 т в месяц. Соответственно рассчитаны затраты тепла и определен расход пара и электроэнергии на 1 тонну добытой нефти. Суточная потребность в тепле составила 2625752 ккал, часовая 109406 ккал и секундная 30,39 ккал/с.

5. В качестве резервного или альтернативного способа мной предложен электрический способа разогрева нефтяного коллектора, при котором на получение 1 тонны нефти потребуется энергии от 121,8 до 325,0 кВт?ч/т в зависимости от установленного прироста технологической температуры (ДТ от 30 до 80 0С).

6. Сроки окупаемости при термошахтном методе добычи, как показали расчеты, составят 9 лет.

7. Для реализации пароциклической технологии добычи тяжелой нефти Баженовского месторождения мной предлагается провести три последовательных технологических этапа. На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко - более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.

8. При рассмотрении вопросов экологии при добыче нефти определено, что эффективным способом борьбы с загрязнениями нефтью и нефтепродуктов является биорекультивация почв. Самый доступный и самый дешевый способ очистить водоемы от буровых сточных вод - это метод коагуляции, основанный на принципе оседания взвешенных частиц и химических веществ, свойства которых не позволяют удалить их обычными методами отстаивания и фильтрования. В качестве коагулянтов чаще всего используется сернокислый алюминий, что позволяет характеризовать сам процесс очистки действенным, так как вода при такой очистке считается не просто прозрачной, а практически чистой.

Список используемых источников

1. Азимов, P.A. Проблемы развития нефтяной промышленности и освоения месторождений высоковязких нефтей / Р.А. Азимов - СПб: СПУ. - 2008. - 74 с.

2. Алемасов, В.Е. Комплексное освоение природных битумов и высоковязких нефтей. Извлечения и переработка / В.Е. Алемасов. - Казань: Изд-во К.У. - 2012. - 318 с.

3. Алиев, А.Г. Математическое моделирование технологических процессов при термошахтной разработке нефтяных месторождений / А.Г. Алиев. - Ухта: Изд-во УИИ. - 2008. - 57 с.

4. Алиев, З.С., Шеремет, В.В. Определение производительности горизонтальных скважин / З.С. Алиев, В.В. Шеремет. - М.: Недра. - 2010. - 144 с.

5. Алишаев, М.Г., Роземберг, М.Д., Теслюк, Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений / М.Г. Алишаев, М.Д. Роземберг, Е.В. Теслюк. - М.: Недра. - 2005. - 271 с.

6. Антониади, Д.Г., Гарушев, А.Р. Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев. - Краснодар: Изд-во С. - 2002. - 462 с.

7. Антониади, Д.Г. Толковый словарь по термическим методам воздействия на нефтяные пласты / Д.Г. Антониади. - Краснодар: Изд-во СК. - 2002. - 590 с.

8. Антониади, Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами / Д.Г. Антониади. - М.: Недра. - 2008. - 304 с.

9. Егурцов, А.Н., Белянин, Г.Н. Вопросы регулирования вытеснения нефти оторочки теплоносителя / А.Н. Егурцов, Г.Н. Белянин. - М.: Недра. - 2010. - 256 с.

10. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебных для студентов вузов по специальности «Разработка и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» / Ю.П. Желтов. - М.: Недра. - 2011. - 365 с.

11. Золотухин, А.Б. К определению температурного поля многослойного пласта / А.Б. Золотухин. - М.: Нефтяное хозяйство. - №1. - 2003. - С.53-56.

12. Зубов, Н.В. Об уточнении размеров тепловых зон на основе модели Маркса-Лонгенхейма / Н.В. Зубов // Сб. «Вопросы разработки нефтяных месторождений термическими методами». - М.: ВНИОЭНГ, 1980. - С.92-102.

13. Кудинов, В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей / В.И. Кудинов. - Ижевск: Изд-во УУ. - 2005. - 277 с.

14. Лапшин, В.И. Поддержание теплового давления путем закачки воды в пласт. Учебное пособие для профессионального обучения рабочих на производствах / В.И. Лапшин. - М.: Недра. - 2010. - 158 с.

15. Оркин, К.Г., Юрчик, А.Н. Расчеты в технологии и технике добычи нефти / К.Г. Оркин, А.Н. Юрчик. - М.: Недра. - 2007. - 363 с.

16. Перов, Н.В., Выбор оптимальной величины напряженности электрического ноля при ПВВС / Н.В. Перов // Труды ГИГХС, вып. 19. - М.: 2000.

17. Перов, Н.В., Виноградов, А.Г., Дьячкова, Г.С. К вопросу об определении величины сопротивления нагрузки генератора при подземной высокочастотной выплавке серы / Н.В. Перов, А.Г. Виноградов, Г.С. Дьячков // Труды ГИГХС, вып. 21. - М: 2000.

18. Перов, Н.В., Хчеян, Г.Х. Моделирование процесса подземной высокочастотной выплавки серы / Н.В. Перов, Г.Х. Хчеян // Труды ГИГХС, вып. 21. - М: 2000.

19. Перов, Н.В., Гуревич, Ю.Д., Аврамчик, A.M. Экспериментальные исследования: выплавки серы из руды в высокочастотном электрическом поле / Н.В. перов, Ю.Д. Гуревич, А.М. Аврамчик // Труды ГИГХС, вып. 19. -М: 2001.

20. Разработка методов определения производительности и параметров пластов, вскрытых горизонтальными скважинами по результатам их исследования на стационарных режимах фильтрации. - М.: Изд-во ОАО Газпром. - 2015. - 243 с.

21. Теслюк, Е.В., Теслюк, P.E. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Теория и практика / Е.В. Теслюк, Р.Е. Теслюк //Термогидродинамика. - М.: Изд-во Грааль. - 2012. - 565 с.

22. Фукс, Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов / Г.И. Фукс. - Москва-Ижевск: ИКИ. - 2013. - 328 с.

23. Высоковязкая нефть - новые технологии разработки. Часть 2.

24. РИТЭК продолжает внедрять технологию термогазового воздействия на пласты баженовской свиты в ХМАО.

25. Новые технологии добычи нефти.

Размещено на Allbest.ru