Новая разработка ГК «ССТ» снижает энергозатраты при добыче высоковязкой нефти на 50%. Энергозатраты на добычу нефти


EROEI как показатель эффективности добычи и производства энергоресурсов - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

EROEI as efficiency index of energy recourses recovery and production

A. Safronov, A. Goloskokov Institute of problems of oil and gas RAS Siberian branch

В настоящее время производство нефти в мире находится на уровне 85 млн барр/ день и по заявлению экспертов это близко к максимуму возможностей добычи. Тенденции таковы, что в дальнейшем, по мере исчерпания запасов легкодоступной нефти, будет увеличиваться в добыче доля трудноизвлекаемой нефти.

At present world oil recovery is about 85 million barrels, and by the experts opinion it is near maximum of recovery possibilities. In the future, as reserves of «easy» oil will run out, the share of «heavy» oil in world oil recovery will increase.

В настоящее время формируются долгосрочные программы поиска и добычи нефти и газа с шельфа арктических морей. В Европе активно развиваются программы альтернативной энергетики, к примеру в 2008 г. была принята к реализации программа «20-20-20». Начиная с 2003 г. в мире фиксируется увеличение объемов производства биотоплива. Но насколько альтернативные источники энергии эффективны по сравнению с традиционными нефтью и газом? Частично на этот вопрос можно ответить, рассчитав показатель EROEI для каждого источника.Использование относительно доступной, эффективной и дешевой энергии нефти и газа способствовало бурному развитию всей нашей цивилизации в XX веке [1, 2, 3]. На протяжении всего прошлого века потребление нефти и газа увеличивалось от десятилетия к десятилетию, давая возможность бурного экономического развития. По прогнозам потребность в первичных энергоресурсах в 2030 г. достигнет 17,7 млрд тонн в нефтяном эквиваленте [4]. Спрос на нефть может достигнуть 116 млн баррелей в день в 2030 г. Наиболее быстрыми темпами ожидается развитие Азиатско-Тихоокеанского энергетического рынка, что связано, прежде всего, с экстенсивным ростом энергопотребления, продолжающегося возрастания населения, развития систем и средств транспорта, энергоемких отраслей промышленности [2, 5]. В то время как энергопотребление на Северо-Американском рынке будет расти медленными темпами, на Европейском континенте прогнозируется стагнация этого показателя [6]. Тема «пика добычи нефти» все чаще обсуждается в мировой геологической и экономической науке. К примеру, на прошедшем в этом году экономическом форуме в Давосе председатель совета директоров Total Тьерри Демаре говорил о том, что «производство нефти в мире не превысит 95 миллионов баррелей в день» и «пик добычи нефти – это по-прежнему проблема, пик будет достигнут в течение 10 лет, но не сегодня» [3]. В отчете английской рабочей группы по исследованию проблемы пика добычи нефти и энергетической безопасности также говорится, что дальнейшее наращивание добычи нефти выше отметки 90 – 95 млн барр. в день является сложной задачей, а пик добычи «ожидается в течение ближайших лет» [7]. В опубликованной в феврале 2010 г. статье группа кувейтских ученых, основываясь на усовершенствованной модели Хабберта, делает вывод, что пик добычи нефти будет пройден в 2014 г. [8]. Здесь следует сказать, что важна не конкретная дата, а общая тенденция ожидаемого падения объемов добычи нефти в ближайшем будущем. Так, существует проблема структуры разведанных запасов нефти в России – в текущих разведанных запасах нефти доля трудноизвлекаемой нефти приближается к 60%. Трудноизвлекаемыми эти нефти являются или по условиям залегания, или по качеству сырья. К этой категории, видимо, следует отнести и большую часть запасов нефти в подгазовых залежах. Если к этому еще добавить выход с добычей в малоосвоенные районы со сложными климатическими условиями и практическим отсутствием хозяйственно-транспортной инфраструктуры, то добыча может оказаться на грани экономической эффективности. В определенной степени это и мировая проблема. В связи с этим возрастает добыча тяжелой (высоковязкой) нефти. Так, в 2005 г. было добыто 42,5 млн тонн тяжелой и сверхтяжелой нефти, а по прогнозу к 2015 г. добыча может достигнуть 200 млн тонн. Также перспективны производства возобновляемых энергоресурсов, среди которых, например, производство биоэтанола и биодизеля. Исходя из климатических условий России и того, что большая часть ее территории находится в зоне рискованного земледелия, у нас для производства биотоплива следует ориентироваться на солому и отходы древесного производства. Следует иметь в виду, к примеру также и то, что биодизель вряд ли получит широкое распространение в России – необходимы подогрев топлива в холодное время и ограниченный срок хранения (3 месяца). Но насколько новые технологии эффективны по сравнению с добычей традиционных энергоресурсов?Известно, что в зависимости от геологического строения месторождения, Т-Р условий нахождения, качества нефти, климатических условий, состояния хозяйственной и транспортной инфраструктуры будет зависеть себестоимость добычи. Чем сложнее условия – тем выше себестоимость добычи, вплоть до того уровня, когда вести добычу нецелесообразно. Но вопрос следует задать не только для денежного выражения себестоимости, ведь в конечном итоге обществу необходима энергия, получаемая из нефти и газа, а не деньги. Энергия является двигателем развития общества, тогда как деньги – это всего лишь средство, абстракция, необходимая для удобного обмена товарами и энергией между юридическими и физическими субъектами. Поэтому также важнейшей характеристикой добычи является энергетическая себестоимость. Тогда наряду с важным вопросом, каким общим объемом запасов нефти и газа мы располагаем, мы должны задать второй вопрос, какой объем энергоресурсов мы можем добыть с необходимой для нас энергетической эффективностью. То же самое относится и к производству возобновляемых энергоресурсов: каков возможный объем производства и насколько производство энергетически эффективно. Забегая вперед, следует сказать, что в случае с возобновляемой энергетикой этот вопрос особенно актуален. Традиционные нефть и газ в этом смысле являются уникальными энергоресурсами: при относительно низких затратах на добычу общество получает огромное количество энергии. Соотношение добытой энергии и затраченной было настолько велико, что на этот аспект обращалось мало внимания. И этот вопрос в случае разработки месторождений тяжелой и сверхтяжелой нефти, сланцевого газа требует особого внимания. Здесь надо отметить, что отнесение сланцевого газа к категории нетрадиционного вряд ли верно, скорее всего, в этом случае надо говорить о природном газе в нетрадиционном коллекторе. И «сланцевый бум», особенно в Европе, в значительной степени подогревается политическими мотивами. Известно, что любое производство должно приносить доход: выручка от деятельности должна быть больше, чем полная себестоимость. Процентное отношение этой разности называется «рентабельность». Применительно к производству энергоресурсов помимо денежного дохода производство должно быть выгодно энергетически, это очевидно: затраты энергии на добычу, транспорт и переработку сырья должны быть меньше энергии, получаемой от добытых ресурсов. Это можно назвать «энергетической рентабельностью», или EROEI (Energy return on energy invested). Впервые эту идею предложил в 70-х годах прошлого века американский ученый-биолог Чарльз Холл, когда проводил исследования миграции рыб [9]. Тогда он сформулировал утверждение, что «хищник не может тратить больше энергии, чем он получает в результате охоты». Далее он перенес эту идею на добычу нефти. Когда EROEI = 1 – это означает, что на одну единицу полученной энергии из добытого сырья на его добычу пришлось затратить количество энергии, равное полученной, т. е. производство энергии состоялось с нулевым результатом и является по сути бессмысленным. Когда значение меньше единицы – это значит, что добыча энергоресурсов является энергетически убыточной и потому неприемлемой. Когда значение больше единицы – это значит, что производство энергии приносит дополнительную, «прибыльную», энергию.Схематично это можно представить следующим обра

burneft.ru

Снижение энергозатрат на добычу нефти с помощью станций управления вентильными установками

Доброго дня, коллеги, друзья, постоянные читатели и резиденты Триол.

Сегодня не получится открыть тайну, но надеюсь пару мифов развею. Речь идет о всеми преследуемой энергоэффективности, с уточнением: в нефтегазовой отрасли. Именно это слово бодрит специалистов, сейчас уже всех нефтедобывающих компаний Российской Федерации. Решений на рынке несколько, но одно из них, наверное, самое применяемое, это погружные вентильные установки, в составе которых за энергоэффективность отвечает вентильный привод.

Если кратко, у вентильного двигателя в сравнении с асинхронным меньшие габариты и масса, выше КПД, ниже тепловыделение и энергопотребление. Вентильный двигатель в своей конструкции имеет постоянные магниты и управляется за счёт изменения частоты электромагнитного поля. Разница по энергопотреблению в отличии асинхронного достигает 30%.

Есть и минусы: вентильные двигатели дороже асинхронных за счёт применения постоянных магнитов. У них боле сложная схема управления двигателем. И все же это легко перекрывается существенно низким энергопотреблением, что снижает удельные затраты на добычу единицы нефти.

В некоторых кругах, принято считать, что для управления погружными вентильными двигателями требуется соответствующая станция управления (СУ). Так и было 2-3 года назад: для асинхронных своя станция, для вентильных – своя. Эффективность внедрения съедалась увеличением запаса резервных СУ.

Сейчас Триол выпускает универсальные станции, способные управлять всеми типами погружных асинхронных и вентильных двигателей. Мы максимально приблизили стоимость СУ асинхронным двигателем (АД) и СУ вентильным двигателем (ВД). В итоге, проблема увеличенных складских остатков решена. Заказчику больше нет необходимости выбирать между СУ для АД или для ВД. Сегодня нет принципиального различия в выпускаемых Триол станциях малой и средней мощности для данных двигателей, как с аппаратной части, так и с программной. Миф дорогой станции развеян.

Производители продолжают улучшать характеристики выпускаемых погружных двигателей. Триол держит руку на пульсе и оперативно обеспечивает разработку нового софта своих станций под все новые и новые двигатели.

Можно ли добиться повторения подобной разницы в энергопотреблении как это получилось между вентильным и асинхронным двигателем? Разработчики мудрят, производители собирают, но практические результаты сравнения вентильных установок пока дают разбег в 1,5%.

Триол же разработал, произвел и уже испытывает на реальных скважинах Установку Электро-Плунжерного Насоса (УЭПН) с двигателем на постоянных магнитах, но принципиально нового типа работы. Одной из целей поставлен рост энергоэффективности; и все же про УЭПН Корпорации Триол читайте уже в другой статье на нашем сайте.

До встречи в новом блоге!

 

triolcorp.ru

Ресурсы – 8 – Нефть, для добычи которой требуется всё больше энергии, полученной… из нефти

Продолжение, начало в семи предыдущих постах

Когда «легкая» нефть, которую всегда добывают в первую очередь, заканчивается… ее потери приходится компенсировать уже совсем другой нефтью – «тяжелой».

Но для добычи «тяжелой» нефти приходится затрачивать ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ усилия. Причем, затрачивать их заранее – ДО ТОГО, как заключенная в «тяжелой» нефти энергия будет получена. Для этих дополнительных усилий, конечно же, нужны ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ энергозатраты.

Какие же количества дополнительной энергии необходимо вкладывать в добычу «тяжелой» нефти по сравнению с привычной нам, обычной нефтью, на энергии которой была построена наша цивилизация?

А главное – к чему приводит такой хитроумный способ добычи энергоресурсов?

ИЗ КНИГИ МАРКА ЛОТАРЁВА «ТОЧКА ОТСЧЕТА –2017. ИСХОДНИКИ. 1. РЕСУРСЫ»

(с) Марк Лотарёв, 2012

«Некоторое представление о разнице усилий по разработке запасов обычной, «легкой» нефти и ее «тяжелых» эквивалентов дает сравнение цен, при которых нефть становится выгодно добывать (по оценке экспертов Международного энергетического агентства, приведенной в монографии О. Б. Брагинского, вышедшей в 2006 г.):

Разрабатываемые запасы – 20 $/баррель;Нефть глубоководных месторождений – 36 $/баррель;Нефть сверхглубоких месторождений – 40 $/баррель;Нефть битуминозных песчаников – 40 $/баррель;Нефть, добываемая при помощи методов увеличения нефтеотдачи – 50 $/баррель; Нефть арктического шельфа – 60 $/баррель;Нефть из горючих сланцев – 70 $/баррель.

(Источник: Брагинский О. Б. Нефтегазовый комплекс мира. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://portal.tpu.ru:7777/departments/kafedra/txng/Metodicheskaya_rabota/Tab2/Braginskiy2006.pdf)

Даже если предположить, что долларовая цена напрямую отражает энергозатраты на добычу черного золота, очевидно, что извлечение из недр «тяжелой» нефти требует вдвое–втрое большего количества энергии по сравнению с обычной, «традиционной» нефтедобычей.

(Вместе с тем интуиция подсказывает автору, что стоимость извлечения ресурсов потому и подсчитывают в чисто условных денежных единицах, что это дает возможность приукрасить действительные – «энергетические» затраты на такие процессы.)

Откуда же люди собираются взять всю эту дополнительную энергию, которая нужна для добычи «тяжелого» черного золота?

Из неуклонно «тяжелеющих» запасов ископаемых углеводородов, конечно! И в том числе из основного на данный момент энергетического источника человечества – уже разрабатываемой «традиционной», обычной нефти!!!

Для полноты картины приведу сведения о том, как обстоят дела в нефтяной отрасли России – страны, которая в 2009–2010 гг. удерживала мировое первенство по нефтедобыче .

На первый взгляд ситуация кажется даже оптимистичной. С 2006 по 2010 г. прирост запасов российской нефти превысил добычу примерно на 680 млн. т или на 5 млрд. баррелей.

Но если заглянуть в предыдущие годы, картина окажется совсем иной. Потому что при всех этих успехах к 2011 году у России стало на 300 млн. т или на 2,2 млрд. баррелей черного золота меньше, чем было в 2001 году.

Даже 2010 год – самый успешный для нефтяников новой России – оставляет двоякое впечатление.

С одной стороны, в 2010-м были добыты рекордные в постсоветское время 505 млн. т нефти. При этом резервы черного золота тоже выросли на рекордные 750 млн. тонн, пятый год подряд превысив объем добычи.

«Однако, как сообщил министр природных ресурсов и экологии РФ Юрий Трутнев, в основном открыты средние и мелкие месторождения. Всего открыто 45 месторождений углеводородного сырья (включая газ и газоконденсат)».

(Источники: 1. Всё о нефти. Мировая нефтедобыча. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://vseonefti.ru/upstream/;2. «РИА-аналитика». Аналитический бюллетень. Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы. Выпуск №1. Итоги 2010 года. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://vid-1.rian.ru/ig/ratings/oil1.pdf)

Вот в этом признании о «средних и мелких месторождениях» и кроется, на взгляд автора, суть современной ситуации с нефтью.

Что же это за средние и мелкие месторождения? Попробуем разобраться.

Данные об общем распределении российских месторождений нефти в зависимости от их объема (по состоянию на 2003 г.) приведены на сайте «РосБизнесКонсалтинг»:

«Месторождения нефти распределяются на 10 уникальных (запасы больше 300 млн. тонн), 139 крупных (30–300 млн. тонн), 219 средних (10–30 млн. тонн) и 1238 мелких (запасы менее 10 млн. тонн)».

(РосБизнесКонсалтинг. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.rbc.ru/reviews/petroleum/310504/9.shtml)

С учетом соотношения крупных, средних и мелких месторождений, их обычного объема и общего количества месторождений, открытых в 2010 году (вероятно, менее 40, если исключить месторождения газа и газоконденсата), можно предположить, как распределились в земле 750 млн. т новых запасов российской нефти. Вероятно, это примерно 3 крупных месторождения (450 млн. т), 5 средних (100 млн. т) и 27 мелких (200 млн. т). То есть по всей вероятности примерно 35 месторождений.

В середине XX века 750 млн. т черного золота (5,5 млрд. баррелей) находили в одном–двух уникальных по своему качеству месторождениях

Теперь, чтобы добыть те же самые 750 млн. т, придется осваивать порядка 35 месторождений!

Насколько больше усилий и энергии (извлекаемой из той же нефти!!!) нужно затратить, чтобы это осуществить?

Не удивительно, что на сайте «РосБизнесКонсалтинг» констатируют:

«Продолжает ухудшаться и структура разведанных запасов. Доля активных (высокопродуктивных) запасов нефти в балансе запасов большинства нефтяных компаний составляет около 45%. Намечается негативная тенденция к дальнейшему снижению этой доли из-за выработки именно активных запасов. <…>

Доля низкорентабельных запасов нефти возросла с 36% до 55%. Разведанные запасы нефти за 1997–2000 годы сократились на 613 млн. тонн, а в Западной Сибири – на 528 млн. тонн. /4,5 и 3,9 млрд. баррелей соответственно, плюс 2,2 млрд. баррелей сокращения с 2001-го по 2010 г. – автор/ <…> Дебит нефтяных скважин за 10 лет снизился в Западной Сибири более чем в 10 раз, а по России – в 5 раз. Более 70% запасов нефти находятся в диапазоне низких дебитов скважин (от 10 до 25 тонн/сутки) и на грани «нулевой» рентабельности. Доля запасов с выработанностью более 80% превышает четверть разрабатываемых запасов… <…>

Основные приросты запасов нефти были получены в основном за счет доразведки открытых нефтяных залежей, а также перевода запасов нефти, ранее оцененных, – в разведанные. /Выделено автором/. Ввод новых производственных мощностей сократился в 2–5 раз».(РосБизнесКонсалтинг. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.rbc.ru/reviews/petroleum/310504/9.shtml)

Итак, в 2001–2011 гг. ситуация с запасами нефти в мире продолжала ухудшаться. Люди выкачивали нефти всё больше и больше, а находили взамен – всё меньше и меньше.

Причем, наиболее интенсивно человечество продолжало добывать именно легкую нефть, найденную в прошлом столетии, неуклонно истощая ее наиболее доступные и качественные запасы. А пополняло свои резервы в основном нефтью тяжелой, для извлечения, переработки и транспортировки которой требуется намного больше энергозатрат. В том числе – затрат энергии, полученной из более рентабельной «легкой» нефти.

Круг замкнулся…

На взгляд автора, всё это в точности соответствует «стандартному» сценарию поведения системы «население – капитал», рассчитанному группой Медоуза в далеком 1972 году:

«Когда цены на ресурсы начинают расти, а их месторождения истощаться, становится необходимым использование всевозрастающих объемов капитала в ресурсных отраслях, в результате чего уменьшается доля, идущая на инвестирование и обеспечение роста в других отраслях».

(Медоуз Д. Пределы роста. – М.: МГУ. 1991).

Именно так всё и происходит. Отрасль, которая обеспечивает мировое хозяйство ключевым для него энергоресурсом, требует всё больших и больших объемов капитала. Причем, капитала «физического» – реальных затрат энергии, труда, вещества... Потому что взамен «легкой» нефти, которую прежде добывали из уникальных и доступных месторождений, открытых в 1940–70-х годах, теперь приходится добывать нефть всё более «тяжелую». С помощью сверхглубоких скважин; из глубины океана; из множества мелких залежей; применяя дорогостоящие методы увеличения нефтеотдачи опустевших месторождений; из битумных песков и нефтеносных сланцев (о которых речь еще впереди)…

Что дальше? Шельф полярных морей?..

Не потому ли, несмотря на продолжающийся рост энергопотребления (рис. 7), экономика многих стран никак не может выйти из кризиса, в целом ряде отраслей идет сокращение производства, а государства сворачивают свои социальные программы?

Рис. 7. Мировое потребления энергии в млрд. т нефтяного эквивалента (т. н. э.) (по данным BP).

(Источник: Николай Подлевских, Начальник Аналитического отдела ИК “ЦЕРИХ Кэпитал Менеджмент”. Тенденции энергетики. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://analytics.zerich.ru/upload/iblock/cab/tend2011.pdf)

На сколько же еще лет хватит нефти, чтобы поддерживать систему современной цивилизации? Систему, одним из обязательных компонентов которой является РОСТ – желанный рост производства материальных благ и их потребления цивилизованными людьми.

Попробуем разобраться».

Продолжение следует

hippy-end.livejournal.com

ГК «ССТ» снижает энергозатраты при добыче высоковязкой нефти на 50 %

16 Сентября 2016

Группа компаний «Специальные системы и технологии» разработала систему для подогрева скважин на основе уникального нагревательного элемента, которая позволяет вдвое снизить потребление электроэнергии при добыче высоковязкой нефти.

Группа компаний «Специальные системы и технологии» (ГК «ССТ»), крупнейший в России и один из крупнейших в мире производителей нагревательных кабелей и систем электрообогрева, представляет свою новую разработку для повышения эффективности добычи нефти с высоким содержанием асфальтеновых смол и парафинов.

Учитывая сокращение российских запасов легких и средних нефтей, а также прогнозируемый рост добычи высоковязкой нефти с большим количеством примесей, новинка ГК «ССТ» представляет собой актуальное решение для нефтедобывающего комплекса. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), возникающие при добыче высоковязкой нефти, сужают проходное сечение колонн насосно-компрессорных труб (НКТ), образуя парафиновые пробки. АСПО также затрудняют добычу из «старых» скважин с пониженным дебитом. Образование АСПО приводит к увеличению гидравлического сопротивления, уменьшению производительности скважинного фонда и ускоряет износ подземного и насосного оборудования.

Новая разработка ГК «ССТ», получившая название «Stream TracerTM» (комплектное устройство индукционно резистивного электрообогрева), защищает нефтяные скважины от образования АСПО. Комплекс Stream TracerTM обеспечивает поддержание температуры добываемой нефти выше критического уровня, что препятствует образованию АСПО на стенках НКТ. Помимо этого, в результате нагрева извлекаемая нефть становится менее вязкой, что снижает энергозатраты на ее добычу.

«Сердцем» нового комплекса является специальный гибкий самонесущий скин-нагреватель, который имеет зоны повышенной и пониженной мощности, что позволяет существенно снизить энергопотребление системы обогрева скважины. Специалисты ГК «ССТ» первыми в мире разработали и запатентовали решение по подогреву нефти в скважинах таким нагревательным элементом. Разработка уникального нагревательного кабеля с переменной по длине мощностью стала первой фазой создания готового решения, которое не требует отвлечения дополнительных ресурсов заказчиков.

Разработанное в ГК «ССТ» решение представляет собой передвижной комплекс на базе грузового автомобиля повышенной проходимости. В перечень оборудования такого модуля входят: нагревательный кабель для обогрева скважин, силовой трансформатор, станция управления нагревом, а также мобильный комплекс для установки, наладки и монтажа нагревательного кабеля.

Применение комплекса Stream TracerTM увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины и повышает эффективность использования энергоресурсов. Таким образом, новая разработка ГК «ССТ» позволяет снизить затраты на эксплуатацию скважины и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.

Опытно-промышленные испытания комплекса на Казаковском месторождении ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь» подтвердили эффективность и надежность всех элементов системы. Комплекс Stream TracerTM обеспечил увеличение температуры добываемой нефти на уровне устья и стабильный дебит скважины. При этом энергопотребление комплекса Stream TracerTM для поддержания оптимальной температуры нефти уменьшилось на 47% по сравнению с системами подогрева на основе нагревателя постоянной мощности.

«Мы использовали многолетний опыт работы с нефтедобывающими компаниями и нашу уникальную экспертизу в области электрообогрева для решения проблемы образования АСПО. Разработанный нашими специалистами комплекс позволяет вести эксплуатацию осложненных парафинами и другими примесями нефтяных скважин и увеличить их межремонтный период. Уникальный кабельный самонесущий скин нагреватель с изменяемой по длине мощностью успешно решает проблему образования АСПО без неоправданно высокого расхода электроэнергии», - отметил генеральный директор ГК «ССТ» Михаил Струпинский.

sst.ru

EROEI "сланцевой" нефти на примере месторождения Баккен в США: mirvn

Данная статья была написана для "Однако" в декабре совместно с Александром Собко (obkos) и являлась примерной оценкой EROEI для Баккена. Пусть полежит тут. Что-то мы не учитывали из-за незначительности факторов, что-то взяли по худшим параметрам (чтобы не получать оптимистичную оценку, а приближенную к реальности), но в целом всё верно и наши последующие исследования вопроса лишь подтверждают этот результат (может, лишь с небольшим снижением полученного EROEI_на_устье) - на днях будут опубликованы продолжения этой статьи с углублением, уточнением и дополнительной информацией, а ряд информации и выводов из этой статьи вообще пересмотрен в лучшую сторону (что-то в худшую).

   Вопросы экономической рентабельности сланцевой добычи — популярная тема для обсуждения. Но для развития человечества необходима не прибыль, а энергия. Важно, чтобы для получения самих энергетических ресурсов этой самой энергии тратилось не так уж много. Предлагаем оценку энергетической рентабельности сланцевой добычи.

Не секрет, что разработка сланцевых запасов в некоторых случаях определяется не только экономическими, но и политическими соображениями. Польша, Китай, некоторые другие страны, несмотря на более чем скромные успехи и сомнительную экономическую рентабельность, по-прежнему стремятся развить у себя подобную добычу энергоресурсов. В США вроде бы экономика добычи сланцевых запасов пока положительная, но и здесь долларовая накачка помогла ускорить темпы развития сланцевой отрасли.

Так или иначе, экономические перекосы в наше время не редкость, и в производстве энергоресурсов (где велика геополитическая составляющая) это встречается сплошь и рядом. Но деньги сами по себе не так важны, ведь основное назначение добычи углеводородов — получать энергию, а не деньги. Поэтому тем важнее проводить оценки энергетической рентабельности добычи (EROEI или Energy Return on Energy Investment) — какое количество энергии нужно затратить, чтобы получить единицу «новой» энергии в виде сланцевых нефти или газа.

Часто бытует мнение, что сланцевая добыча энергетически нерентабельна — то есть на получение сланцевых нефти и газа приходится потратить сопоставимый объём энергии. На самом деле приемлемый уровень энергорентабельности для любой добычи ископаемых энергоресурсов, как считается, находится в районе пяти — то есть, затратив одну единицу энергии, мы получим 5 единиц на выходе. Если же выход энергии меньше, то уже могут начаться проблемы. Это связано с тем, что самые разнообразные косвенные расходы по транспортировке и конвертации энергии для конечного потребителя также съедают часть энергии.

Расходы на добычу — это расходы на дизтопливо

Для сланцевой нефти, как известно, важную роль играет интенсивное бурение скважин. Буровые машины работают на дизельном топливе, поэтому расходы на «дизель» — это ключевая графа в энергозатратах при бурении на сланцевую нефть или газ. Да и транспортировка оборудования — это тоже работа грузовиков. Есть и другие затраты, хотя их доля невелика, — об этом ниже.

А пока — модельный пример, чтобы описать суть. Допустим, вы смонтировали буровую и хотите пробурить скважину и добыть нефть. На бурение и ввод скважины истратили 100 тонн дизельного топлива и потом добыли 2000 тонн нефти. Получается, что 5% от добычи вы потратили на саму добычу и ваша «полезная» добыча — 1900 тонн нефти. Коэффициент EROEI как раз и определяет это соотношение и записывается с помощью перевода тонн дизеля и нефти в энергетические единицы (джоули): EROEI = энергетическая добыча/энергетические расходы. В нашем примере это запишется примерно так: 82 тераджоуля/4,1 тераджоуль, то есть EROEI = 20. Если же вы потратите 100 тонн дизеля и добудете 100 тонн нефти, то полезной добычи не будет, EROEI = 1 (4,1/4,1), и такую нефть лучше вообще не добывать. Для наглядности лучше использовать доли в процентах. В первом случае 100% — вся добыча и 5% — расходы (95% полезной добычи), во втором 100% — добыча и 100% — расходы (0% полезной добычи).

EROEI можно считать по-разному. Можно на скважине — то есть в расходах учитывать только расходы на добычу. Можно считать EROEI у потребителя — в этом случае добавятся расходы на инфраструктуру месторождения, транспорт нефти и нефтепереработку.

Мы попробовали оценить EROEI сланцевой нефти на скважине — так как именно на этом этапе и находятся основные отличия от «традиционной» добычи.

И взяли для примера американское месторождение Bakken, расположенное в Северной Дакоте. Американские статистические ведомства предоставляют достаточно точную информацию по затратам топлива в каждом штате. В какой-то момент, одновременно с ростом сланцевой добычи, началось и увеличение спроса на дизтопливо в Северной Дакоте. Кроме того, зная затраты труб и цемента на скважину (250 и до 600 тонн), а также энергетические затраты на производство стали и цемента (21 и 3,4 ГДж на тонну), можно оценить и энергозатраты на эти компоненты. Анализировался 2011 год, так как пока только для него есть все необходимые данные.

Ещё один важный момент. В 2011 году было пробурено около 1000 скважин, расходы на них — в знаменателе. Но в числителе — не полученная за 2011 год энергия (в виде нефти) от всех новых и старых скважин, а накопленная добыча — ожидаемая добыча нефти за всё время жизни этих 1000 скважин.

Это важно: если мы возьмём данные по производительности в текущем году, то исказим картину. Данные по накопленной добыче в различных источниках несколько отличаются, поэтому мы специально взяли оценку, ближе к минимальной (260 тыс. баррелей на скважину), чтобы случайно не завысить значение EROEI. И вот что у нас получилось:

Числитель — накопленная за всё время жизни добыча пробурённых в 2011 году скважин (260'000'000 баррелей). То есть в числителе добыча для скважин, пробурённых за год (1000 шт.), в знаменателе — все энергетические расходы на эту самую добычу (ввод 1000 скважин). Подавляющая доля расходов — это дизтопливо (86%).

Разделив 1560 на 55 получим EROEI = 28 (то есть соотношение 28 к 1), что означает: на единицу энергетических затрат пришлось 28 единиц энергетического дохода. Если перевести в доли: от 100% добытой энергии 3,6% (100/28) пошло на саму добычу.

Для сравнения, на волне запуска лучших месторождений в конце XIX — первой половине XX века EROEI добычи превышал 100. Фактически энергозатратами на саму добычу можно было пренебречь. Ещё бы — пробурил скважину — получил нефтяной фонтан. Но сейчас ситуация изменилась. Хороших месторождений почти не осталось. На истощённых старых традиционных месторождениях — вовсю бурятся горизонтальные скважины и применяется гидроразрыв, как и при сланцевой добыче. То есть каких-то качественных отличий от сланцевой нет, и потому EROEI на старых традиционных месторождениях не будет сильно отличаться от EROEI «сланца».

Так или иначе, EROEI = 28 — это очень хороший показатель. И строго говоря, — не так важно EROEI = 28 или 100 (1% или 3,6% энергии тратятся на добычу). Только на нефтепереработку нужно 10% от полученной энергии. То есть расходы, например, на добычу + нефтепереработку для традиционного месторождения составят 11%, для нетрадиционного — 13,5%.

Да, конечно, что-то мы могли не учесть в своих расчётах. Но принципиально это ситуацию не изменит, пусть даже EROEI у скважины составит 20. Основное — особенности темпов бурения и качество запасов — учтены.

Насколько традиционные месторождения лучше?

Всё это выглядит настолько оптимистично для сланцевой нефти, что, конечно, захотелось себя перепроверить. Каким образом? Логично это сделать путём сравнения с традиционными месторождениями. То есть оценить, сколько скважин бурится на «обычных» месторождениях и какую добычу они обеспечивают. К сожалению, подробных данных по обычным месторождениям мало. Но кое-что удалось найти.

Вот оценки по двум гигантским месторождениям. Заметим сразу, что это — лучшее, что есть (точнее, было на планете) по качеству запасов, а месторождения такие в мире в общем-то на счёт. Это Прадхо-Бей на Аляске или же российский Самотлор. На Самотлоре за 40 лет добыто около 18 млрд баррелей и пробурено 18 тысяч скважин, то есть около миллиона баррелей на скважину, на Прадхо-Бей ситуация похожая. То есть на Самотлоре и Прадхо-Бей средняя скважина выдала около 1 млн баррелей за всю историю эксплуатации. Ясно, что сначала качество запасов было лучше, потом — хуже.

А что со сланцевой нефтью? Средняя накопленная добыча для скважины Баккена составляет 250–400 тысяч баррелей (по разным данным) за всё время эксплуатации.

То есть самый важный параметр — накопленная добыча — отличается лишь в 2,5–4 раза. Соответственно и бурить надо в 2,5–4 раза больше. Для тех же результатов. Но и сами скважины в 2 раза длиннее (3 км вниз + 3 км горизонтального ствола). Ещё одна деталь, связанная с накопленной добычей. Сланцевую добычу часто критикуют из-за быстрого падения дебитов (производительности) скважин. Но, строго говоря, это не так важно. Важна именно накопленная добыча за всё время жизни скважины, а какова была динамика этой добычи — падала ли она быстро с высоких значений или медленно с низких — не имеет никакого значения.

Но новых супергигантов уже нет. И если тот же Прадхо-Бей на Аляске в начале своей разработки (1980-е годы) давал 1,6 млн баррелей нефти в день, то сейчас — всего 0,2 млн баррелей. Не исключено, что новые традиционные месторождения «попроще» будут показывать и худшую накопленную добычу. А на старых качественных, но истощённых месторождениях приходится применять всё тот же гидроразрыв и горизонтальное бурение. Для примера: горизонтальный ствол уже перестал быть экзотикой для месторождений России, а, например, «Роснефть» на гигантском и старом (разрабатывается с 1981 г.) месторождении «Приобское» вводит всё новые скважины с ГРП. И это без учёта того, что эти месторождения находятся в труднодоступных условиях. И когда наши нефтяные компании рапортуют о низкой себестоимости добываемой нефти даже на старых месторождениях (хотя и она уже растёт), нужно понимать, что значительная часть капитальных затрат — это советское наследство.

Означает ли это, что наши запасы в результате не имеют никакого преимущества перед, скажем, американскими?

И да, и нет.

Главный вопрос — велики ли запасы сланцевой нефти?

С одной стороны, наше конкурентное преимущество действительно снижается. На старых месторождениях — ситуация по затратам близка к «сланцевой» добыче. А для разработки новых удалённых месторождений нужны огромные инвестиции для освоения (а это и экономическая, и энергетическая рентабельность), даже если собственно бурения там меньше. Плюс расходы на доставку. А у сланцевой нефти, как мы видим, с энергорентабельностью пока не всё так плохо.

Но со сланцевой нефтью есть ещё одна деталь. Пока в США всего два таких (где добыча оправдана) гигантских нетрадиционных месторождения нефти — Bakken и Eagle Ford. И всё. При этом высокая степень геологической изученности в Соединённых Штатах говорит в пользу того, что новых таких открытий уже не будет. Другое дело, что на самом месторождении Bakken есть несколько пластов. И если несколько лет назад основная добыча шла с пласта «Средний Bakken», то сегодня почти треть новых скважин с верхнего пласта Three Forks (а всего их там 7).

Хотя формация и называется «сланцевой», она содержит много пластов, и сланцы — лишь два из них. Ещё 7 являются несланцевыми (напр. песчаники, доломиты). Именно оттуда нефть и добывается, поэтому нефть Bakken и Eagle Ford — строго говоря, не сланцевая, этот термин мы используем, как наиболее распространённый. А нетрадиционной она зовётся из-за того, что коллектор (твёрдая нефтеносная порода) плохо пропускает через себя нефть. Более точный и удобный термин для неё — нефть низкопроницаемых коллекторов.

Вот, кстати, как примерно выглядит «план» по разбуриванию этого месторождения.

Сланцевая формация Bakken. Размер каждого квадратика = 1,6 × 1,6 километра. Чёрные линии — стволы скважин. Теперь можно представить распределение скважин (одна/две на 5,1 квадратных километра) и их длину (3 километра).

Что с месторождениями сланцевой нефти в мире — остаётся вопросом. И от этого во многом зависит, каким будет нефтяное предложение в ближайшие десятилетия.

Формат "Однако" не способствует разглагольствованию и углублению в нюансы, поэтому в статье опущен ряд важностей, которые тем не менее, были обдуманы и просчитаны. Чтобы читатели могли сами понять методику и лично разобраться что к чему, озвучим кое-что.

для начала о подсчёте EROEI.

Методика подсчёта проста как валенок. Для начала я поясню для простоты на примере одной скважины, а потом как мы конкретно считали.

1. Бурится скважина. На это тратят X джоулей дизеля - буровая работает на дизеле.2. В процессе бурения запихиваются стальные трубы (колонны) и потом НКТ - сталь, материал очень энергоёмкий. Добавляем к джоулям дизеля буровой джоули на выплавку необходимой стали.3. Также, в процессе туда запихивается куча цемента. Цемент менее энергоёмкий в производстве, но всё равно его надо учесть. Плюсуем джоули на производство цемента.4. Потом плюсуем джоули на ГРП и эксплуатацию - подъём нефти с глубины 3 км.

В итоге мы получим основные энергетические расходы на ввод одной скважины

Теперь о доходах. Энергетические доходы - это вся нефть, которую добудет скважина за свою жизнь. Т.н. "накопленная добыча". Разделив доходы на расходы - получим EROEI на устье, т.е. EROEI добычи. Далее, по желанию, можно плюсовать другие расходы - транспорт, переработка и т.п. и получить EROEI у потребителя, однако последние стадии не зависят от того, традиционная ваша нефть или нет, а т.к. нам были интересны непосредственно отличия в максимально чистом виде, мы не стали считать расходы после скважины (различия между трад. и нетрад. нивелируются потом). Кому интересно - могут посчитать.

Надеюсь методика понятна.

Как считали мы. Расходов дизеля на буровую нам не найти, да и не заморачивались. Зато найти параметр "потребление дизельного топлива индустриальным сектором Северной Дакоты [Баккен]". Понятно, что не всё потребление дизеля северной дакоты - это Баккен. Поэтому вычли капелюську оттуда (8%) и постулировали, что оставшиеся 92% - потребление всей нефтянки северной дакоты. Не стали пытаться вычленять из этого дизеля расходы именно на буровые и записали их в п.1 примера выше, т.е. в дизель на бурение скважин и перевели его в джоули.

Но: EIA даёт этот параметр сразу за год, это означает, что надо перейти от одной скважины мысленного примера ко всем скважинам пробуренным за год. Т.е. нефтянка сожрала за год сколько-то дизеля и за год же пробурила сколько-то скважин. Число пробуренных скважин в 2011-м известно - около 1000. Поэтому к дизелю плюсуем сталь и цемент на годовой ввод скважин.

Итого:годовой дизель дакоты+(сталь и цемент на одну скважину)*1000 = энергетические расходы на ввод 1000 скважин.

Каков же энергетический доход? Накопленная добыча этих 1000 скважин за всю свою жизнь.

Разделив доходы на расходы, получили 28,5.

Как видно, мы не учитывали ГРП и расходы на подъём нефти. Сразу ответим на этот вопрос. Дело в том, что параметр "потребление дизеля нефтянки сев. дак." содержит, конечно, не только расходы на бурение, а ещё на огромную кучу других дел. В т.ч. эксплуатацию других тысяч и тысяч скважин. Т.е. в "дизеле на бурение (п.1)" на самом деле ещё траты на эксплуатацию тысяч скважин (которые были пробурены ранее 2011-го). А мы тут жмёмся из-за небольшой тысячи 2011-го. Во-вторых, порядок величины эксплуатации можно оценить через изменение потенциальной энергии нефти при подъёме с глубины в 3 км. Ведь именно это основная трата на эксплуатацию. Поднять 1 кг нефти с глубины 3 км - это 30 кДж. удельная теплота сгорания нефти - 42 МДж. Т.е. величины - несопоставимые по масштабу.

Ну а ГРП - это вообще ниачём. фуры и насосы на дизеле (который уже учтён), закачивают воду с песком ну и реагентов немного. Поэтому можно на ГРП с чистой душой списать перерасход энергии в п.1, когда у нас весь дезель якобы шёл на бурение (можно даже добавить в энергетические расходы потребление дизеля транспортным сектором дакоты, суть не изменится)

Вообще, почти все расходы - это дизель. следующей идут 250 тонн стали на скважину (попросили подсчитать буровиков Баккена) и потом 600 тонн цемента (вообще, конечно, меньше, но мы решили не жмотиться и переборщить цемента в скважину и взять очень плохой вариант). На фоне этого видно, что ГРП и эксплуатация - вообще ниачём.

Далее, накопленная добыча скважин. Тут тоже оказалось много интересного. Ну во-первых, забываем про кривую добычи на баккене. Форма кривой добычи принципиально никак не может повлиять на EROEI. посмотрите на формулу для EROEI и убедитесь в этом. Резко она падает или медленно - пофиг. Важно сколько она добыла за свою жизнь. Мы решили и опереться на чужие данные и подсчитать сами. Чужие данные рознятся 250'000 баррелей до 500'000 в известном OGJ.

Обратив внимание на кривую добычи для среднестатистической скважины Баккена, заметили, что, например, вот эта кривая:

это очень хорошая кривая, почти что средняя Самотлора (1'000'000). Такая скважина даст 700'000 баррелей за свою жизнь. Т.е. в числитель EROEI самотлорской скважины пойдут джоули для миллиона баррелей нефти, в числитель скважины баккена - джоули для 700 тыс. Т.е. разница совсем небольшая. Это как раз пример того, что темпы падения сами по себе ничего не значат.

Ещё известная кривая для баккена вот эта:

Типа такой накопит под 300'000-350'000 баррелей за жизнь.

Есть и такие:

Самые медленные темпы падения, все должны быть счастливы! Но... скважина с такой кривой добудет совсем смешные цифры. Т.е. кривые все разные и хоть по сути похожи (везде резкие падения), дадут совершенно различно нефти и EROEI. В итоге мы решили этот вопрос по косвенным данным - зная месячный ввод добычи в баррелях и месячный ввод скважин на баккене, можно определить, что реальная кривая - график №2.

ну и второй набор косвенных данных, который тоже подвёл ко второму графику:

найдено по наводке Mikhail_T, но ни наводку ни ссылку на отчёт я не найду. всё, что есть - пдфка на винте.

Вообще, по кривой вроде №2 есть разные оценки, мы взяли самые плохие - менее 300'000 баррелей. И эта цифра в джоулях пошла в числитель EROEI.

Вывод1:

если сравнивать традиционную нефть и нефть низкопроницаемых коллекторов (Баккен), то логично для качественной оценки сделать такое разбиение:

1. новое хорошее традиционное месторождение - вертикальные скважины, отсутствие ГРП, накопленная - сильно более 1'000'000.

2. Старое плохое традиционное - горизонтальные скважины, ГРП, накопленная меньше 1'000'000

3. Низкопроницаемые коллекторы (Баккен, игл-форд) - горизонтальные скважины, ГРП, накопленная меньше 1'000'000

т.е. сравнивать с традиционной нефтью баккен некорректно, т.к. она очень разная. Баккен сильно хуже той нефти, которой сегодня уже нет (ну кое-где есть, но не в США). И такой же как та, которая есть. И обвинять пиндосов в том, что они такие дебилы добывают плохую нефть - маразм. Хотите предложить им добывать ту нефть, которой нет? Ну а та традиционная, которая есть... Так Баккен мб даже лучше её. Поэтому пиндосы с гиканьем и улюлюканьем перебежали на нетрадиционный коллектор с еле сочащихся скважин традиционных месторождений. На которых им точно также приходилось делать ГРП и бурить горизонтальные стволы.

Вывод2:

Некорректно смотреть на отличия EROEI трад. и нетрад. в относительных цифрах. Надо смотреть и в разах и в разнице. На добычу 28 джоулей на баккене тратится 1 джоуль. Т.е. если 100% - вся добыча, то 3,5% было затрачено на неё же. Допустим EROEI традиционного лучше в миллион раз Баккена и тогда на 100% добычи потратится 0,0000035%. Казалось бы, миллион раз! а разница - всего 3,5% (3,5% минус 0,0000035%). Можете взять миллиард раз и получите те же 3,5%. Поэтому надо смотреть ещё и на сколько они вырасли, а не во сколько раз. Мы считаем 3.5% - очень незначительной цифрой и потому сланцы имеют хорошую энергетическую рентабельность. Да, в разы/десяток раз хуже хороших традиционных, но всё равно хорошую (3.5% тратится на саму добычу)

Вывод3:

Можно узнать насколько больше нетрадиционный коллектор надо бурить. 1. накопленная добыча меньше в 3 раза традиционного. Т.е. для той же добычи, скважин надо бурить в 3 раза больше (в штуках). Если мыслить проходкой (т.е. единицами длины), то бурить надо в 6 раз больше (3*2), т.к. после нескольких километров вертикального ствола надо ещё 3 км горизонтального ствола. Т.е. скважина требуется в 2 раза длиннее.

Вывод4:

EROEI в разных местах будет разным в зависимости от методики. когда нефть вышла из скважины - одним, у потребителя - другим. Если считать рентабельность нефтей у потребителя, то разница между трад. и нетрад. будет сглажена, т.к. обоим придётся проходить одинаковые процедуры после выхода из скважины. В "разах" отрыв сократится с десятка раз до 1,25, в разнице так и останется - 3,5%. При прочих равных. Что вам не придётся подогревать нефтепроводы на самотлоре и аляске и тащить оттуда нефть 3000 км до мест потребления.

Обратите внимание, мы брали довольно плохие данные. По добыче, цементу и дизелю. Т.е. 28,5 - это не верхняя оценка, это средненькая оценка.

mirvn.livejournal.com

Новая разработка ГК «ССТ» снижает энергозатраты при добыче высоковязкой нефти на 50%

 

      Группа компаний «Специальные системы и технологии» (ГК «ССТ»), крупнейший в России и один из крупнейших в мире производителей нагревательных кабелей и систем электрообогрева, представляет свою новую разработку для повышения эффективности добычи нефти с высоким содержанием асфальтеновых смол и парафинов.

      Учитывая сокращение российских запасов легких и средних нефтей, а также прогнозируемый рост добычи высоковязкой нефти с большим количеством примесей, новинка ГК «ССТ» представляет собой актуальное решение для нефтедобывающего комплекса. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), возникающие при добыче высоковязкой нефти, сужают проходное сечение колонн насосно-компрессорных труб (НКТ), образуя парафиновые пробки. АСПО также затрудняют добычу из «старых» скважин с пониженным дебитом. Образование АСПО приводит к увеличению гидравлического сопротивления, уменьшению производительности скважинного фонда и ускоряет износ подземного и насосного оборудования.

      Новая разработка ГК «ССТ», получившая название «Комплектное устройство индукционно‑резистивного электрообогрева промышленное» (КУИРЭП), защищает нефтяные скважины от образования АСПО. Комплекс КУИРЭП обеспечивает поддержание температуры добываемой нефти выше критического уровня, что препятствует образованию АСПО на стенках НКТ. Помимо этого, в результате нагрева извлекаемая нефть становится менее вязкой, что снижает энергозатраты на ее добычу.

      «Сердцем» нового комплекса является специальный гибкий самонесущий скин-нагреватель, который имеет зоны повышенной и пониженной мощности, что позволяет существенно снизить энергопотребление системы обогрева скважины. Специалисты ГК «ССТ» первыми в мире разработали и запатентовали решение по подогреву нефти в скважинах таким нагревательным элементом. Разработка уникального нагревательного кабеля с переменной по длине мощностью стала первой фазой создания готового решения, которое не требует отвлечения дополнительных ресурсов заказчиков.

      Разработанное в ГК «ССТ» решение представляет собой передвижной комплекс на базе грузового автомобиля повышенной проходимости. В перечень оборудования такого модуля входят: нагревательный кабель для обогрева скважин, силовой трансформатор, станция управления нагревом, а также мобильный комплекс для установки, наладки и монтажа нагревательного кабеля.

      Применение комплекса КУИРЭП увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины и повышает эффективность использования энергоресурсов. Таким образом, новая разработка ГК «ССТ» позволяет снизить затраты на эксплуатацию скважины и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.

      Опытно-промышленные испытания комплекса на Казаковском месторождении ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь» подтвердили эффективность и надежность всех элементов системы. Комплекс КУИРЭП обеспечил увеличение температуры добываемой нефти на уровне устья и стабильный дебит скважины. При этом энергопотребление комплекса КУИРЭП для поддержания оптимальной температуры нефти уменьшилось на 47% по сравнению с системами подогрева на основе нагревателя постоянной мощности.

      «Мы использовали многолетний опыт работы с нефтедобывающими компаниями и нашу уникальную экспертизу в области электрообогрева для решения проблемы образования АСПО. Разработанный нашими специалистами комплекс позволяет вести эксплуатацию осложненных парафинами и другими примесями нефтяных скважин и увеличить их межремонтный период. Уникальный кабельный самонесущий скин‑нагреватель с изменяемой по длине мощностью успешно решает проблему образования АСПО без неоправданно высокого расхода электроэнергии», - отметил генеральный директор ГК «ССТ» Михаил Струпинский.

 

sst-em.ru

ГК «ССТ» снижает энергозатраты при добыче высоковязкой нефти на 50%

Группа компаний «Специальные системы и технологии» разработала систему для подогрева скважин на основе уникального нагревательного элемента, которая позволяет вдвое снизить потребление электроэнергии при добыче высоковязкой нефти.

Группа компаний «Специальные системы и технологии» (ГК «ССТ»), крупнейший в России и один из крупнейших в мире производителей нагревательных кабелей и систем электрообогрева, представляет свою новую разработку для повышения эффективности добычи нефти с высоким содержанием асфальтеновых смол и парафинов.

Учитывая сокращение российских запасов легких и средних нефтей, а также прогнозируемый рост добычи высоковязкой нефти с большим количеством примесей, новинка ГК «ССТ» представляет собой актуальное решение для нефтедобывающего комплекса. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), возникающие при добыче высоковязкой нефти, сужают проходное сечение колонн насосно-компрессорных труб (НКТ), образуя парафиновые пробки. АСПО также затрудняют добычу из «старых» скважин с пониженным дебитом. Образование АСПО приводит к увеличению гидравлического сопротивления, уменьшению производительности скважинного фонда и ускоряет износ подземного и насосного оборудования.

Новая разработка ГК «ССТ», получившая название «Комплектное устройство индукционно резистивного электрообогрева промышленное» (КУИРЭП), защищает нефтяные скважины от образования АСПО. Комплекс КУИРЭП обеспечивает поддержание температуры добываемой нефти выше критического уровня, что препятствует образованию АСПО на стенках НКТ. Помимо этого, в результате нагрева извлекаемая нефть становится менее вязкой, что снижает энергозатраты на ее добычу.

«Сердцем» нового комплекса является специальный гибкий самонесущий скин-нагреватель, который имеет зоны повышенной и пониженной мощности, что позволяет существенно снизить энергопотребление системы обогрева скважины. Специалисты ГК «ССТ» первыми в мире разработали и запатентовали решение по подогреву нефти в скважинах таким нагревательным элементом. Разработка уникального нагревательного кабеля с переменной по длине мощностью стала первой фазой создания готового решения, которое не требует отвлечения дополнительных ресурсов заказчиков.

Разработанное в ГК «ССТ» решение представляет собой передвижной комплекс на базе грузового автомобиля повышенной проходимости. В перечень оборудования такого модуля входят: нагревательный кабель для обогрева скважин, силовой трансформатор, станция управления нагревом, а также мобильный комплекс для установки, наладки и монтажа нагревательного кабеля.

Применение комплекса КУИРЭП увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины и повышает эффективность использования энергоресурсов. Таким образом, новая разработка ГК «ССТ» позволяет снизить затраты на эксплуатацию скважины и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.

Опытно-промышленные испытания комплекса на Казаковском месторождении ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь» подтвердили эффективность и надежность всех элементов системы. Комплекс КУИРЭП обеспечил увеличение температуры добываемой нефти на уровне устья и стабильный дебит скважины. При этом энергопотребление комплекса КУИРЭП для поддержания оптимальной температуры нефти уменьшилось на 47% по сравнению с системами подогрева на основе нагревателя постоянной мощности.

«Мы использовали многолетний опыт работы с нефтедобывающими компаниями и нашу уникальную экспертизу в области электрообогрева для решения проблемы образования АСПО. Разработанный нашими специалистами комплекс позволяет вести эксплуатацию осложненных парафинами и другими примесями нефтяных скважин и увеличить их межремонтный период. Уникальный кабельный самонесущий скин нагреватель с изменяемой по длине мощностью успешно решает проблему образования АСПО без неоправданно высокого расхода электроэнергии», — отметил генеральный директор ГК «ССТ» Михаил Струпинский.

www.teplodor.ru