автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Электротехнические комплексы на основе скважинных электротермических устройств для теплового воздействия на пласты высоковязкой нефти

/

На правах рукописи

БАТАБВ Сергей Николаевич

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ

НА ОСНОВЕ СКВАЖИННЫХ ЭЛЕКТРОТЕРМИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ

ДЛЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТЫ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические

комплексы и системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2005

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель -доктор технических наук, профессор

Загривный Эдуард Анатольевич Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Дресвин Сергей Вячеславович кандидат технических наук, доцент

Соловьев Виктор Сергеевич

Ведущее предприятие - институт «ПЕЧОРНИ-ПИНЕФТЬ» филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Защита диссертации состоится 29 декабря 2005 г. в 14 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.07 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.7212.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д.т.н., профессор

С.Л.ИВАНОВ

и5то

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время особую важность приобретает рациональное освоение широко распространенных залежей тяжелых высоковязких нефтей (ВВН), разведанные запасы которых достигают 700 млрд.т. Крупнейшие из них находятся в Канаде -300 млрд.т., в Венесуэле -200 млрд.т., в США -25 млрд.т., в Российской Федерации -9 млрд.т.

В Северо-Западном регионе РФ доля разведанных запасов тяжёлых нефтей составляет более 50 %. На естественном режиме эксплуатации скважин нефтеотдача составляет 6-15%. Безальтернативными методами повышения нефтеотдачи пластов отечественными и зарубежными специалистами признаны термические воздействия на продуктивные пласты ВВН.

К недостаткам современных термических методов добычи ВВН можно отнести высокие материало- и капиталоёмкость теплоэнергетического оборудования, потери теплоты в распределительной трубопроводной системе и в скважине, а также снижение эффективности процесса из-за сжигания части добытой нефти или газа в парогенераторах и значительное ухудшение экологической обстановки в районах нефтедобычи. Охват месторождений методами термического воздействия на пласт составляет не более 6%.

Одним из перспективных направлений развития термических методов добычи является разработка забойных теплогенераторов. В Санкт-Петербургском государственном горном институте разработаны и запатентованы в РФ электротермические комплексы мощностью более 1000 кВт для термического воздействия на пласты ВВН, которые экспонировались на международных выставках в Брюсселе, Париже, Дюссельдорфе, Сеуле в 2001-2005 г.г. и отмечены Золотыми и Серебряными медалями. Анализу структуры этих комплексов и процессов, протекающих в них, посвящена настоящая работа.

Широкое применение скважинного электротермического оборудования в регионах с высокой электровооруженностью позволит снизить стоимость термических скважин, автоматизировать процесс термообработки, за счёт высокой манёвренности увеличить число добычных скважин и получить экологически чистые и ресурсосберегающие технологии термической добычи тяжёлых высоковязких нефтей.

Проведенные исследования базируются на работах отечественных и зарубежных учёных: ' И.М. Аметова,

Д.Г. Антониади, H.A. Байбакова, Ю.Н. Байдикова, Ж. Бурже, Г.Г. Вахитова, А.Р. Гарушева, Э.А. Загривного, М. Комбарну, С.П. Корсака, И.В. Кудинова, Б.Б. Кудряшова, С.С. Кутателадзе, B.C. Литвиненко, Я.З. Месенжника, М.А. Михеева, A.A. Молчанова, Ю.М. Парийского, Л.И. Рузина, Е.М. Симкина, М.А. Сургучёва, В.П. Табакова и других.

Цель работы. Повышение нефтеотдачи пластов, дебита скважин и экологической безопасности при добыче ВВН за счет применения скважинных электротермических устройств.

Идея работы. Создание скважинных электротермических устройств с номинальным напряжением 3-6 кВ мощностью свыше 1000 кВт, обеспечивающихся выбором конструктивных размеров межэлектродных промежутков, их количеством и удельным сопротивлением рабочей жидкости.

Основные задачи исследования:

1. Анализ существующих технологий термического воздействия на пласты ВВН.

2. Анализ процессов, протекающих в электрических котлах.

3. Составление расчётных схем и получение математических моделей скважинного электродного нагревателя (СЭН) и электропарогенератора (ЭПГ).

4. Лабораторные экспериментальные исследования.

5. Разработка методик определения основных параметров СЭН и ЭПГ.

Методы исследований. Для решения поставленных задач использованы методы теории цепей, термодинамики, математического моделирования, автоматического управления, лабораторные экспериментальные исследования.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и результатов обеспечивается выбором расчётных моделей исследуемых электротермических устройств для режимов, обеспечивающих пессимистические оценки удельного теплового потока, мощности и паропроизводительности при использовании принятых методов расчёта и моделирования.

Защищаемые научные положения: 1. Скважинные электродные нагреватели в стационарном режиме работы с давлением нагнетания теплоносителя в пласт до 12 МПа и номинальным напряжением 6 кВ с докритическими параметрами воды в межэлектродном объёме при давлении до 18 МПа и температурном напоре до 20°С могут реализовать при свободной конвекции пластовой жидкости удельный тепловой поток до 500 кВт/м2 и единичную мощность СЭН свыше 1000

кВт, а СЭН со сверхкритическими параметрами воды (по патенту РФ №2266401) при давлении до 40 МПа - тепловой поток и мощность на 30% выше, при этом СЭН могут обеспечить технологии теплового воздействия, энергетически эквивалентного нагнетанию пара с заданной сухостью, термогидродинамического воздействия (по патенту РФ №2046184) и импульсно-дозированного теплового воздействия.

2. Количество межэлектродных промежутков на интервале нагрева воды от начальной до температуры кипения в скважинном прямоточном электропарогенераторе может определяться по усреднённой зависимости удельного сопротивления котловой воды от температуры, а на интервале парообразования - по суммарной проводимости интервала, представленной суммой членов убывающей геометрической прогрессии.

3. Применение скважинных электронагревателей и электропарогенераторов позволит формировать добычные участки с одновременной термообработкой призабойных зон куста из 6-8 добычных скважин при питании от трансформатора мощностью 10-16 MB А по системе с эффективно заземлённой нейтралью и регулированием мощности СЭН индивидуальными тиристорными регуляторами, а мощности ЭПГ - регулированием подачи питающей воды.

Научная новизна работы состоит в получении аналитических зависимостей:

- теплового потока от электрических параметров СЭН при свободной конвекции нагреваемой жидкости в зоне продуктивного пласта;

- количества межэлектродных промежутков от заданной мощности, паропроизводительности ЭПГ и сухости пара на интервалах нагрева от начальной до температуры кипения и парообразования

Практическая значимость работы. Разработаны способ тепловой обработки призабойной зоны скважины (Патент РФ №2266401) и конструкция СЭН со сверхкритическими параметрами. Составлены математические модели и разработаны методики, алгоритм и программы определения основных параметров СЭН и ЭПГ. Разработана схема электроснабжения электротермического участка на основе исследуемых электротермических устройств.

Апробация работы. Основные результаты исследования докладывались на конференциях молодых учёных «Полезные ископаемые России и их освоение», проводимых в СПГТИ(ТУ) в 2003-2005 г.г. и на научном семинаре кафедры электротехники и

электромеханики СПГГИ(ТУ). Исследуемые устройства экспонировались и были удостоены медалей на различных международных выставках.

Личный вклад автора. Разработка математических моделей ЭПГ и СЭН. Разработка лабораторного макета СЭН и экспериментальные исследования. Исследование комплекса на основе СЭН и ЭПГ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 научных работ в периодических изданиях и в сборниках научных трудов, одна из которых - патент РФ.

Объём и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 114 страницах. Содержит 35 рисунков, 11 таблиц, список литературы из 78 наименований и 2 приложения. Общий объем работы 120 страниц.

Во введении сформулирована актуальность проблемы, её состояние в настоящее время, существующие трудности. Изложена суть поставленной научной задачи. Освещена степень разработанности данной проблемы.

В первой главе дан краткий критический обзор современных методов и технических средств повышения нефтеотдачи пластов ВВН. Сформулированы задачи исследований.

Во второй главе исследован скважинный электродный нагреватель. Выполнены анализ электрических и тепловых процессов, протекающих в нём, режимов работы, алгоритм и программа расчёта параметров, составлены расчётная схема и математическая модель, представлен примерный расчёт устройства.

В третьей главе исследован скважинный электропарогенератор. Разработаны расчётная схема, математическая модель, а также сделан примерный расчёт ЭПГ для условий Усинского месторождения.

В четвёртой главе представлены результаты лабораторных экспериментальных исследований. Приведены схема макета, методика измерений, анализ результатов.

В пятой главе представлен электротермический участок в составе силового трансформатора 10-16 МВА с обмотками 35110/6 кВ с эффективно заземлённой нейтралью обмоток низкого напряжения, воздушных линий и 6-8 электротермических комплексов на основе СЭН или ЭПГ. Приведена сравнительная технико-экономическая оценка эффективности комплекса.

Заключение содержит выводы по работе и рекомендации по применению результатов исследования.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ОТРАЖЕНЫ В СЛЕДУЮЩИХ ЗАЩИЩАЕМЫХ ПОЛОЖЕНИЯХ

1. Скважинные электродные нагреватели в стационарном режиме работы с давлением нагнетания теплоносителя в пласт до 12 МПа и номинальным напряжением 6 кВ с докритическими параметрами воды в межэлектродном объёме при давлении до 18 МПа и температурном напоре до 20°С могут реализовать при свободной конвекции пластовой жидкости удельный тепловой поток до 500 кВт/м2 и единичную мощность СЭН свыше 1000 кВт, а СЭН со сверхкритическими параметрами воды (по патенту РФ №2266401) при давлении до 40 МПа - тепловой поток и мощность на 30% выше, при этом СЭН могут обеспечить технологии теплового воздействия, энергетически эквивалентного нагнетанию пара с заданной сухостью, термогидродинамического воздействия (по патенту РФ №2046184) и импульсно-дозированного теплового воздействия.

Скважинный электродный нагреватель (Рис. 1а,в) представляет собой металлический корпус, заполненный токопроводящей жидкостью, с размещенными по оси корпуса электродами, собранными в чередующиеся пары. Верхние диски соединены с металлическим корпусом нагревателя, а нижние - закреплены на тоководе. Термостойкие изоляторы размещены в междисковых интервалах токовода и металлического корпуса нагревателя.

Тепловой поток рассматриваемого нагревателя в стацио-

1-корпус СЭН; 2-эксплуатационная колонна; 3-пластовая жидкость; 4-центральный токовод; 5-фазный электрод; 6-нулевой электрод; 7-стенка корпуса; 8-изоляторы; 9-рабочая жидкость

электрической и тепловой мощностей.

При анализе тепловых и электрических процессов принимаются следующие допущения и условия:

1. Нагреватель помещён в неограниченный объём нагреваемой в условиях свободной конвекции пластовой жидкости, что соответствует минимальному значению коэффициента теплоотдачи нагревателя. Поэтому полученные результаты по принятой расчётной схеме гарантируют достижение теплового потока не ниже расчетного при реализации известных технологий теплового воздействия на продуктивные пласты с ВВН.

2. Межэлектродные расстояния имеют равную длину.

3. Удельное сопротивление токопроводящей жидкости внутри СЭН р = 1000-25000м см.

4. Температура внутренней стенки СЭН с докритическими параметрами токопроводящей жидкости принимается равной температуре кипения при заданном давлении.

Тепловой поток от одного метра наружной стенки цилиндрического нагревателя определяется выражением:

-I

(Т,-Т2)Е, (1)

—1—1—51-1п—+ -—

а, О, Л Э, а2Э2 где Б1, Т>г, О; - внутренний, наружный и расчётный диаметры; Ть Т2 - характерные температуры сред, омывающих поверхности стенки внутренней и наружной соответственно; аь а2 -коэффициенты теплоотдачи внутренней и внешней поверхностей стенки; X - коэффициент теплопроводности стенки; Р - площадь погонного метра стенки, м2.

Коэффициенты теплопроводности а, и а2 могут быть определены из критериального уравнения для свободной конвекции жидкости:

^и12 =С(Рг12-(Зг12)п, (2)

где N11 - критерий Нуссельта (безразмерная форма коэффициента теплоотдачи), Рг = и/а - критерий Прандтля, V- кинематическая вязкость; а = Я/ср - температуропроводность, с - массовая теплоёмкость, р- плотность, От= - критерий Грасгофа, р -

V

коэффициент объёмного термического расширения, АТ -характерная разность температур, % - ускорение силы тяжести, значения Сип являются функциями аргумента Яа = Рг- (лг (число Рэлея). В нашем случае С=0,135; п=1/3.

После вычисления №11 ^ коэффициенты теплоотдачи

N11,7 • X

«1,2 (3)

'1,2

После определения удельного теплового потока согласно (1) активная длина СЭН определится из выражения:

Ь = —, м. (4)

Я

Электрическая мощность СЭН в зависимости от избранного соотношения объёмов «вода-пар» в стационарном режиме может быть определена выражением

?3„=(} = тЪ=^Р1, (5)

ч

где ш - число элементов СЭН; Р] - мощность элемента СЭН (кВт); Ь - длина элемента СЭН (м); Ьв - расчётная длина столба воды в стационарном режиме (м).

Мощность элемента СЭН

и^и^д (6)

2 28;

где и - напряжение СЭН; р - удельное сопротивление воды; Б] -площадь электродов.

Во избежание электролиза воды принимаем плотность тока на

электродах ] < 2 ■ 104 а/м2 , тогда площадь электрода

I I Р

— = ~ . (7)

1 j 2пу 2пуи

Удельное сопротивление воды, которое может быть получено

экспериментально путём добавления, например, щёлочи в

дистиллированную воду:

'•■¡Г (8)

Расчёты мощности теплового потока СЭН выполнены при следующих условиях: Е>!=117мм; Б2=127 мм; С?=1000 кВт; X - 50Вт/м ■ К; давление нагнетания теплоносителя в пласт Р2=12 МПа, температура (кипения) нагнетаемого теплоносителя Т2=325°С, температура наружной стенки СЭН Тст2=350°С, АТ2=25°С, теплоноситель - вода. Корпус СЭН - гладкостенная буровая труба с

толщиной стенки 8 = 5 мм. Теплопередача при свободной конвекции теплоносителей.

Определено, что для обеспечения заданного теплового потока необходимо обеспечить температуру внутренней стенки Тст1=355°С, то есть поддерживать кипение воды внутри СЭН при давлении Р]=18 МПа. Удельная мощность теплового потока

р = 24,6 Вт/ см . Мощность теплового потока при указанных

условиях может быть существенно увеличена при применении поверхностей с повышенной интенсивностью конвективного теплообмена и использовании материалов для корпуса СЭН с большим коэффициентом теплопроводности.

Увеличение удельной и единичной мощности СЭН могут быть достигнуты путём использования сверхкритических параметров токопроводящей (некипящей) жидкости. Реализация такого нагревателя возможна путём предварительного заполнения расчётного объёма СЭН инертным газом с заданным давлением (патент РФ №2266401).

Начальный объём газовой полости может быть определён по полученному выражению:

ч-^тг- <9)

1 +-

1-А

где V - полный свободный объём корпуса нагревателя,

а = II—Ъ.; Где ух и уг - удельные объёмы воды при начальной Т„ и Г\

_ Т

рабочей закритической Тк температурах соответственно, А = 1 к ,

ТнР2

где р! и р2 - давления в корпусе СЭН при температурах Т„ и Т„ соответственно.

Показано, что применение СЭН с закритическими параметрами позволяет увеличить удельный тепловой поток на 2530% по сравнению с нагревателями с докритическими параметрами электропроводящей жидкости при прочих равных условиях.

2. Количество межэлектродных промежутков на интервале нагрева воды от начальной до температуры кипения в скважинном прямоточном электропарогенераторе может определяться по усреднённой зависимости удельного сопротивления котловой воды от температуры, а на интервале

парообразования - по суммарной проводимости интервала, представленной суммой членов убывающей геометрической прогрессии.

Конструктивная схема для анализа термодинамических процессов в ЭПГ в установившемся режиме представлена на рисунке 2. На элементе ЭПГ (рис. 2в) показаны сопротивления Я! и 1*2, образуемые протекающей водой между дисковыми электродами 6 и 7. Вода подаётся по НКТ с поверхности по тоководу 5 (показано стрелкой). На расчётной электрической схеме (рис. 26) показаны сопротивления Иь Яг-.-Як (интервал I), на которых выделяется

к

мощность ДР, + ДР2 +... + ДРК = ^ АР), обеспечивающая нагрев воды

1

от температуры на входе Т„ (нижняя часть ЭПГ) до температуры кипения Тк в конце интервала 1 при заданных расходе воды и давлении нагнетания пара в пласт р^.

Интервал 1

Особенностью интервала нагрева при работе ЭПГ в стационарном режиме являются нарастающая температура воды в направлении течения (от Тя до Тк) и снижении средних сопротивлений токопроводящих участков (от Б^ до И*).

Зная давление нагнетания пара р и принимая его равным давлению внутри ЭПГ, можно определить по таблицам состояния

Вода

<0 6) ») Рис. 2 а) конструктивная схема ЭПГ;б) расчётная схема; в) элемент ЭПГ

1-корпус ЭПГ; 2-котловая вода; 3-скважинная жидкость; 4-эксплуатационная колонна; 5-токовод; б-фазный дисковый электрод; 7-нулевой дисковый электрод; 8-корпусный изолятор;9-изолятор токовода.

«вода-пар» удельные энергии нагрева воды до кипения при этом давлении WK (кДж/кг) и парообразования Wn (кДж/кг).

Так, например, если пластовое давление р=12 МПа, то для производства пара необходима температура Т=325°С; при этом WK = 1501кДж/кг, W„ =2680кДж/кг, r = Wn - WK = 1179кДж/кг -удельная теплота парообразования.

При заданной номинальной мощности ЭПГ Рн, давлении р и сухости х пара часовая паропроизводительность ЭПГ определяется выражением

Q = • (Ю)

W.+xr

При этом часовой расход энергии на нагрев на интервале I до кипения составит:

Рк=кк-Рн, (11)

где кК - доля номинальной мощности ЭПГ на интервале нагрева воды до кипения, аналогично к„ - доля номинальной мощности ЭПГ, реализуемой на интервале парообразования.

Приближённое решение может быть получено при наличии усреднённой на заданных участках кривой удельного сопротивления в функции температуры /?в = f(Т°С) для воды, используемой для получения пара в конкретных условиях.

Проведены экспериментальные исследования зависимости электропроводности воды Санкт-Петербургской водопроводной сети в диапазоне давлений от 0,1 до 12 МПа и температур от 20 до 325°С. Установлено, что в указанном диапазоне значений удельное сопротивление уменьшается в 12 раз, при этом наблюдается близкое к линейному уменьшение сопротивления в 4 раза до температуры кипения 100°С и дальнейшее более плавное уменьшение в 3 раза от температуры 100°С до 325°С. Согласно экспериментальным исследованиям, усреднить кривую удельного сопротивления можно достаточно точно двумя участками.

Обозначив усреднённые значения сопротивлений участков АсР и РгсР и проводимости - glcp и g2cp, получим

PK=U2g£=U2(glcp+g2cp). (12)

При площади перекрытия электродов S3 и длине межэлектродного промежутка 1э, проводимость межэлектродного промежутка на участке 2

тогда число межэлектродных промежутков на участке 2

(14)

Аналогично на участке 1

(15)

Всего межэлектродных промежутков на интервале нагрева воды до температуры кипения

Так как кроме графоаналитического другие методы не применимы, при необходимости повысить точность расчёта следует принимать число участков усреднения больше двух.

Интервал 2

При составлении идеализированной расчетной модели процесса на интервале парообразования сделаны следующие допущения:

1. Процесс парообразования протекает при неизменной температуре кипения ^

2. Предполагается, что длины участков между электродами на интервале парообразования, площади сечения электродов, удельные проводимости и сопротивления воды одинаковы.

3. Плотность тока в воде на всех участках между электродами одинаковая.

4. Среднее сечение токопроводящей жидкости на ¡-ом промежутке можно считать равным

где Уу- объем промежутка между электродами; Уш- объём пара на ¡-ом промежутке, I - длина промежутка между электродами.

При анализе процессов при принятых условиях получены следующие выражения.

1. Средняя площадь сечения 8ср1 токопроводящей жидкости пароводяной смеси на межэлектродном промежутке 0-1 определится выражением:

пв=п,+п:

(16)

(17)

р, <}Г

и2 и28

8ср1=8(1-5-), (18)

где Р0 = — =-- - мощность на промежутке 0-1 при

И, р\

температуре кипения рабочей жидкости, в - площадь электрода, и -напряжение между электродами 0-1, р - удельное сопротивление воды при температуре кипения.

Полученное выражение удобно представить в виде относительного среднего номинального сечения:

(19)

<)г

где к - коэффициент сужения сечения, т.о. 8ср=к8; Коэффициент к всегда меньше единицы и определяет площадь среднего сечения токопроводящей жидкости на ¡-ом участке между электродами на интервале парообразования в долях от номинального сечения Б парогенератора. Относительное номинальное среднее значение площади сечения токопроводящей жидкости может быть выражено в долях или процентах от номинальной площади:

ас^- (20)

для п-го участка:

8срп=кп8. (21) Мощность на интервале парообразования Рп :

п п н р\ р\} (22)

= Р0(к + к2 +к3 + ... + кп). Тогда эквивалентная проводимость:

ё= —(к+к2+к3+...+кп) = д0(к + к2+к3+...+кп), (23) и (А

где go- проводимость воды между электродами на 1-ом участке с температурой кипения при заданном давлении,

а

^к1 =4с + к2 + к3 +... + кп - убывающая геометрическая прогрессия. 1

где N = 1 -

ёок

Выполнен примерный расчёт параметров ЭПГ для условий Усинского месторождения. Исходные данные:

- напряжение питания ЭПГ - 6 кВ;

- наружный диаметр ЭПГ - О = 127мм;

- глубина установки ЭПГ - 1100 м;

- давление нагнетания пара в пласт - 12 МПа;

- схема питания - «фаза-три жилы кабеля параллельно-ЭПГ-НКТ, обсадная труба-нейтраль»;

- соединение обмоток трансформатора - «звезда/звезда с заземлённой нейтралью»;

- мощность продуктивного пласта - 20 м;

- сухость пара на выходе ЭПГ - х=0,8;

- удельное сопротивление котловой воды при температуре кипения под давлением 12 МПа - р = 500 Ом • см;

- температура воды на входе в ЭПГ в установившемся режиме

Результаты расчёта: Ток погружной кабельной линии 1Н=ЗЗЗА; Доля потребляемой энергии на нагрев воды от температуры на входе в ЭПГ до температуры кипения кк = 0,56; Доля энергии, расходуемой на парообразование кп = 0,44; Мощность на интервале I нагрева воды до температуры кипения Рк = 1120кВт; Мощность на интервале II парообразования Рп = 880кВт; Часовая производительность ЭПГ при сухости пара х=1 и номинальной мощности ЭПГ 2000 кВт (} = 2,9м3/ч; площадь электродов Бз = 12,5см2; плотность тока на поверхности

электродов 3 = 1,2 А/см2; Число межэлектродных промежутков на интервале 1-10 штук; Число межэлектродных промежутков на интервале 2-26 штук. Длина активной части приблизительно равна 4 метра.

3. Применение скважинных электронагревателей и электропарогенераторов позволит формировать добычные участки с одновременной термообработкой призабойных зон куста из 6-8 добычных скважин при питании от транс-

- 50°С.

форматора мощностью 10-16 MBA по системе с эффективно заземлённой нейтралью и регулированием мощности СЭН индивидуальными тиристорными регуляторами, а мощности ЭПГ - регулированием подачи питающей воды.

Добычной электротермический участок (рис. 3) включает в себя силовой трансформатор мощностью 10-16 MB А с первичным напряжением 35-110 кВ, вторичные обмотки которого соединены в звезду с эффективно заземлённой нейтралью. СЭН или ЭПГ получают питание по погружным кабельным линиям с параллельно соединёнными токоведущими жилами.

rll7111^

да

Рис. 3 Электротермический комплекс 1- регулятор тока;

2 - насос;

3 - регулируемый электропривод;

4 - котловая вода;

5 - силовой кабель;

6 - насосно-компрессорные трубы;

7 - маслозаполненнное вводное устройство;

8 - диэлектрическая вставка;

9 - термостойкий токовод;

10 - термостойкий пакер;

11 - скважинный электродный нагреватель;

12 - обсадная колонна;

13 - пластовая жидкость;

14 - водоподающий узел с обратным

клапаном.

На этапе промышленных испытаний СЭН или ЭПГ могут быть использованы кабели КППБКТ, включенные по схеме «фаза - 3 жилы кабеля параллельно - СЭН (ЭПГ) - обсадная колонна и НКТ параллельно - нейтраль трансформатора», которые способны передавать на глубины 1000-1500 м более 1000 кВт. Воздушные линии выполнены на передвижных опорах с использованием изолированных проводов и однополюсных вакуумных выключателей. Электрооборудование на скважинах размещено в передвижных контейнерах.

Регулирование мощности и производительности СЭН (ЭПГ) может производиться с помощью тиристорных однофазных регуляторов тока и частотнорегулируемых приводов питательных насосов (рис. 3).

Система управления процессом (рис. 4) термического воздействия на продуктивный нефтяной пласт должна обеспечивать автоматическое поддержание заданной мощности или подачи питательного насоса за счет преобразователя частоты в цепи статора двигателя, а также режим максимальной тепловой мощности и режим максимальной производительности питательного насоса для реализации подачи холодной или горячей воды. В режиме холодной воды СЭН (ЭПГ) отключен от источника электроэнергии.

Выполнена сравнительная технико-экономическая оценка эффективности применения рассматриваемой и традиционной технологии с парогенератором УПГ-60/16М по основным статьям расхода (стоимость энергоресурсов, основные капитальные затраты) для условий Усинского месторождения.

1. Затраты энергии на производство тонны пара в парогенераторе УПГ-60/16М при паспортной производительности Оп = 60 т/ч и часовом расходе топлива (сырой нефти) (^„=4588 кг

38-103

Рис. 4 Функциональная схема комплекса, включающего систему управления током скважинного нагревателя и систему частотного регулирования электроприводом питательного насоса

\У =

•4588

= 807кВт ч/т,

3600 3600-60

где \ун=38000 кДж/кг - средняя теплотворная способность нефти. 2. Удельный расход электроэнергии в УПГ 60/16М

кс -Р 0,8-1800 _ ,

лу = —-—у- = —-= 24 кВт-ч/т, (26)

эл с>п 60 '

где кс - коэффициент спроса, Ру - установленная мощность.

3.Относительный удельный расход энергии: • ^ = |07±24 630

эпг

Полученный результат в основном объясняется разницей в к.п.д. сравниваемых парогенераторов.

Для приведенных выше данных получены стоимость 1 тонны пара и основные капитальные затраты для традиционной и предлагаемой технологии термического воздействия на пласт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации, представляющей собой законченную научную работу, приведены разработанные автором теоретические и практические положения, которые в совокупности можно квалифицировать как технические решения по выбору параметров электротехнических комплексов на основе скважинных электротермических устройств, внедрение которых позволяет получить экологически чистые и ресурсосберегающие технологии для разработки месторождений ВВН.

Основные научные и практические выводы, полученные в результате завершённых исследований:

1. Применение скважинного электротермического оборудования позволяет реализовать ресурсосберегающие и экологически чистые технологии добычи ВВН, снизить стоимость скважин, транспортирования энергоносителя и потери энергии и автоматизировать процессы термического воздействия на пласты ВВН.

2. Удельный тепловой поток СЭН при температурном напоре 25°С составляет 500 кВт/м2, а единичная мощность при длине активной части 8м- свыше 1000 кВт.

3. Применение СЭН со сверхкритическими параметрами токопроводящей рабочей жидкости позволяет увеличить удельный тепловой поток и единичную мощность СЭН на 2530% при прочих равных условиях.

4. Разработанный СЭН способен реализовать термодинамическое воздействие на призабойную зону скважины (патент РФ №2046184), обеспечивая циклы «нагрев до кипения -

охлаждение» пластовой жидкости с удельной мощностью 3-9 МВт/м3.

5. При генерации пара в призабойной зоне применение СЭН позволяет исключить процесс водоподготовки перед подачей воды в скважину.

6. Система управления электротермическими комплексами на основе СЭН (ЭПГ) должна допускать реализацию

- ручного задания и стабилизацию с точностью не хуже 2% тока погружной кабельной линии и производительности питательного насоса с частотно регулируемым электроприводом

- автоматического управления режимом парообразования в призабойной зоне, обеспечивая заданное соответствие между мощностью СЭН (ЭПГ) и производительностью питательного насоса.

7. Мощность и паропроизводительность ЭПГ определяется количеством межэлектродных промежутков, число которых на интервале нагрева воды от начальной до температуры кипения определяется графоаналитическим способом по кривой зависимости удельной проводимости воды от температуры, а на интервале парообразования - по эквивалентной проводимости интервала, представленной суммой членов убывающей геометрической прогрессии.

8. Для электроснабжения электротермического участка одновременной термообработки куста из 6-8 скважин может применяться четырёхпроводная система с эффективно заземлённой нейтралью с фазным напряжением 3-6 кВ и питанием СЭН (ЭПГ) по схеме «фаза - погружная кабельная линия с параллельно соединёнными токоведущими жилами -СЭН (ЭПГ) - НКТ, обсадная колонна - нейтральный провод -нейтраль трансформатора».

9. Учитывая наличие абсолютной энергетической стоимости 1 тонны пара заданных параметров (например, 1 тонна насыщенного пара при давлении 12 МПа с сухостью 0,8-1 «стоит» 630-700 кВт-ч), а также тенденции повышения стоимости углеводородов на фоне перехода мировой электроэнергетики на уголь, можно считать, что использование электроэнергии при производстве пара для термических методов добычи ВВН целесообразно и перспективно.

Ю.Удельный расход энергии на производство 1 тонны пара сухостью 0,8 с давлением 12 МПа при производстве в парогенераторах типа УПГ-60/16М приблизительно в 1,3 раза выше, чем в ЭПГ, а суммарные капитальные затраты трёх

электротермических участков с силовыми трансформаторами мощностью 16 МВА приблизительно в 2 раза ниже капитальных затрат термического участка на базе парогенератора УПГ-60/16М.

Основные положения и научные результаты опубликованы в следующих работах:

1. Загривный Э.А. Электротермический комплекс на основе скважинного электродного нагревателя мощностью более 500 кВт для теплового воздействия на продуктивный пласт высоковязкой нефти / А.Е. Козярук, С.Н. Батаев // Электротехника, 2003 г., №5. - с. 61-69.

2. Загривный Э.А. Забойный электротеплогенератор мощностью свыше 500 кВт для термических методов добычи тяжёлых нефтей / Э.А. Загривный, Г.Н. Соловьев, С.Н. Батаев // Сб. докладов с конференции «Наука и техника» в Закопани 2003 г — с 25—26

3.'эаяв. на пат. РФ №2004111016/03, МПК Е21В43/25. Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев // опубл. 20.09.05, Бюл. №27.

4. Загривный Э.А. Скважинные электротехнологии для бурения и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов / Э.А. Загривный, А.Е. Козярук, С.Н. Батаев // Современное состояние и перспективы развития механизации и электрификации горного и нефтегазового производства. Записки горного института. Том 157. - СПб., 2004 г. - с. 108-110.

5. Батаев С Н Применение электротехнологий для термических методов добычи тяжёлых нефтей // Полезные ископаемые России и их освоение. Записки горного института. Том 159ч.1.-СПб., 2004г.-с. 101-104.

6. Загривный Э.А. Скважинный электродный парогенератор для термических методов нефтедобычи / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса - СПб.: Макситех, 2005 г. - с. 38-41.

7. Пат. 2266401 РФ, МПК Е21В43/25. Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев - №2004111016/03; опубл. 20.11.05, Бюл. № 33.

РИЦ СПГГ И. 28.11.2005. 3.511. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

»25655

РНБ Русский фонд

2006-4 28116

Содержание.

Введение.

Глава 1 Современное состояние техники и технологий добычи ВВН.

1.1 Мировые запасы нефтей.

1.2 Характеристика месторождений тяжелых нефтей в России.

1.3 Термические методы добычи ВВН.

1.4 Отечественный опыт применения термических методов добычи.

1.5 Зарубежный опыт применения термических методов.

1.6 Термогидродинамическое воздействие на призабойную зону скважинЗО

1.7 Термоэнергетическая техника (парогенераторы).

1.8 Кабельные линии для электропитания погружных систем.

1.9 Выводы по главе.

1.10 Цели и задачи исследования.

Глава 2 Анализ электрических и тепловых процессов в скважинных электродных нагревателях.

2.1 Анализ нагревателей с докритическими параметрами рабочей жидкости

2.1.1 Конструктивная и расчётная схемы СЭН.

2.1.2 Тепловые и электрические параметры СЭН.

2.1.3 Методика определения основных параметров и алгоритм программы расчёта на ЭВМ теплового потока СЭН.

2.1.4 Примерный расчёт определения основных параметров СЭН для условий Усинского месторождения.

2.2 Анализ нагревателей с закритическими параметрами рабочей жидкости.63 2.2.1 Методика определения параметров СЭН со сверхкритическими параметрами рабочей жидкости.

2.3 Анализ режимов теплового воздействия на продуктивные пласты ВВН с помощью скважинных электродных нагревателей.

2.3.2 Термогидродинамическое воздействие на призабойную зону.

2.4 Выводы по главе.

Глава 3 Анализ электрических и тепловых процессов в скважинных электропарогенераторах.

3.1 Конструктивная и расчётная схемы ЭПГ.

3.2 Анализ электрических и тепловых процессов в ЭПГ.

3.3 Методика определения основных параметров ЭПГ.

3.4 Расчёт параметров ЭПГ для условий Усинского месторождения.

3.5 Выводы по главе.

Глава 4 Лабораторные экспериментальные исследования.

Глава 5 Электротехнические комплексы на основе скважинных электротермических устройств.

5.1. Структурная схема электротермического добычного участка.

5.2. Гидродинамические параметры комплексов на основе СЭН и ЭПГ.

5.3. Управление режимами работы комплексов.

5.4. Сравнительная технико-экономическая оценка эффективности электротермических комплексов.

5.5 Выводы по главе.

В настоящее время особую важность приобретает рациональное освоение широко распространенных залежей тяжелых высоковязких нефтей (ВВН), разведанные запасы которых достигают 700 млрд.т. Крупнейшие из них находятся в Канаде -300 млрд.т., в Венесуэле -200 млрд.т., в США ~25 млрд.т., в Российской Федерации ~9 млрд.т.

В Северо-Западном регионе РФ доля разведанных запасов тяжёлых нефтей составляет более 50 %. На естественном режиме эксплуатации скважин нефтеотдача составляет 6-15%. Безальтернативными методами повышения нефтеотдачи пластов отечественными и зарубежными специалистами признаны термические воздействия на продуктивные пласты ВВН.

К недостаткам современных термических методов добычи ВВН можно отнести высокие материало- и капиталоёмкость теплоэнергетического оборудования, потери теплоты в распределительной трубопроводной системе и в скважине, а также снижение эффективности процесса из-за сжигания части добытой нефти или газа в парогенераторах и значительное ухудшение экологической обстановки в районах нефтедобычи. Охват месторождений методами термического воздействия на пласт составляет не более 6%.

Одним из перспективных направлений развития термических методов добычи является разработка забойных теплогенераторов. В Санкт-Петербургском государственном горном институте разработаны и запатентованы в РФ электротермические комплексы мощностью более 1000 кВт для термического воздействия на пласты ВВН, которые экспонировались на международных выставках в Брюсселе, Париже, Дюссельдорфе, Сеуле в 2001-2005 г.г. и отмечены Золотыми и Серебряными медалями. Анализу структуры этих комплексов и процессов, протекающих в них, посвящена настоящая работа.

Широкое применение скважинного электротермического оборудования в регионах с высокой электровооруженностью позволит снизить стоимость термических скважин, автоматизировать процесс термообработки, за счёт высокой манёвренности увеличить число добычных скважин и получить экологически чистые и ресурсосберегающие технологии термической добычи тяжёлых высоковязких нефтей.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Скважинные электродные нагреватели в стационарном режиме работы с давлением нагнетания теплоносителя в пласт до 12 МПа и номинальным напряжением 6 кВ с докритическими параметрами воды в межэлектродном объёме при давлении до 18 МПа и температурном напоре до 20°С могут реализовать при свободной конвекции пластовой жидкости удельный тепловой поток до 500 кВт/м и единичную мощность СЭН свыше 1000 кВт, а СЭН со сверхкритическими параметрами воды (по патенту РФ №2266401) при давлении до 40 МПа - тепловой поток и мощность на 30% выше, при этом СЭН могут обеспечить технологии теплового воздействия, энергетически эквивалентного нагнетанию пара с заданной сухостью, термогидродинамического воздействия (по патенту РФ №2046184) и импульсно-дозированного теплового воздействия.

2. Количество межэлектродных промежутков на интервале нагрева воды от начальной до температуры кипения в скважинном прямоточном электропарогенераторе может определяться по усреднённой зависимости удельного сопротивления котловой воды от температуры, а на интервале парообразования - по суммарной проводимости интервала, представленной суммой членов убывающей геометрической прогрессии.

3. Применение скважинных электронагревателей и электропарогенераторов позволит формировать добычные участки с одновременной термообработкой призабойных зон куста из 6-8 добычных скважин при питании от трансформатора мощностью 10-16 MB А по системе с эффективно заземлённой нейтралью и регулированием мощности СЭН индивидуальными тиристорными регуляторами, а мощности ЭПГ -регулированием подачи питающей воды.

Проведенные исследования базируются на работах отечественных и зарубежных учёных: И.М. Аметова, Д.Г. Антониади, H.A. Байбакова, Ю.Н. Байдикова, Ж. Бурже, Г.Г. Вахитова, А.Р. Гарушева, Э.А. Загривного, М. Комбарну, С.П. Корсака, И.В. Кудинова, Б.Б. Кудряшова, С.С. Кутателадзе, B.C. Литвиненко, Я.З. Месенжника, М.А. Михеева, A.A. Молчанова, Ю.М. Парийского, Л.И. Рузина, Е.М. Симкина, М.А. Сургучёва, В.П. Табакова и других.

Диссертационная работа выполнена на кафедре «Электротехники и Электромеханики» Санкт-Петербургского государственного горного института (технического университета).

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Э.А. Загривному, заведующему кафедрой «Э и ЭМ» СПГГИ (ТУ) д.т.н., проф. А.Е. Козяруку и заведующему комплексным отделом разработки высоковязких нефтей института «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ» Л.М. Рузину за помощь в подготовке диссертационной работы. А также Г.Н. Соловьёву за помощь в проведении экспериментальных исследований.

5.5 Выводы по главе

1. Значение ПНФ при электротермической технологии можно ожидать меньшим, чем при традиционной, так как качество (сухость) пара при использовании ЭПГ или СЭН не зависит от глубины залегания пласта, а опыта воздействия на пласт при температуре теплоносителя 320°С в России нет.

2. Коэффициент нефтеизвлечения при электротермической технологии можно также ожидать большим, чем при традиционной, что следует, пока что, только из лабораторных исследований.

3. Стоимость электроэнергии может быть снижена при применении дифференцированной оплаты стоимости электроэнергии (дневные и ночные тарифы), а также использовании собственных генерирующих мощностей.

4. Экономическая эффективность комплекса повышается за счёт снижения удельных затрат на откачку пластовой воды на 1 тонну нефти, т.к. при внесении одного и того же теплоты в пласт закачивается меньше теплоносителя.

5. Также очевидно, что сжигание углеводородов, как невозобновляемых источников энергии в топках парогенераторов даже при прочих равных условиях менее предпочтительно, чем использование электроэнергии, полученной за счёт других источников энергии.

6. Следует учитывать, что при традиционных термических методах добычи тяжёлых нефтей закачка пара (горячей воды) в пласт является единственным способом внесения тепловой энергии в нефтяные коллекторы. При использовании СЭН во многих случаях появляется возможность отказаться совсем или применять в меньших объёмах подачу воды с поверхности, что также может приводить к повышению эффективности процесса.

7. Ввод меньшего количества теплоносителя с поверхности приводит к меньшей обводнённости месторождения.

8. Исторически сложившаяся высокая электровооружённость нефтедобывающих регионов, которая в целом по России составляет 25 %, а для Тюменского нефтегазового комплекса (ТНГК) - около 50%, наличие централизованного электроснабжения позволяет в настоящее время широко применять скважинное электротермическое обрудование для освоения месторождений высоковязких нефтей [78].

9. Капитальные затраты на электротермический участок в 4 раза ниже затрат на стацинарный парогенератор той же паропроизводительности.

Заключение и основные выводы

В диссертации, представляющей собой законченную научную работу, приведены разработанные автором теоретические и практические положения, которые в совокупности можно квалифицировать как технические решения по выбору параметров электротехнических комплексов на основе скважинных электротермических устройств, внедрение которых позволяет получить экологически чистые и ресурсосберегающие технологии для разработки месторождений ВВН.

Основные научные и практические выводы, полученные в результате завершённых исследований:

1. Применение скважинного электротермического оборудования позволяет реализовать ресурсосберегающие и экологически чистые технологии добычи ВВН, снизить стоимость скважин, транспортирования энергоносителя и потери энергии и автоматизировать процессы термического воздействия на пласты ВВН.

2. Удельный тепловой поток СЭН при температурном напоре 25°С составляет 500 кВт/м2, а единичная мощность при длине активной части 8м- свыше 1000 кВт.

3. Применение СЭН со сверхкритическими параметрами токопроводящей рабочей жидкости позволяет увеличить удельный тепловой поток и единичную мощность СЭН на 25-30% при прочих равных условиях.

4. Разработанный СЭН способен реализовать термодинамическое воздействие на призабойную зону скважины (патент РФ №2046184), обеспечивая циклы «нагрев до кипения - охлаждение» пластовой жидкости с удельной мощностью 3-9 МВт/м3.

5. При генерации пара в призабойной зоне применение СЭН позволяет исключить процесс водоподготовки перед подачей воды в скважину.

6. Система управления электротермическими комплексами на основе СЭН (ЭПГ) должна допускать реализацию

- ручного задания и стабилизацию с точностью не хуже 2% тока погружной кабельной линии и производительности питательного насоса с частотно регулируемым электроприводом

- автоматического управления режимом парообразования в призабойной зоне, обеспечивая заданное соответствие между мощностью СЭН (ЭПГ) и производительностью питательного насоса.

7. Мощность и паропроизводительность ЭПГ определяется количеством межэлектродных промежутков, число которых на интервале нагрева воды от начальной до температуры кипения определяется графоаналитическим способом по кривой зависимости удельной проводимости воды от температуры, а на интервале парообразования - по эквивалентной проводимости интервала, представленной суммой членов убывающей геометрической прогрессии.

8. Для электроснабжения электротермического участка одновременной термообработки куста из 6-8 скважин может применяться четырёхпроводная система с эффективно заземлённой нейтралью с фазным напряжением 3-6 кВ и питанием СЭН (ЭПГ) по схеме «фаза — погружная кабельная линия с параллельно соединёнными токоведущими жилами -СЭН (ЭПГ) - НКТ, обсадная колонна - нейтральный провод - нейтраль трансформатора».

9. Учитывая наличие абсолютной энергетической стоимости 1 тонны пара заданных параметров (например, 1 тонна насыщенного пара при давлении 12 МПа с сухостью 0,8-1 «стоит» 630-700 кВт-ч), а также тенденции повышения стоимости углеводородов на фоне перехода мировой электроэнергетики на уголь, можно считать, что использование электроэнергии при производстве пара для термических методов добычи ВВН целесообразно и перспективно.

10. Удельный расход энергии на производство 1 тонны пара сухостью 0,8 с давлением 12 МПа при производстве в парогенераторах типа УПГ-60/16М приблизительно в 1,3 раза выше, чем в ЭПГ, а суммарные капитальные затраты трёх электротермических участков с силовыми трансформаторами мощностью 16 MB А приблизительно в 2 раза ниже капитальных затрат термического участка на базе парогенератора УПГ-60/16М.

1. Аметов И.М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей / И.М. Аметов, Ю.Н. Байдиков, Л.И. Рузин, Ю.А. Спиридонов // М.: Недра, 1995. 205 с.

2. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами // М.: Недра, 1995 г.

3. Антониади Д.Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями // Краснодар: Советская Кубань, 2004 г. 335 с.

4. Антониади Д.Г. Проектирование и строительство скважин для термических методов добычи нефти / Д.Г. Антониади, И.И. Бекух, А.Р. Гарушев // М.: Недра, 1996 г.- 112 с.

5. Аржанов Ф.Г. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие / Ф.Г. Аржанов, Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев // М.: Недра, 1995.- 192 с.

6. Артеменко А. Приоритет за пароцикликой / А. Артеменко, В. Кащавцев // Нефть России, 2005 г., №10.

7. Байбаков H.A. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом / H.A. Байбаков, А.Р. Гарушев, Д.Г. Антониади и др. // М.:ВНИИОЭНГ, 1995 г.

8. Баскаков А.П., Гуревич М.И. и др. Общая теплотехника // M.-JL: Госэнергоиздат, 1962. 392 с.

9. Басниев К.С. Нефтегазовая гидромеханика / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг под ред. С.С. Григоряна // М., Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2003 г.

10. Ю.Батаев С.Н. Применение электротехнологий для термических методов добычи тяжёлых нефтей // Полезные ископаемые России и их освоение. Записки горного института, т.159 ч.1. СПб.: РИЦ СПГГИ, 2004 г. - с. 101— 104.

11. Богданов В.JT. Экономическая эффективность инновационной стратегии нефтяных компаний // СПГГИ, 2000 г.

12. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже, М. Комбарну, П. Сурио // М.: Недра, 1989 г.

13. И.Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей // М.: Наука, 1972. 720 с.

14. Вахитов Г.Г. Использование физических полей для извлечения нефтей из пластов / Г.Г. Вахитов, Е.М. Симкин // М.: 1985 г.

15. Вахитов Г.Г. Термодинамика призабойной зоны нефтяных коллекторов / Г.Г. Вахитов, O.JI. Кузнецов, Е.М. Симкин// М.: Недра, 1978 г. 200 с.

16. Глубинные теплогенераторы для повышения нефтеотдачи пластов / Под ред.

17. A.Е. Шейндлина.// М.: АНСССР институт высоких температур, 1983 г.

18. Гордеев О.Г. Современное состояние и перспективы развития нефтедобывающей отрасли России // Нефтяное хозяйство. -2005 г., №9. с. 128-131.

19. Джавадян A.A. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации / A.A. Джавадян,

20. B.Е. Гавура // Нефтяное хозяйство. 1993 г., №10. - с.6.

21. Дошер Т.М. Влияние вязкости нефти и толщины продуктивного на эффективность паротеплового воздействия / Т.М. Дошер, Ф. Хассеми // Нефтепромысловое дело, вып. 1 М.,: ВНИИОЭНГ, 1984 г.

22. Загривный Э.А. Скважинный электродный парогенератор для термических методов нефтедобычи / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса СПб.: Макситех, 2005 г. - с. 3841.

23. Загривный Э.А. Электротермический комплекс на основе скважинного электродного нагревателя мощностью более 500 кВт для теплового воздействия на продуктивный пласт высоковязкой нефти / Э.А. Загривный,

24. A.Е. Козярук, С.Н. Батаев // Электротехника, 2003 г., №5. с. 61-69.

25. Исаченко В.П Теплопередача / В.П. Исаченко В.А. Осипова A.C. Сукомел // Изд. 2-е М.: Энергия, 1975 г. 488 с.

26. Каплан JI.C. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении / JI.C. Каплан, A.B. Семенов, Н.В. Разгоняев // Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998 г. 416 с.

27. Кириллов П.Л. Справочник по теплогидравлическим расчётам (ядерные реакторы, теплообменники, парогенераторы) / П.Л. Кириллов, Ю.С. Юрьев,

28. B.П. Бобков // М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

29. Корсак С.П. Электрические водонагреватели и паровые котлы // М.: Госэнергоиздат, 1954 г. 90 с.

30. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений // М., Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2004 г.

31. Ксенофонтов А.Г. Способы получения тепла (теплогенераторы) // М.: МГТУ, 1992 г.

32. Кудинов В.И. Техническая термодинамика. Учебное пособие /

33. B.И. Кудинов, Э.М. Карташов // М.: Высшая школа, 2000 г.

34. Кудинов В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / В.И. Кудинов, Б.М. Сучков // Самара: Самарское книжное издательство, 1996. -438 с.

35. Купцов С.М. Теплофизические свойства пластовой жидкости // Известия вузов. Нефть и газ №2 Тюмень: ТГНГУ, 2005 г.

36. Кутателадзе С.С. Моделирование теплоэнергетического оборудования /

37. C.С. Кутателадзе, Д.Н. Ляховский, В.А. Пермяков // М.: Энергия, 1966 г.

38. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление: Справочное пособие // М.: Энергоатомиздат, 1990 г. 367 с.

39. Кутателадзе С.С. Теплопередача при конденсации и кипении. 2-е изд. // М.-JL: Машгиз, 1952 г.

40. Левин С.М. Новые изоляционные материалы // Электротехника 1994 г., № 12.

41. Литвиненко B.C. Повышение нефтеотдачи за счет использования специального генератора тепла // Наука в СПГГИ. Сборник научных трудов. Вып.2 СПб. 1998 г.

42. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти // М., Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2004 г. 608 с.

43. Матвеев Н.И. Современное состояние и развитие нефтяной промышленности в Западной Сибири на примере ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство, 2005, №9.

44. Машков В.М. Техника и технология термоизоляции колонн паронагнетательных скважин // М.:ВНИИОЭНГ, 1987 г.

45. Месенжник Я.З. Кабели и провода специального назначения для нефтегазового комплекса // ЭЛЕКТРО, 2000 г., №1.

46. Михеев М.А. Основы теплопередачи / М.А.Михеев, И.М. Михеева // М.: Недра, 1985 г.-231 с.

47. Молчанов A.A. Новые технологии интенсификации режима работы нефтегазовых скважин и повышения нефтеотдачи пласта. // Сб. статей Межпарламентской ассамблеи СНГ. СПб, 1995 г.

48. Молчанова Е.А. Методы повышения нефте- и газоотдачи пластов при эксплуатации скважин (патентные исследования) / Е.А. Молчанова, Ф.С. Сорина, Т.В. Мельникова // М.:ИНИЦ Роспатента, 2002 г. 102 с.

49. Мстиславская Л.П. Основы нефтегазового производства: Учебное пособие для вузов / Л.П. Мстиславская, М.Ф. Павлинич, В.П. Филиппов // М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003 г. 274 с.

50. Недра России т.1 Полезные ископаемые //под ред. Н.В. Межеловского, A.A. Смыслова СПб. 547стр.

51. Нестеров И.И. Энергетические ресурсы Сибири //Нефть и Газ. Известия ВУЗов. 1997 г., №1.

52. Николаевский В.Н. Вибрации горных массивов и конечная нефтеотдача пласта // Механика жидкости и газа 1992 г., № 5.

53. Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: / Сборник докладов международной конференции, пос. Шепси, Краснодарский край 16-20июня 1997г. // под ред. Антониади Д.Г., Гарушева А.Р. и др.

54. Пат. 2046184 РФ, МГОС Е21В43/26 Способ гидравлического разрыва пласта / Г.Н.Соловьёв, B.C. Литвиненко, Ю.М. Парийский и др. №92011014/03; опубл. 20.10.95, приоритет 30.11.92.

55. Пат. 2169830 РФ, МПК Е21В36/04. Электронагревательное устройство тепловой обработки призабойной зоны скважины / Э.А. Загривный, А.Н. Сиротский-№2001100134/03; опубл. 27.06.01, приоритет 05.01.00.

56. Пат. 2208145 РФ, МПК Е21В43/25. Устройство для тепловой обработки призабойной зоны скважины / B.C. Литвиненко, Б.Б. Кудряшов, Г.Н.Соловьёв, Э.А. Загривный №2001129393/03; опубл. 10.07.03, приоритет 31.10.01.

57. Пат. 2266401 РФ, МПК Е21В43/24. Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев — №2004111016/03; опубл. 20.10.05, приоритет 12.04.04.

58. Перемётов И.И. Высокотемпературные теплотехнические процессы и установки / И.И. Перемётов, Л.А.Бровкин, Ю.И. Розенберг // М: Энергоатомиздат, 1989 г.

59. Петухов Б.С. Теплопередача и тепловое моделирование / Б.С. Петухов, Е.А. Краснощёков // М.: АН СССР, 1959 г.

60. Позднышев Г.Н. Разработка и внедрение эффективной техники и технологии добычи нефти // Сб. науч. тр. Куйбышев: Гипровостокнефть, 1986 г.

61. Попов В.А. Применение прогрессивных технологий в добыче нефти на месторождениях Западной Сибири // Сб. науч. тр. Тюмень: СибНИИНП, 1988 г.

62. Пугач В.В. Современные тенденции конструирования, технологии изготовления и расчёта теплообменного оборудования // Сб. науч. тр. 1987 г. -142 с.

63. Пупынин В.Н. Применение однополюсных выключателей на трёхфазных присоединениях ЗРУ-27,5 кВ / В.Н. Пупынин, С.Х. Дарчиев, А.Т. Бурков и др. // Материалы второго международного симпозиума eltrans 2003, СПб.: ПГУПС, 2003 г.

64. Сиротский А.Н. Разработка мощных скважинных электронагревателей для добычи высоковязкой нефти //Межвузовский научный сборник «Проблемыэкономии топливно-энергетических ресурсов на промпредприятиях и ТЭС» // СПб. РТП СПбГТУРП, 2001 г.

65. Стратегия сырьевого обеспечения в народнохозяйственном развитии / под ред. A.C. Астахова // М., 1989 г.

66. Сургучёв М.А. Гидродинамическое, акустическое, тепловое воздействие на нефтяные пласты / М.А Сургучёв, Э.М. Симкин, O.JI. Кузнецов // М.: Недра, 1975 г.

67. Сычев В.В. Вода. Удельный объём и энтальпия при температурах 0.800С и давлениях 0,001. 1000 МПа / В.В. Сычев, A.A. Александров, З.А. Ершова // М.: Издательство стандартов, 1986 г.

68. Табаков В.П. Термошахтный метод разработки нефтяных и битумных залежей / В.П. Табаков, E.H. Гуров // Нефтяное хозяйство, 1993 г., № 3.

69. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент / Под общ. ред. чл.-корр. РАН Клименко A.B. и проф. Зорина В.М. // М.: Изд-во МЭИ, 2001 г.-564 стр.

70. Тепловой расчёт котельных агрегатов. Нормативный метод. М: Энергия, 1973.

71. Теплотехника / Под ред. В.Н. Луканина. М.: Высшая школа, 2000

72. Фёдоров K.M. Расчёт тепловых потерь при закачке насыщенного пара в скважину / K.M. Фёдоров, А.П. Шевелёв // М.: Изв. Вузов. Нефть и газ, 2005 г., №4.

73. Циклическая закачка пара совместно с С02 на месторождении Колд-Лейк в Канаде: Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело: Зарубежный опыт // М.:ВНИИОЭНГ, 1987 г., Вып. 20.

74. Чаронов В.Я. Автоматизированная система электронагрева и депарафинизации нефтескважин / В.Я. Чаронов, А.Г. Иванов, В.В. Михайлов и др. // ТатНефть, 1996 г.

75. Шпилевой В.А. Энергетические проблемы добычи и транспорта нефти и газа//Нефть и Газ. Известия ВУЗов. 1997 №1 стр. 100-106.

76. Шумский Е.Г. Общая теплотехника / Е.Г. Шумский, Б.А. Богдасаров // Л.:Госгортехиздат, 1961 г.

77. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразроботки. 75 лет опыта // М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2004 г. 607 с.

78. Щербатова И.Н. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты / И.Н. Щербатова, М.Л. Сургучёв // М.: Недра, 1988 г.

79. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Распоряжение правительства РФ №1234-р от 28.08.03 г.