Диссертация. Электротермическая система обеспечения тепловых режимов оборудования нефтяных месторождений
 Скачать 7.24 Mb.
|
|
Электрофизическое воздействие может быть от непосредственного протекания тока по поверхности объекта, в нагревательных кабелях постоянной и переменной мощности, а также за счет воздействия электромагнитного поля – высокочастотное воздействие, индукционный нагрев, электрогидроимпульсное воздействие [30]. Перечисленные способы применения электрической энергии активно изучались и изучаются в наши дни, что подтвердил анализ диссертационных работ (глубина поиска составила 40 лет). Как показал анализ, исследуемые и забытые электрические системы нагрева скважин прошлого века в наши дни, благодаря развитию элементной базы переживают новое рождение. Ранее применение электрического тока в нефтяной промышленности расценивалось как пожароопасное мероприятие. Сегодня, без электроподогрева 15 не может обойтись практически ни одно месторождение в мире, где периодически наступают холодные дни, а также ведется разработка месторождений с высоковязкой нефтью. 1.1.1Прямой электрический нагрев Заключается в непосредственном пропускании тока через материал металлических труб. Подобный способ поддержания температуры и предотвращения асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) применяется компанией AkerSolution для трубопроводов в арктическом море [31, 32, 33]. Принцип действия подобной системы показан на рисунке 1.5. Рисунок 1.5 – Принципиальная схема работы прямого электрического нагрева подводных трубопроводов Подобная схема подогрева трубопроводов применяется на 23 подводных объектах протяженностью не более 50 км. Простота реализации источника энергии и особая конструкция кабеля позволяют применять подобные системы в сложных условиях. В конце ХХ века компания ОАО «Татнефть», совместно с ОАО ВНИИР проводила исследования по очистке скважин от АСПО методом прямого нагрева на низкой частоте выходного тока (от 1 до 4 Гц) [34, 35]. В процессе исследования также проводилась опытно-промышленная эксплуатация установок электронагрева и депарафинизации нефтескважин (УЭНДС) на основе низкочастотных преобразователей частоты. Параметры, сопутствующие исследованиям отражены в таблице 1.1. 16 Таблица 1.1 – Параметры исследования установки УЭНДС Параметр Диапазон значений Температура подогретой нефти в устье скважины, о С 17 – 40 Величина тока в электрической цепи, А 400 – 500 Полезная мощность, выделяемая в насосно-компрессорной трубе (НКТ), кВт 40 – 50 Цикл очистки НКТ от парафина, сут./мес. 3 - 5 Обобщенная структура комплекса оборудования УЭНДС, состоящего из наземной и подземной частей, показана на рисунке 1.6. Установки УЭНДС бывают передвижного и стационарного исполнения [36]. Рисунок 1.6 – УЭНДС с питанием от трехфазного трансформатора При прямом нагреве существует ряд существенных недостатков: - существует вероятность попадания под напряжение обслуживающего персонала; - отсутствует автоматическое регулирование процессом нагрева; - при протекании тока по трубопроводу возникает неравномерное распределение в зоне сварных швов, а в случае с НКТ в зонах контакта резьбовых соединений, что может привести к перегреву отдельных участков; - неравномерность прочности труб верхней и нижней части колонны НКТ также приведет к неравномерности нагрева отдельных участков; - на месторождениях, где присутствует слой вечномерзлого грунта, нагрев прямым пропусканием тока по НКТ может привести к таянию грунтов, и к последующей экологической катастрофе; 17 - при использовании в качестве энергии переменного тока частотой меньше 50 Гц, требуется преобразователь. Способ прямого электрического нагрева, из-за сложности создания схемы и контроля процесса, невозможно использовать для теплового воздействия на месторождения с битуминозной нефтью [37]. 1.1.2 Нагревательный кабель постоянной мощности Кабельные системы обогрева обладают малой материалоемкостью, не подвержены коррозии, не боятся разморозки, запитываются от общей системы электроснабжения предприятия, оснащаются автоматизированными системами управления, легко интегрируются с АСУ верхнего уровня и могут применяться на сложных и разветвленных сетях трубопроводов. Применение кабельных систем обогрева трубопроводов успешно решает следующие задачи: полная или частичная компенсация тепловых потерь с целью обеспечения стабильного протекания технологического процесса; поддержание минимально допустимой температуры жидкости при остановке процесса. Компанией Tyco Thermal Controls (США) для разработки нефтяных месторождений с аномальными реологическими свойствами создано электрооборудование теплового воздействия: устьевые нагреватели (DHH – Down Hole Heaters) и нагреватели забоя (BHH – Bottom Hole Heaters) [38, 39]. На рисунке 1.7 представлена схема подключения устьевого нагревателя и нагревателя забоя. Рисунок 1.7 – Схема подключения устьевого нагревателя (DHH) и нагревателя забоя (BHH) 18 1.1.3 Нагревательный кабель переменной мощности Кабели переменной мощности (саморегулирующиеся) по формированию тепла не отличаются от кабелей постоянной мощности [40]. Благодаря наличию полупроводниковой матриц кабели переменной мощности способны выделять тепло согласно температуре нагреваемого объекта [41]. Чем выше температура нагреваемого объекта, тем ниже мощность, потребляемая саморегулирующимся кабелем [42]. Одно из условий применения саморегулирующих кабелей высокие требования к монтажу на нагреваемом объекте. Саморегулирующийся кабель крепится на поверхности НКТ и контролирует заданную теплоту по длине кабеля [43]. Для систем электрообогрева трубопроводов на основе резистивных и саморегулирующихся нагревательных кабелей требуется сопроводительная электрическая сеть, по которой подается напряжение к нагревательным секциям. При относительно малой длине трубопровода (примерно до 150 метров) величина сопроводительной сети минимальна. Трубопроводы длиной от 200 до 500 метров также могут обогреваться резистивными и саморегулирующимися кабелями, но в этом случае стоимость сопроводительной сети становится сопоставимой с затратами на нагревательные кабели. Для трубопроводов длиной от 500 до 3000 метром оптимальным решением становится применение специальных трехжильных резистивных нагревательных кабелей серии «Лонглайн», подключаемых по схеме «звезды». Такой кабель одновременно выполняет функцию нагревательного элемента и питающей линии. В Российской Федерации комплексными проектными решениями систем промышленного обогрева трубопроводов с нагревательным кабелем постоянной и переменной мощности ответственно занимается группа компаний «Специальные системы и технологии» (ГК «ССТ»). 1.1.4 СКИН-системы Промышленные системы обогрева на основе резистивных и саморегулирующихся кабелей успешно решают задачи обогрева трубопроводов 19 длиной до 3 километров. ГК «ССТ» в конце 90-х гг. XX века приступила к изучению вопроса создания промышленных систем электрообогрева протяженных трубопроводов (длиной более 3 километров) на основе индукционно-резистивной системы нагрева, или СКИН-системы. Первая промышленная система обогрева протяженного трубопровода на основе СКИН- системы, произведенная в ГК «ССТ» была смонтирована в 2002 году. СКИН-система, или индукционно-резистивная система нагрева (ИРСН), предназначена для разогрева, поддержания температуры и защиты от замерзания сверхдлинных трубопроводов. Основными объектами, на которые устанавливаются СКИН-системы являются: водоводы (при освоении и эксплуатации всех видов месторождений), выкидные линии (транспортируемые продукты – сырая нефть и нефтепродукты), серопроводы (транспорт жидкой серы), трубопроводы транспорта вязких химических веществ (внутризаводские межцеховые трубопроводы предприятий химии и нефтехимии). Принцип работы СКИН-системы основан на применении специальных нагревательных элементов, использующих явление скин-эффекта и эффекта близости в проводниках из ферромагнитных материалов на переменном токе промышленной частоты (50 Гц). Нагревательный элемент представляет собой трубку из специальной низкоуглеродистой стали с наружным диаметром от 20 до 60 мм, внутри которой располагается специальный проводник из немагнитного материала (меди или алюминия) сечением от 8 до 40 мм 2 . Проводник в конце плеча обогрева надежно соединяется со стальной трубкой, а в начале плеча между трубкой и проводником подается переменное напряжение, величина которого рассчитывается, исходя из необходимого тепловыделения и длины участка обогрева. Питающее напряжение прикладывается таким образом, что по медному проводнику ток течет в одном направлении, а по стальной трубке возвращается. Переменный ток течет по всему сечению внутреннего проводника, поскольку на промышленной частоте в немагнитном материале с хорошей проводимостью заметного поверхностного эффекта не возникает. В ферромагнитном внешнем 20 проводнике (стальной трубке) скин-эффект ярко выражен, т.е. ток протекает не по все толще стенки трубки, а в тонком (около 1 мм) поверхностном слое [44]. 1.1.5 Воздействие высокочастотным электромагнитным полем Воздействие на месторождение с высоковязкой нефтью высокочастотным электромагнитным полем имеет относительно большую скорость и радиус прогрева и отличается простым оборудованием скважины. При этом эксплуатацию скважины можно осуществлять в процессе нагрева [45]. Основные параметры, которые следует учитывать при использовании, диэлектрическая проницаемость и диэлектрические потери пласта и пластовой жидкости, а также частотный диапазон электромагнитного поля [46]. Высокочастотное электромагнитное поле заставляет молекулы воды в водонефтяной эмульсии колебаться с частотой переменного поля, и чем выше частота, тем выше температура [47]. Для передачи энергии высокочастотного электромагнитного поля используются трубы НКТ и обсадные колонны, представляющие из себя коаксиальную кабельную систему [22]. Частота генерируемого электромагнитного поля лежит в диапазоне от 50 кГц до 10 ГГц [48]. 1.1.6 Воздействие высокочастотным импульсным электромагнитным полем с индукционным воздействием К устройствам, реализующим данный способ электрического воздействия, относятся отечественные разработки: 1) Оборудование на базе линейных высокочастотных нагревательных систем (ЛВНС) для ликвидации и предотвращения образования АСПО. 2) Оборудование для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Отличительной особенностью разработанных технологий и оборудования является комбинированное и одновременное воздействие на скважины нескольких физических факторов: теплового, акустического (ультразвукового) и мощного электромагнитного поля [49]. 21 Технология высокочастотного импульсного воздействия является альтернативой горячей обработке скважин. ВЧ-импульсы от наземного мощного генератора передаются через высокочастотный греющий кабель, расположенный в скважине. Также конструкция оборудования предполагает очистку ПЗП от отложений благодаря возможности локальной концентрации мощности [50, 51]. В основе работы устройства лежит воздействие на металл скважины и скважинную жидкость мощных импульсов электромагнитного поля, создаваемых устройством, интегрирующим в себе генератор мощных электрических импульсов и возбудитель электромагнитного поля в виде индуктора [52]. Ударные вихревые токи в металле вызывают его нагрев и возбуждают механические колебания от ударных пондеромоторных сил. Воздействие импульсного электромагнитного поля разрушает водонефтяные эмульсии и суспензии. Устройство нагрева питается от наземного тиристорного блока питания через стандартный трехжильный геофизический кабель. Данная технология оказывает одновременное тепловое, ультразвуковое и магнитно-импульсное воздействие на призабойную зону пласта [53]. 1.1.7 Индукционные системы нагрева скважин При анализе существующих ИНС используемых при разработке месторождений высоковязкой нефти устройства можно разбить на три характерные группы [54]: устройства ликвидации АСПО на устье скважины и по её длине, устройство воздействия на забой и устройства воздействия на пласт [55, 56, 57, 58]. На рисунке 1.8 представлен скважинный индукционный нагреватель, конструктивная форма которого характерна для аналогичных нагревательных систем [59]. К преимуществам ИНС высокой частоты можно отнести скорость нагрева до требуемой температуры, высокий КПД теплопередачи и высокую управляемость процессом нагрева. Благодаря наличию температурного датчика, можно снизить мощность воздействия, дабы не привести к коксованию продукта [60, 61]. 22 1 – кожух из стеклопластика, 2 – стержень из стеклопластика, 3 – индукционные катушки, 4 – ферритовые магнитопроводы, 5 – полюсные наконечники, 6 – межкатушечные пространства, заполненные немагнитным и неэлектропроводящим материалом, 7 – верхний узел крепления, 8 – термочувствительный элемент датчика температуры, 9 – герметичный приборный отсек, 10 – разъем для соединения индукционного нагревателя с подводящим электроэнергию кабелем, 11 – нижний узел крепления стержня Рисунок 1.8 – Скважинный индукционный нагреватель 1.2 Патентные исследования 1.2.1 Патентный обзор Целью патентной проработки является рассмотрение методов и устройств регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий. В процессе патентного поиска рассмотрено более 15 000 патентов. Из общего числа изученных патентов электрический способ регулирования реологических свойств высоковязкой нефти описан в 21 %, тепловой – в 15 %, химический – в 8 % (рисунок 1.9). Тепловые методы не включают в себя создание тепла с помощью электричества, а в комбинированные методы входит использование электрической энергии [62]. 23 Рисунок 1.9 – Способы регулирования реологических свойств высоковязкой нефти в процентном соотношении Из всех известных методов повышения нефтеотдачи как в России, так и за рубежом, наиболее оптимальными являются термические методы. Использование химических реагентов (растворителей, разжижителей, ПАВ) в той или иной степени способствует повышению текучести высоковязких нефтей при их транспортировке по трубопроводу. Однако при этом не каждый реагент может применяться, т.к. некоторые из них повышают пожаровзрывооопасность трубопроводов, а часть – сильно завышает себестоимость их транспортировки. Из круговой диаграммы (рисунок 1.9) видно, что наиболее распространенными и перспективными способами воздействия на высоковязкую нефть являются комбинированные методы (54 %), сочетающие в себе несколько видов воздействия, затем идут электрические (21 %), тепловые (15 %), химические (8 %) и другие (2 %) методы. Классификация по способам воздействия и типам применяемых устройств для регулирования реологических свойств высоковязкой нефти электрическими методами представлена на рисунке 1.10. Из диаграммы видно, что наиболее распространенным устройством электрического регулирования реологических свойств нефти является проточный нагреватель (индукционный нагреватель, представляющий собой в общем виде трубу, которая нагревается за счет токов, наводящихся в ней индуктором), затем идет нагреватель трансформаторного типа (индукционный нагреватель, содержащий в своей конструкции сердечник), индукционный нагреватель другой конструкции, резистивный нагрев (тепло выделяется за счет большого активного сопротивления кабеля) и другие [63]. 24 Рисунок 1.10 – Классификация по способам воздействия и типам применяемых устройств для регулирования реологических свойств высоковязкой нефти электрическими методами Общий объем проанализированных патентов по странам-заявителям распределяется, как показано на диаграмме (рисунок 1.11). Рисунок 1.11 – Общий объем проанализированных патентов по странам-заявителям в процентном соотношении 25 Значительное количество новых схемотехнических решений устройств регулирования реологических свойств высоковязких нефтей в России и США свидетельствует о наличии больших запасов высоковязких нефтей в этих странах. Процентное соотношение, наблюдаемое на рисунке 1.11, не свидетельствует о том, что большинство новых решений по анализируемой тематике патентуются в России и США, это можно объяснить большей доступностью баз патентов в этих странах. Классификация патентов по МПК показана на рисунке 1.12. Из рисунка 1.12 следует, что большинство проанализированных патентов по заданной тематике имеют МПК H05B6 «Нагрев электрическим, магнитным или электромагнитным полем», это значит, что в основном патентуются методы индукционного нагрева и им подобные, как наиболее перспективные, E21B36 «Нагревательные, охлаждающие, изолирующие устройства для буровых скважин, например для использования в зоне вечной мерзлоты» и H05B6/10 «Индукционные нагревательные устройства специального назначения иные, чем печи». Рисунок 1.12 – Классификация патентов по МПК в процентном соотношении Заявителями по данной теме практически в равной доле являются учебные заведения (40 %), частные лица (36 %), предприятия и фирмы (24 %) (рисунок 1.13). Рисунок 1.13 – Классификация патентов по заявителям 26 Патентные данные о некоторых наиболее приближенных к исследуемой тематике методах и устройствах регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий включают в себя 878 патентов. 1.2.2 Анализ динамики патентования Согласно данным базы российских патентов количество заявок на патентование различных методов и устройств регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий за последние 10 лет увеличилось в среднем в 3,5 раза по сравнению с предыдущим десятилетием. Кроме того, расширился и спектр применения методов и устройств, предлагаемый авторами заявок. Современная экономическая ситуация позволяет по количеству заявок на патентование, поданных в каком-либо направлении науки и техники, достаточно достоверно оценивать его перспективность. Данный подход обусловлен тем, что, как правило, каждая поданная заявка на патентование, за которой стоит конкретное устройство, востребовано потребителем. Таким образом, анализируя патентную информацию, можно оценить и потребность рынка в различных устройствах и технологиях. С целью оценки интереса потребителя к методам и устройствам регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий и выявления наиболее перспективных направлений дальнейшего совершенствования данных методов и устройств был проведен анализ патентной информации. Были проанализированы заявки на патентование, поданные в США, Канаде, Нидерландах, Германии, Украине, СССР, Российской Федерации за период с 1935 по 2013 г. (рисунки 1.14 и 1.15). График динамики подачи заявок на патентование различных методов и устройств регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий представлен на рисунке 1.16. Данный график позволяет достаточно уверенно судить о том, что на протяжении 27 всего рассматриваемого периода (78 лет) интерес исследователей к анализируемой тематике был стабилен [64]. Некоторый спад активности изобретателей в период 1994 – 1998 г. можно объяснить сложной экономической ситуацией в Российской Федерации в этот период. Рисунок 1.14 – Распределение патентования за период с 1935 по 2013 г. Рисунок 1.15 – Диаграмма патентования за период с 1935 по 2013 гг. Рисунок 1.16 – Динамика подачи заявок на патентование методов и устройств регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий 28 1.2.3 Спектрально-корреляционный анализ динамики патентования С использованием программы MathCad 15 исследованы колебания количества заявок на патентование методов и устройств регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий в течение 936 месяцев (с 1935 по 2013 г.). Графики корреляционной функции и спектральной плотности колебания общего количества заявок на патентование методов и устройств регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий показаны на рисунке 1.17. Анализ формы спектра показывает, что для подачи заявок на патентование методов и устройств регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий характерен узкополосный процесс, что характеризует направление энергосберегающих индукционных технологий для регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе как перспективное [63]. а) б) а) корреляционная функция; б) спектральная плотность Рисунок 1.17 – Результаты вычислений корреляционной функции и спектральной плотности динамики подачи заявок на патентование методов и устройств регулирования реологических свойств высоковязкой нефти на основе энергосберегающих индукционных технологий 29 1.3 Особенности функционирования объектов нефтегазовой отрасли в условиях ограниченного электроснабжения Основные запасы нефтепродуктов и газа в России расположены в холодной климатической зоне, где зимой температура может достигать до минус 50 °С и труднодоступных местах, где не всегда имеются линии электропередач [65]. Столь низкие температуры могут привести к полному замерзанию оборудования. Кроме того, отсутствие центрального электроснабжения накладывает ограничение по наличию свободной электроэнергии. Поэтому при расчете было поставлено условие на определенный уровень «свободной» мощности, Р св , кВт. Расчет по нагреву обвязки куста включает в себя два режима работы [66]: - режим поддержания температуры (компенсации теплопотерь); - режим разогрева. Определены технические требования к электротермическим системам: - обеспечение двух режимов работы: поддержания температуры и аварийного разогрева [67, 68, 69]; - обеспечение автоматизации и реализация малолюдных технологий в условиях Крайнего Севера; - обеспечение рабочего температурного диапазона режимов работы объектов при ограничении электроснабжения; - обеспечение высокого уровня взрыво- и пожаробезопасности функционирования объектов нефтегазовой отрасли [70]. Анализ преимуществ и недостатков электротермических методов и устройств показал необходимость разработки новых электротермических систем воздействия на реологические свойства вязкой и высоковязкой нефти, основанных на принципах индукционного нагрева и создания ИНС повышенно- средней (до 30 кГц) и высокой (от 30 кГц до 300 МГц) частоты [71, 72]. 30 1.4 Классификация объектов по зонам и видам Аналитический обзор существующих методов воздействия на реологические свойства высоковязкой нефти и, в частности, электрофизических методов, способствовали дальнейшему формулированию задач в разработке математических и физических моделей, методик расчета, технических и схемотехнических решений ИНС с учетом особенностей нагреваемого объекта. Для разработки месторождений с высоковязкой нефтью ИНС можно отметить три характерные зоны для термического воздействия на скважину (рисунок 1.18): 1) Устье скважины (обогрев устьевого оборудования); 2) Линейная часть скважины (предотвращение АСПО); 3) Забой скважины с продуктовым пластом (коллектор) (обеспечение требуемой вязкости нефти). Зона забоя Зона устья Линейная часть скважины Рисунок 1.18 – Основные зоны продуктовой скважины 31 Устьевое оборудование показано на рисунке 1.19. Из рисунка 1.19 видно большое количество разносортных участков, которые можно классифицировать следующим образом: линейная часть трубопровода, задвижки, фланцевые соединения, изгибы, линейная часть на опорах. а) гребенки для поддержания пластового давления в системе ППД; б) устьевая арматура Рисунок 1.19 – Устьевое оборудование Особенности температурных режимов работы перечисленных зон формируют требования к установкам индукционного нагрева каждой зоны, как в отдельности, так и совместно (рисунок 1.20). Для обогрева длинных трубопроводов используются протяженные нагревательные системы. На рисунке 1.20 показаны основные элементы трубопроводной системы: прямой участок трубы (рисунок 1.20, а), изгиб трубопровода (рисунок 1.20, б), задвижка (рисунок 1.20, в), фланцевое соединение (рисунок 1.20, г). Рисунок 1.20 – Исполнение индуктора для различных конструкций трубопровода 32 1.5 Определение энергетической эффективности способов воздействия электротермических систем Применение ИНС позволяет реализовать следующие основные способы нагрева протяженных объектов (трубопроводов, скважин) и объектов большой площади (резервуаров, емкостей, цистерн, ж/д стрелок, ж/д цистерн): локальный, попутный, локально-попутный, локально-ступенчатый [73]. Локальный способ реализуется в системах пламенного нагрева. Его недостатком является пожароопасность, промышленная опасность, возможность перегрева сырья. Попутный нагрев характеризуется следующим недостатком: эффективен только в режиме компенсации теплопотерь, а режим разогрева сложно реализуется. Наиболее предпочтительными являются локально-попутный и локально- ступенчатый способы нагрева. Рассмотрим энергетическую эффективность данных методов на примере работы в скважине. Техническими сооружениями, используемыми для добычи нефти на поверхность, являются скважины, протяженность которых может достигать 1000 м и более. Скважины бывают вертикальными, наклонными и горизонтальными. Одна скважина может состоять из комплексного сочетания вертикальных, наклонных и горизонтальных участков. При добыче аномально вязкой нефти чаще всего используются скважины с комплексным сочетанием участков. В процессе разработки месторождений с аномально вязкой нефтью следует применять мероприятия по улучшению реологических свойств добываемого продукта. Исходя из того, что наиболее эффективными методами увеличения нефтеотдачи пласта являются тепловые, следует решить ряд задач, связанных с передачей тепла аномальной нефти, а также тепловыми потерями. 33 Произведено деление добывающей (нагнетательной) скважины на три зоны воздействия: зона устьевого оборудования, зона линейной части скважины и зона забоя с продуктовым пластом. Так как предлагаемый способ электрофизического воздействия применим для использования, как в каждой конкретной зоне, так и комплексно, то предполагается рассматривать зоны по воздействию в комплексном сочетании. Варианты теплового воздействия: локальный в забое, локально-ступенчатый, локально-попутный. Необходимо определить температурный диапазон теплового воздействия (максимальные и минимальные температуры) [74, 75]. Температура жидкости внутри НКТ на любой глубине в любом сечении скважины, с учетом геотермического градиента Г, определяется по формуле [76]: , где t 0 – температура нейтрального поля Земли, ºC; t з – температура жидкости на забое скважины, ºC; β 0 – коэффициент, 1/м; H – глубина залегания пласта, м; h – глубина исследуемая, м. Коэффициент β 0 , определяющий влияние дебита на распределение температуры, вычисляется по формуле [76] , где К – линейный коэффициент теплопередачи; С – теплоемкость жидкости, Дж/(кгК); G = Q∙ρ – расход жидкости по массе, где Q – дебит скважины, м 3 /с; ρ – плотность жидкости, кг/м 3 Линейный коэффициент теплопередачи К концентрически расположенных труб вычисляется как [76] 34 где – коэффициент теплоотдачи от жидкости к площади внутренней поверхности трубы НКТ; λ i – теплопроводность среды между радиусами , , Вт/(м С); λ п – теплопроводность породы, Вт/(м С); r i – радиус i-го слоя, м; R T – радиус теплового влияния скважины, м; r n – внешний диаметр цементного слоя, м; Из известных данных о скважине можно определить все геометрические параметры сечения скважины (d – диаметр, м; δ – толщина слоя, м; r – радиус, м) , Толщина теплового влияния скважины на породу определяется по времени воздействия где а п – коэффициент температуропроводности породы, м 2 /с; Z – время обогрева, с; Коэффициент теплоотдачи от жидкости к площади внутренней поверхности трубы НКТ [77] где Nu – число Нуссельта, λ ж – коэффициент теплопроводности жидкости, d 0 – внутренний диаметр НКТ. Число Нуссельта определяется в зависимости от нескольких параметров, включая число Рейнольдса, которое определяется как [77] , где w – средняя скорость подъема жидкости по стволу скважины при постоянном дебите равная , – кинематическая вязкость (м 2 /с). 35 Значение кинематической вязкости можно определить, как отношение динамической вязкости жидкости к плотности жидкости при одной и той же температуре При нахождении значения числа Re учитывалось изменение значения кинематической вязкости от температуры. Полученные значения результатов изменения вязкости и числа Re показаны на графике (рисунок 1.21). При построении учитывалось постоянство средней скорости течения жидкости. Как видно из температурной зависимости (рисунок 1.21), значение числа Re < 2360, что соответствует ламинарному режиму течения [77], тогда в случае постоянного теплового потока можно принять Nu = 4,36. Рисунок 1.21 – Графическая зависимость числа Re и кинематической вязкости от температуры Построим график распределения температуры добываемой жидкости по длине скважины, используя преобразованную формулу (11) Граничными условиями для расчетов являются значения h 1 = 1175 м (нижняя часть лифтовой колонны НКТ) и h 2 = 0 м (устье скважины). Выбираем шаг расчета Δh =100 м. Полученные данные отражены графически на рисунке 1.22, а числовые значения сведены в таблицу 1.2. 36 Таблица 1.2 – Данные распределения температуры по скважине Δh, м 1175 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 t i , °С 180 166 148 130 113 96 79 75 61 47 33 19 6 Рисунок 1.22 – График изменения температуры жидкости на участке скважины от h 1 до h 2 Изгиб кривой на графике говорит о наличии кондуктора. Используя геометрическую модель, схема которой представлена на рисунке 1.21, произведем оценку распространения теплового поля в радиальном направлении [78, 79]. Плотность теплового потока через многослойную цилиндрическую поверхность [77] , где температура невозмущённой породы на глубине h , Температура на границе слоев определяется по формуле [77] Полученные данные сводим в таблицу 1.3. Для примера взята глубина h=100м с кондуктором и h=600м без кондуктора. 37 Таблица 1.3 – Температура слоев скважины в сечении скважины на глубине h=100м с кондуктором Границы слоев , Жидкость - внутренний слой НКТ 19 Внешний слой внутренней трубы НКТ – внутренний слой изоляции 19 Внешний слой изоляции – внутренний слой внешней трубы НКТ 9 Внешний слой НКТ – воздушный слой 9 Воздушный слой внутренний – обсадная колонна 2 Обсадная колонна - воздушный слой 2 Воздушный слой – кондуктор -1 Кондуктор – цементный слой -1 Цементный слой – порода -1 По данным таблиц 1.3 и 1.4 построим график изменения температурного поля в радиальном направлении (рисунки А.2 и А.3). Таблица 1.4 – Температура слоев скважины в сечении скважины на глубине h=600м без кондуктора Границы слоев , Жидкость – внутренний слой НКТ 79 Внешний слой внутренней трубы НКТ – внутренний слой изоляции 79 Внешний слой изоляции – внутренний слой внешней трубы НКТ 43 Внешний слой НКТ – воздушный слой 43 Воздушный слой – обсадная колонна 18 Обсадная колонна – цементный слой 18 Порода – цементный слой 17 При температуре нефти 62 ºC и ниже начинается процесс отложения парафинов на стенках НКТ [80]. Для предотвращения этого рассмотрим варианты поддержания требуемой температуры. Первый вариант – нагреть жидкость до максимально возможной температуры и никаким образом не воздействовать на нее во время подъема. Такой вариант осуществим, к примеру, паровым разогревом. В данном случае необходимо учесть, что не приняты в расчет температурные параметры насоса 38 (предельно допустимая температура). Количество теплоты Q Δ , необходимое для разогрева жидкости в пласте на температуру Δt: Q Δ = C∙m∙Δt, где m – масса выкачиваемой жидкости. Массу выкачиваемой жидкости за время τ можно вычислить через объем жидкости V: m = ρ∙V = ρ∙Q∙τ. Так как передача тепла при индукционном нагреве осуществляется за счет внутренней энергии труб, то мощность P з передачи теплоты к жидкости от разогревающего устройства Для осуществления данного варианта жидкость необходимо нагреть до температуры 402 ºC. Тогда на устье жидкость будет иметь температуру 62 ºC и мощность P з = 191 кВт. Термограмма этого варианта изображена на рисунке 1.23. Рисунок 1.23 – Термограмма разогрева жидкости на забое до 402 ºC Второй вариант – интенсивный подогрев жидкости на коротком участке трубы при приближении температуры жидкости к 62 ºC. Проведя расчеты при различных значениях параметров Δt и t з можно провести анализ эффективности рассматриваемой системы нагрева. Полученные значения приведены в таблице 1.5. Рассмотренные способы реализации нагрева рассчитаны при t з < 130 ºC с учетом максимальной температуры нагрева изоляции обмоток электродвигателя насоса. Шаг поднятия температуры в забое принят 10 ºC, а шаг Δt в зависимости 39 от количества ступеней локального подогрева. Термограммы, построенные по результатам показаны в таблице расчётов, приведены в Приложении А (рисунок А.1). Таблица 1.5 – Результаты расчетов требуемых мощностей тепловыделения для устройств локального подогрева t з < 130 ºC Способы реализации Температура, ºC Количество устройств локального подогрева Мощность тепловыделения, кВт жидкости на забое жидкости на устье Δt на забое устройств локального подогрева суммар ная 1. 65 64 3 29 21 44 65 2. 65 68 8 11 21 45 66 3. 65 67 15 6 21 46 67 4. 65 65 22 4 21 45 66 5. 65 63 43 2 23 43 66 6. 65 62 85 1 23 43 66 7. 70 62 12 7 23 42 65 8. 70 62 21 4 23 42 65 9. 70 62 28 3 23 42 65 10. 70 62 42 2 23 42 65 11. 70 62 84 1 23 42 65 12. 80 65 14 6 28 42 70 13. 80 65 21 4 28 42 70 14. 80 65 28 3 28 42 70 15. 80 63 41 2 28 41 69 16. 80 63 82 1 28 41 69 17. 90 67 14 6 33 42 75 18. 90 64 27 3 33 41 74 19. 90 63 40 2 33 40 73 20. 90 62 79 1 33 40 73 21. 100 64 13 6 38 39 77 22. 100 64 26 3 38 39 77 23. 100 64 39 2 38 39 77 24. 100 63 77 1 38 39 77 25. 110 66 13 6 43 39 82 26. 110 63 25 3 43 38 81 27. 110 62 37 2 43 37 80 28. 110 62 74 1 43 37 80 29. 120 63 12 6 49 36 85 30. 120 63 24 3 49 36 85 31. 120 63 36 2 49 36 85 32. 120 63 71 1 49 36 85 33. 130 66 12 6 54 36 90 34. 130 63 23 3 54 35 89 35. 130 64 35 2 54 35 89 36. 130 63 69 1 54 35 89 40 Из анализа видно, что чем больше нагрета жидкость на забое, тем больше потребуется энергии, чтобы поддерживать минимально допустимую температуру по всей глубине скважины (рисунки 1.24 и 1.25). Это обусловлено тем, что чем выше температура жидкости, тем интенсивнее происходит теплопередача в окружающую среду. Если рассмотреть способы реализации 1 – 11 из таблицы 1.5, при которых жидкость в забое нагрета до температуры чуть выше критической, то действительно, в этих случаях потребуется минимальная суммарная мощность чтобы поддерживать эту температуру до самого устья. В этих случаях необходима мощность тепловыделения 65-67 кВт, которая зависит лишь от количества ступеней подогрева. Рисунок 1.24 – Термограмма при различных значениях температуры жидкости на забое и температуры ступени подогрева при локальном нагреве Рисунок 1.25 – Термограммы к таблице 1.5 при различных значениях температуры жидкости на забое и температуры ступени подогрева при локально-ступенчатом нагреве 41 Рост температуры жидкости на забое непременно приводит к возрастанию суммарной мощности все системы обогрева в скважине, а также следует учесть, что при высоких температурах начинается процесс коксования нефти. Третий вариант – разогрев жидкости до температуры 63ºC и поддержание такой температуры по всей длине скважины до самого устья (рисунок 1.26). Расчет этого варианта аналогичен расчету первого варианта, только в данном случае Δt принимается близким к нулю. В итоге получаем мощность тепловыделения: P = P з + P НКТ = 20 + 43 = 63 кВт. Полученные данные расчетов позволяют наглядно показать изменение температуры по длине скважины, что позволяет не только оценить тепловые потери, но и оптимизировать режим нагрева с целью поддержания постоянного дебита скважины. Рисунок 1.26 – Термограмма варианта поддержания постоянной температуры жидкости при локально-попутном нагреве На полученных термограммах видно, что поднимаемый на поверхность продукт активно теряет энергию по экспоненциальной зависимости, что недопустимо при добыче высоковязкой нефти, так как возрастает нагрузка на добывающий агрегат, а также риск застывания продукта в пространстве НКТ. По произведенным расчетам можно сделать вывод, что наиболее энергоэффективным является варианты равномерного прогрева жидкости по всему участку поднятия жидкости на поверхность земли и локально-ступенчатый подогрев с ограничением температурного диапазона в пределах от 62 до 130 °С [81]. 42 Рассмотрена задача обеспечения температурных режимов работы на примере нефтяной скважины, произведен расчет тепловых потерь, анализ и сравнение способов электротермического воздействия. Для протяженных частей наземного трубопровода и промыслов попутный нагрев осуществляет только режим компенсации теплопотерь. С позиций энергетических показателей наиболее эффективным является локально-попутный метод нагрева, но данный метод сложно реализуем с технической точки зрения, осуществления монтажа. Показано, что наиболее эффективным с точки зрения надежности, простоты монтажа является способ локально-ступенчатого нагрева, заключающийся в нескольких интенсивных подогревах вязкой текучей среды на коротких участках трубопровода. 1.6 Выводы по главе 1 и постановка задач исследования 1 Обоснована безальтернативность тепловых методов и показана эффективность электротермии для решения задач регулирования вязкости жидкостей. Показана актуальность применения электрофизических методов теплового воздействия в добыче, перекачке и транспорте вязких текучих сред. Аналитический обзор технологий увеличения нефтеотдачи пласта на основе электротермических систем показывает, что данные системы по применению классифицируются по зонам воздействия: в зоне устья, вдоль линейной части скважины и в зоне забоя, а также по объектам воздействия. По результатам анализа сформулированы технические требования к электротермическим системам. 2 Проведен подробный обзор методов и устройств воздействия на реологических свойства вязких текучих сред, а также анализ динамики их патентования. Патентные исследования с глубиной поиска 78 лет, по двадцати базам патентного поиска, выявили, что направление создания методов и устройств на основе энергосберегающих индукционных технологий для регулирования реологических свойств высоковязкой нефти является 43 перспективным. Показана актуальность разработки и внедрения ИНС повышенно- средней (до 30 кГц) и высокой (от 30 кГц до 300 МГц) частоты на объектах нефтегазовой отрасли при добыче, подготовке, перекачке и переработке вязкой нефти. 3 Выполнена оценка эффективности систем локального, попутного, локально-попутного и локально-ступенчатого нагрева на примере НКТ скважины. По результатам оценки сделан вывод, что наиболее энергоэффективными являются способы локально-попутного и локально-ступенчатого нагрева. Для реализации данных способов нагрева необходимо разработать новые способы электротермического воздействия и технические решения электротермических установок на основе индукционных энергосберегающих технологий для объектов нефтегазовой отрасли. 4 Обоснована необходимость разработки компьютерных моделей ИНС для исследования на их основе режимов работы ИНС. 5 Показана необходимость разработки методики инженерного расчета и алгоритма проектирования разработанных ИНС. Постановка задач исследования Целью работы является создание и исследование электротермической системы на основе индукционных технологий, обеспечивающей режимы компенсации теплопотерь и аварийного разогрева промыслового оборудования нефтяного месторождения в условиях ограниченного электроснабжения. Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи: - аналитический обзор и патентные исследования методов, систем и устройств теплового воздействия на объекты нефтегазовой отрасли; - разработка новых способов и технических решений электротермических установок и систем на основе индукционных энергосберегающих технологий для объектов нефтегазовой отрасли и исследование режимов их работы; 44 - создание инженерных методик расчета и алгоритмов проектирования разработанных ИНС; - разработка компьютерных моделей ИНС и исследование на их основе режимов работы ИНС; - экспериментальное подтверждение результатов теоретических исследований, адекватности разработанных моделей, практическая реализация ИНС и внедрение разработанных способов и устройств. |