CC BY
8Высота ледовой защиты принята из условий, чтобы в диапазоне возможных уровней (глубин) моря в период эксплуатации ледовое образование разрушалось изгибом для уменьшения глобальных ледовых нагрузок. Угол наклона граней ледовой защиты к горизонту ß=66° выбран с учетом условия невыхода нижней кромки ледореза за габариты бортовой плоскости нижних понтонов, уменьшения размера протяженности ледовой защиты по высоте и уменьшения массы ледовой защиты. На верхней части ледовой защиты установлен дополнительный пояс высотой 1,0 м с обратным углом наклона в 10° для фиксации точки опрокидывания наползающего льда назад.
Комплексное инженерное освоение мелководных зон континентального шельфа относится к новому молодому направлению в нефтегазовой отрасли и требует в конструктивном плане достаточно оригинальных, современных подходов, отвечающих требованиям сегодняшнего дня. Предлагаемый способ модернизации полупогружной буровой установки приведет к созданию надежной опоры для возведения верхнего строения ледостойкой стационарной платформы. Данная реконструкция значительно сократит срок возведения и демонтажа платформы, кроме того, она более экономически выгодна, чем вновь возводимое сооружение.
Список литературы
1. Бородавкин П. П. Морские нефтегазовые сооружения: Учеб.для вузов. Ч.1. Конструирование. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. — 555с.
Сведения об авторе
Трохимчук Марина Викторовна, к. г.-м. н., доцент кафедры «Промышленная теплоэнергетика» филиала ГОУ ВПО «Московский энергетический университет» (технический университет), докторант Российского государственного университета нефти и газа им И. М. Губкина, тел.: 8-902-652-54-71, e-mail:tro232957@mail.ru
Trokhimchuk M. V., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, associate professor of the chair «Industrial heat-power engineering», Moscow Energy University, doctoral candidate of Russia State University of Oil and Gas named after I. M. Gubkin, phone: 8-902-652-54-71,e-mail:tro232957@mail.ru
Строительство и обустройство промыслов
УДК 622.24; 519.868
ЧИСЛЕННОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ДВИЖЕНИЯ ФРОНТА ФАЗОВОГО ПЕРЕХОДА В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ
NUMERICAL STUDY OF MECHANISM OF PHASE TRANSITION FRONT MOVEMENT IN PERMAFROST ROCKS
Н. Г. Мусакаев, С. Н. Романюк, С. Л. Бородин
N. G. Musakaev, S. N. Romanyuk, S. L. Borodin
Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, Институт криосферы Земли СО РАН, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: численное исследование, многолетнемерзлые породы, зона протаиеания Key words: numerical studies, permafrost rocks, thawing through zone
В настоящее время ряд месторождений нефти и газа находится в районах вечной мерзлоты. В зависимости от географической зоны глубина слоя (мощность) многолетнемерзлых пород (ММП) может превышать 600 метров [1]. Зона вечной мерзлоты характеризуется аномально низкой температурой и низкими геотермальными градиентами [2]. Нормальная эксплуатация добывающих скважин в интервалах залегания ММП может быть нарушена [1, 3]: низкая температура в зоне вечной мерзлоты, охлаждение труб в момент начала работы скважины, кавернообразование, неустойчивость приустьевых площадок в период эксплуатации скважин, возникновение притока после остановки скважины, интенсификация процесса образования твердой фазы (парафинов и газогидратов) на стенках скважины. Дан-
ные проблемы характерны почти для всех типов добывающих скважин, в том числе для скважин, оснащенных установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН).
Известно, что свойства углеводородных флюидов в значительной степени зависят от температуры и давления [1, 4]. Поэтому необходимо учитывать изменение термодинамических параметров при подъеме флюида по стволу скважины к устью, и теплообмен скважины с мерзлыми породами с учетом образующейся зоны растепления ММП и внешний для восходящего потока градиент температуры, чтобы правильно моделировать течение газожидкостной смеси в таких условиях.
Математическая модель. При исследовании восходящего нефтегазового потока в вертикальной скважине необходимо учитывать три взаимосвязанных фактора: гидродинамику и теплофизику течения углеводородной смеси, тепловое взаимодействие газожидкостного потока с окружающей горной породой, рост парафиновых отложений на внутренних стенках подъемной колонны скважины. Если скважина эксплуатируется установкой электроцентробежных насосов (УЭЦН), то дополнительно следует учесть скачкообразное изменение параметров потока (давления, температуры и др.) вследствие работы насоса. В работе [5] предложена математическая модель, которая учитывает все вышеназванные факторы. На основе этой модели разработана расчетная программа, позволяющая определить основные параметры газожидкостного потока в скважине, оснащенной УЭЦН.
При математическом описании закономерностей движения фронта фазового перехода в ММП за основу примем следующие допущения: породы, окружающие скважину, однородны и изотропны; теплообмен с окружающей породой происходит по закону Ньютона; при движении фронта фазовых переходов в ММП не происходит массопереноса жидких флюидов; поток тепла в окружающих породах в осевом направлении скважины пренебрежительно мал по сравнению с потоком тепла в радиальном направлении; фазовые переходы происходят в равновесном режиме. Температурные поля в системе «скважина - окружающая порода» в общем случае нестационарны. Однако выполненные оценки [6] показывают, что при характерных для скважинных потоков темпах изменения температурных полей влияние их нестационарности на коэффициент теплоотдачи несущественно. Поэтому нестационарный процесс теплообмена может быть рассчитан обычными методами стационарной теплопередачи.
При эксплуатации скважин в условиях вечной мерзлоты взаимодействие скважины с окружающей породой на определенных глубинах сопровождается протаиванием мерзлого грунта вблизи скважины. До момента начала работы скважины будем полагать, что температура вокруг скважины однородна и равна геотермальной Тех,.
При сделанных допущениях уравнения, описывающие внешнюю тепловую задачу, могут быть записаны в виде
дТИ = ^(2)1 А
д/ г дг
(
дТ(2) дг
Л
Яс < г <£,
(1)
дТ (1) =ж(1)15
д/ г дг
(
дТ(1) дг
£ < г < с
(2)
-1(2)
дТ(2) дг
: ^ - т(2)
г = Л,
Т (1) = Т (2) = т (1,2), г
(3)
(4)
-а(2) дт^2^+А(1) дт^
дг дг А
г =
(5)
дТ(1) дг
= 0,
(6)
г
г
г = с
Здесь и далее верхний индекс в скобках (1) соответствует параметрам мерзлой породы, (2) — параметрам протаявшей породы; Тг), ^ и Л,1-'-1 (' = 1, 2) — температура, коэффициенты температуропроводности и теплопроводности породы; Г — время; г — радиус; Т и Т-1,2) — температура газожидкостного потока в стволе скважины и температура плавления мерзлой породы, соответственно; Кс — внешний радиус скважины; % — закон движения границы протаивания ММП (радиус протаявшей зоны); р — коэффициент теплопередачи через систему труб скважины; р, — плотность мерзлой породы; Ь, — удельная теплота протаивания ММП (с учетом влагосодержания породы).
Соотношения (1) и (2) представляют уравнения теплопроводности для протаявшей и мерзлой пород, (3) — условие на границе контакта скважины с протаявшей породой, (4) — условие на границе фазовых переходов в ММП, (5) — уравнение движения фронта протаивания мерзлой породы (радиальная задача Стефана), (6) — условие ограниченности температуры на бесконечности.
Численное исследование. Решение системы уравнений (1)-(6) проводилось методом конечных разностей по явной схеме, аналогично схеме расчета температурного поля, изложенной в работе [7]. Выбор шага по времени, АГ = 103 с, и пространственной переменной, Аг = 0,1 м, для расчета фронта фазовых переходов в ММП определялся геометрией задачи. Построенные разностные схемы обладают свойством консервативности и для них выполняется условие баланса физической величины.
На основе предложенной математической модели и разработанной программы выполнены расчеты основных параметров двухфазного потока по высоте скважины и температурных полей вокруг нее, а также движение фронта таяния мерзлых пород в процессе эксплуатации скважины, оснащенной УЭЦН.
При проведении расчетов использованы следующие значения параметров [3, 5, 8]:
т = 50 т/сут; ОЕ = 100 м3/т; КНКТ = 0,0315 м; КЭК = 0,084 м; Кс = 0,125 м; Н = 2500 м;
НММП = 300 м;рь = 25 МПа; р/ = 20 МПа; Т = 342 К; е = 1,510-5 м; р{ = 850 кг/м3; w = 0,3;
р, = 1800 кг/м3; К(М) = 52 м2/(с2-К); КЬ) = 520 м2/(с2-К); Я(1) = 1,8 Вт/(мК);
= 8,510-7 м2/с; Я(2) = 1,4 Вт/(мК); ^ = 4,7^10-7 м2/с; Х1 = 0,13 Вт/(мК);
С = 2100 м2/(с2-К); ^ = 0,04 Вт/(мК); св = 2500 м2/(с2-К); Ь„ = 3,34 105 м2/с2;
Ьм = 2,3105 м2/с2; ЬЬ) = 104 м2/с2; Нр = 1500 м.
Здесь нижними индексами I и g отмечены параметры жидкой и газовой фаз; т - массовый расход двухфазной смеси (дебит); ОЕ — газовый фактор; КНКТ и КЭК — радиус НКТ и эксплуатационной колонны соответственно; Н — глубина скважины; НММП — глубина залегания ММП; рь — пластовое давление; р^^ и Т — давление и температура потока на забое скважины; Я(щ и К(Ь) — газовые постоянные для паров жидкости и для газа, соответственно; е — средний размер шероховатости стенки подъёмной колонны скважины; w — влагосо-держание породы; р1 — истинная плотность жидкой фазы; Ьщ и Ьь) — удельные теплоты испарения жидкой фазы и выделения растворенного в жидкости газа, соответственно; Л и с, (' = I, g) — коэффициент теплопроводности и удельная теплоёмкость г'-й фазы при постоянном давлении соответственно; Нр — глубина подвески УЭЦН. Если не оговорено дополнительно, то в затрубном пространстве скважины находится нефть.
Рис.1 иллюстрирует изменение во времени температур в скважине и окружающей горной породе. Видно, что со временем температуры внешней стенки скважины и скважинного потока повышаются, наклон же кривых изменяется не существенно. Повышение температур внешней стенки скважины и скважинного потока можно объяснить растеплением окружающих мерзлых пород, вследствие чего тепловые потери от скважины уменьшаются.
Увеличение температуры газожидкостного потока может сказаться благоприятным образом на снижении количества осложнений, связанных с остыванием потока, однако, повышение температур в ММП вблизи скважины в ряде случаев имеет негативный для устойчивости скважин характер.
Рис. 1. Распределение температуры в интервале глубин от устья (г = 0) до 300 м:
линия 1 соответствует геотермальной температуре, 2 и 3 — температуре внешней стенки скважины через 2 и 12 месяцев, 4 и 5 — температуре скважинного потока через 2 и 12 месяцев
При эксплуатации скважины происходит увеличение температуры ММП вблизи скважины, вследствие чего лед начинает переходить в жидкую фазу - образуется зона протаи-вания.
На рис. 2 представлена динамика оттаивания ММП, рассчитанная по предложенной в данной работе математической модели. В результате теплоотдачи от скважины в окружающую породу радиус протаявшей зоны % со временем увеличивается; к концу года в наших расчетах величина % составила около 0,7 м (без использования теплоизолированных труб).
<?, м
0.6
0.4
0,2
г— ' ."''.Г "С- ^ *------
£ 1
Рис. 2. Изменение во времени
радиуса протаивания окружающих скважину ММП:
зависимости построены для глубины
100 м. Линия 1 — в затрубном пространстве скважины находится ь, 2 — газ, 3 — вода
0
10
месяцы
Если в затрубном пространстве находится нефть (коэффициент теплопроводности в расчетах равен 0,13 Вт/(мК)), то радиус протаивания максимален, если вода (0,68 Вт/(мК)) - минимален, газ же с наименьшим коэффициентом теплопроводности занимает промежуточную позицию, то есть увеличение теплопроводности вещества в затрубном пространстве не ведет однозначным образом к повышению темпов роста радиуса протаявшей зоны (см. рис. 2). Для изучения этого интересного факта в работе проведена серия расчетов с различными коэффициентами теплопроводности вещества Ъзатр в затрубном пространстве (рис.3).
Рис. 3. Зависимость радиуса протаивания ММП от коэффициента теплопроводности вещества в межтрубном пространств: зависимости построены для глубины 100 м:
линия 5 соответствует времени эксплуатации скважины в течение 2 месяцев;
6 — в течение 12 месяцев; горизонтальные линии 1, 2, 3 и 4 — коэффициенты теплопроводности нефти, газа, воды и газа в состоянии термогравитационной конвекции (От = 105) соответственно
Увеличение Лзатр до определенного значения приводит к большим значениям зоны про-таивания, затем же происходит обратное — радиус % имеет с ростом Хзатр все меньшие значения (см. рис.3).
Причиной максимума на кривой %(Л3атр)> на наш взгляд, является «конкуренция» двух факторов в величине теплоотдачи от скважины в окружающие породы, а именно, коэффициента теплопередачи р через систему труб скважины и разницы температур AT в стволе скважины и в окружающих породах. С увеличением Хзатр коэффициент теплопередачи р растет, однако, величина AT снижается вследствие больших потерь тепловой энергии сква-жинного потока до начала зоны ММП. Наиболее распространенным способом пассивной тепловой защиты является нанесение теплоизолирующего материала на внешнюю стенку подъемной колонны.
На рис. 4 и 5 представлены расчетные зависимости для двух материалов теплоизоляции с различной толщиной Ah. На графиках линия 1 соответствует случаю отсутствия теплоизоляции; 2 - Ah = 5 мм, в качестве материала теплоизоляции в расчетах взят пенополиуретан с коэффициентом теплопроводности 0,0067 Вт/(м-К); 3 - Ah = 10 мм, пенополиуретан; 4 -Ah = 2 мм, Thermo Coat с коэффициентом теплопроводности 0,001 Вт/(мК). Остальной объем затрубного пространства заполнен нефтью.
Рис. 4. Изменение со временем радиуса Рис. 5. Изменение по глубине
протаивания окружающих скважину температуры внешней стенки
ММП: зависимости построены скважины через 12 месяцев с начала
для глубины 100 м эксплуатации скважины
При увеличении теплоизолирующего слоя или при использовании материала с меньшим коэффициентом теплопроводности радиус протаявшей зоны а также температура внешней стенки скважины уменьшаются, что обусловлено снижением теплоотдачи от скважины в окружающие породы (см. рис. 4, 5). Кроме того, теплоизоляция подъемной колонны ведет к существенному повышению температуры газожидкостного потока по глубине скважины [5]. Негативной стороной использования теплоизолированных труб является то обстоятельство, что изготовление подобного оборудования достаточно сложно и не всегда экономически оправдано [8].
При прохождении через УЭЦН температура нефтегазовой смеси увеличивается в результате теплообмена с погружным электродвигателем установки, это приводит к повышению температур в скважине [5]. В этой связи проведено численное исследование влияния глубины погружения Нр и массового расхода УЭЦН Мр на темпы продвижения фронта фазовых переходов в ММП, а также на изменение температурных полей вокруг скважины.
Рис. 6 и 7 иллюстрируют для различных Мр эволюцию во времени радиуса £ и распределение по глубине температуры внешней стенки скважины.
На графиках линии 1, 2 и 3 соответствуют Мр = 50, 75 и 100 т/сут, откуда видно, что увеличение расходной характеристики УЭЦН ведет к большому росту зоны протаивания и температуры в окружающей горной породе. Данное обстоятельство можно объяснить тем, что увеличение массового расхода смеси приводит к повышению скорости движения фаз, и поток, двигаясь к подошве ММП, успевает отдать меньшее количество тепла в окружающие горные породы, то есть подходит более теплый.
В результате большому значению Мр соответствует большая разница температур АТ в зоне ММП, следовательно, больший нагрев окружающих пород.
Рис. 6. Изменение со временем радиуса протаивания окружающих скважину ММП: зависимости построены для глубины 100 м
Рис. 7. Изменение по глубине температуры внешней стенки скважины через 12 месяцев с начала эксплуатации скважины
На рис. 8 и 9 представлены расчетные зависимости для различных глубин Нр погружения насоса. Линии 1 и 2 соответствуют Нр = 1000 и 2000 м. Результаты расчетов (см. рис. 8 и 9) показывают, что подвеска насоса на большей глубине приводит к незначительному повышению темпов роста радиуса протаявшей зоны и немного большим значениям температуры на внешней стенке скважины.
Рис. 8. Изменение со временем радиуса протаивания окружающих скважину ММП: зависимости построены для глубины 100 м
Рис. 9. Изменение по глубине температуры внешней стенки скважины через 12 месяцев с начала эксплуатации скважины
Вывод
Проведено математическое моделирование и построена численная схема, позволяющая найти основные параметры двухфазного потока по высоте скважины и температурных полей вокруг нее, а также движение фронта таяния мерзлых пород в процессе эксплуатации скважины, оснащенной УЭЦН. Проведено численное исследование закономерностей движения фронта фазового перехода в ММП.
Список литературы
1. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.
2. Codbole S. P. and Ehlig-Economides C. Natural Gas Hydrates in Alaska: Quantification and Economic Evaluation // paper SPE 13593. - 1985.
3. Проселков Ю. М. Теплопередача в скважинах. - М.: Недра, 1975.- 224 с.
4. Гиматудинов Ш. К., Широковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982.- 311 с.
5. Губайдуллин А. А., Мусакаев Н. Г., Бородин С. Л. Компьютерное моделирование процессов в оснащенной УЭЦН нефтегазовой скважине // Известия вузов. Нефть и газ. - 2010.- № 5. - С.59-65.
6. Пудовкин М. А., Саламатин А. Н., Чугунов В. А. Температурные процессы в действующих скважинах. - Казань: Изд-во Казанского университета, 1977. - 168 с.
7. Ковязин Н. И., Мусакаев Н. Г., Мусакаева М. Ф., Романюк С. Н. Численная схема расчета температурного поля в скважине при ее строительстве // Известия вузов. Нефть и газ. - 2009.- N° 6. -С.112-119.
8. Медведский Р. И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах. - М.: Недра, 1987. - 230 с.
Сведения об авторах
Мусакаев Наиль Габсалямович, к.ф.-м.н., доцент кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи», Тюменский государственный нефтегазовый университет. Заведующий лабораторией, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, тел.: (3452) 229320, е-mail: timms@tmn.ru
Романюк Сергей Николаевич, младший научный сотрудник, Институт криосферы Земли СО РАН, тел.:(3452) 688785, е-mail: sciensec@ikz.ru
Бородин Станислав Леонидович, младший научный сотрудник, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, тел.:(3452) 229320, е-mail: timms@tmn.ru
Musakaev N. G., Candidate of Physical and Mathematical Sciences, associate professor of the chair «Modeling and Control of Oil and Gas Production Processes», Tyumen State Oil and Gas University, Head of laboratory at Tyumen Branch of Khristianovich 's Institute of Theoretical and Applied Mechanics,SB RAS, phone: (3452)229320, е-mail: timms@tmn.ru
Romanyuk S. N., junior scientific worker, Institute of the Earth Cryosphere, SB RAS, phone: (3452) 688785, е-mail: sciensec@ikz.ru
Borodin S. L., junior scientific worker, Tyumen Branch of Khristianovich's Institute of Theoretical and Applied Mechanics, SB RAS, phone:(3452)229320, е-mail: timms@tmn.ru
УДК 621.311.21
ПЕРСПЕКТИВЫ АВТОНОМНОГО ТЕПЛО- И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ИНФРАСТРУКТУРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
PROSPECTS OF THE AUTONOMOUS INFRASTRUCTURE OF HEAT-AND-ELECTRIC POWER SUPPLY OF MINERAL DEPOSITS IN WESTERN SIBERIA
В. В. Миронов, Д. В. Миронов, А. С. Гульбинас
V. V. Mironov, D. V. Mironov, A. S. Gulbinas
Тюменский государственный архитектурно-строительный университет, г.Тюмень
Ключевые слова: автономная генерация тепловой и электрической энергии, малая гидроэнергетика
Key words: аutonomous generation of heat and electricpower, small-scale hydropower engineering
Освоение новых территорий Западной Сибири, особенно восточных склонов Полярного Урала, связанных с разработкой природных минеральных и углеводородных ресурсов и обустройством месторождений, требует потребления значительного количества электрической и тепловой энергии. Энергоснабжение удаленных от электросетей территорий производится в настоящее время, как правило, дизельным электростанциям. Стоимость выработки тепло- и электроэнергии от дизельных агрегатов является достаточно высокой и зависит от дальности поставки дизельного топлива.
Согласно новой энергетической стратегии России на период до 2030 г. [1], в энергобалансе страны должны все большую роль играть малые и средние автономные генераторы энергии. В распоряжении также рекомендовано увеличение использования возобновляемых источников, так как их применение для получения энергии не влечет никаких отрицательных воздействия для экономики, здоровья людей и экологии.
Наиболее перспективным направлением развития возобновляемой энергетики в Российской Федерации можно считать малую гидроэнергетику. Гидроэнергия имеет ряд весомых преимуществ по сравнению с традиционными в наше время энергоресурсами (ядерное топливо, уголь, нефть или газ). Для гидроэнергетики нет необходимости добывать, обрабатывать и транспортировать сырье. Но в нашей стране используется гидроэнергетический потенциал, в основном, только крупных рек с необходимостью сооружения высоких и массивных плотин, наносящих ущерб прилегающим территориям. К сожалению, гидроэнергетический потенциал малых рек остается почти без внимания.
Западная Сибирь, особенно восточные склоны Полярного Урала, богата водными ресурсами. Здесь имеется большое количество быстротекущих малых рек, пригодных для автономной генерации энергии без сооружения высотных подпорных плотин.
В настоящее время существует множество способов получения электроэнергии от малых гидроэлектростанций, но все они предполагают использовать в качестве генератора энергии турбины различных конструкций. Турбины снимают энергию с потока воды в кон-
