Расчет температурных потерь в теплотехнологии добычи природных битумов Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

УДК 622.276.245.5

Д. В. Прощекальников, Е. И. Кульментьева, Р. Р. Рамазанов, А. И. Гурьянов

РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОТЕРЬ В ТЕПЛОТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ

Ключевые слова: скважина, теплопотери, теплоотдача, природный битум.

Приведено математическое описание для определения теплопотерь в скважине при нагнетании теплоносителя в виде кинетических уравнений материального баланса. Получены аналитические выражения для распределения температуры в стволе насосно-компрессорной трубы и затрубного пространства. Проанализированы соотношения для движущей силы теплоотдачи и тепловых нагрузок при различных проницаемостях пласта. Из расчетов сделан вывод о существенных потерях тепла для глубин свыше 100-150 метров. На этом основании рекомендуется использовать теплотехнологии добычи битумов с использованием непосредственного нагрева породы на глубине залегания.

Keywords: well, heat loss, heat, natural bitumen.

The mathematical description for the determination of heat loss in a well while injecting coolant in the form of kinetic-energy-mass balance equations. The analytical expressions for the temperature distribution in the trunk on the pine-tree-tubing and the annulus. Analyzed the ratio of the driving force for heat transfer and those pilaf-loads with different permeability of the formation. From calculations concluded that a substantial loss of heat to the depths, estimates that more than the 100-150 meters. On this basis, we recommend using heat technologies of bitumen using directly-heated rocks, facility on the depth.

Введение

По различным оценкам, суммарные ресурсы высоковязких тяжелых нефтей и природных битумов в России сегодня составляют от 7 до 35 млрд тонн. Разведанные запасы этого вида сырья значительно скромнее и оцениваются специалистами примерно в 1 млрд тонн. Анализ показывает, что основными факторами, оказывающих крайне негативное влияние на экономическую составляющую проектов по разработке природных битумов являются разбури-вание, разработка и добыча.

В двух фазной системе «нефть-вода» фильтрационные потоки он, ов относятся обратно пропорционально их динамическим вязкостям ~ . Поэтому увеличение вязкости приводит к повышению дебита. Кроме того, повышенная исходная вязкость природных залежей углеводородов делает ее нагрев более эффективным [1] [2].

Следовательно, использование термических методов при эксплуатации битумов и высоковязких нефтей теплофизически обосновано. Проведенные в [3] исследования показывают, что термическое воз действие на высоковязкую залежь экономически и энергетически целесообразно при достаточно высокой проницаемости коллектора и большой площади дренирующих каналов.

В работе [4] приведено описание технологий добычи битумов. Однако для выбора теплотехнологии добычи требуется точная оценка критической глубины, где становятся существенными тепловые потери. Для этого необходим детальный анализ тепловых процессов в скважине при нагнетании различных теплоносителей

1. Основные уравнения расчета температурных потерь

В условиях непрерывной работы теплового нагревателя, уравнение теплового баланса будет иметь вид

дЗ дЗ --YW--

дд

4ad1

Pi "¿i

1 "&V-

4Kd?

■ "d? )>Cp

(1)

где

Т0 - начальная температура жидко-

Тс-Тй

сти (порядка 20-250 С), Тс - температура стенки.

Первое слагаемое в правой части уравнения (1) описывает поступление тепла от стенок НКТ, нагрев которых осуществляется с помощью высокочастотного индукционного нагревателя [3]. Второе слагаемое в (1) описывает потери тепла через стенку обсадной колонны с коэффициентом теплопередачи

К, определяемым по уравнению

— - — + —

К а а'

(i)

где а - коэффициент теплоотдачи слоя изоляции АСПО на поверхности обсадной трубы. При толщине слоя 2-3 мм величина а * для органического соединения или породы коллектора составляет величину порядка а- 50-100 Вт/м2 К, что обеспечивает хорошую изоляцию для прогрева рабочего флюида. При скоростях движения флюида w=0,6-1 м/с коэффициент теплоотдачи порядка а-1000 Вт/м2 К. В этом случае а»К и можно пренебречь вторым слагаемым в правой части уравнения (1). Для оценки времени нагрева рабочей жидкости в ходе пульсаций можно также пренебречь пространственной неоднородностью при изменении температуры вдоль трубы и решение (1) будет иметь вид

з

3 = 1 - ехр

(3)

Расчет распределения температуры вдоль трубы при нагнетании газа (пара) в скважину вытекает из локальных уравнений теплового баланса с учетом теплопотерь в виде правой части (1) и условия постоянства температуры на устье и концевике трубы как граничного условия.

dGML?-U=Ko:\Hxl

£> lh,-k!=dQe-K?№ dFs

Рис. 1 - Схема локальных тепловых потоков в процессе нагнетания теплоносителя

На рис. 1 показана схема движения теплоносителя (пара или газа) и тепловые потоки, что позволяет записать систему уравнений теплового баланса на локальном участке трубы.

^ = (( - ^02 ) = ^^о «О

т0

т0

dQ0

тk

гПь

(4)

(5)

где Щ =GkCk,m0 =G0C0, 4 = , 4 =

Для оценки распределения температуры вдоль оси х в НКТ и затрубье можно принять:

- массовые расходы и средние теплоемкости в НКТ и затрубье равны,

- отношение AtB / At0 = у = const

Отсюда следует, что тк = т0 и левые части уравнений (1) и (2) равны. Из этого предположения следует, что также равны коэффициенты теплоотдачи в НКТ и затрубье. Пренебрегая термическими сопротивлениями стенки и коллектора, получим K0 = а/2, Кв = а, где а - коэффициент теплоотдачи

пара (газа) в трубе, определяемый, например, из критериального уравнения. А в случае нестационарного потока из методики, описанной в [5], [6], [7] . Из (4), (5) следует

Г X

L*

где L =

At0( х) = At0(0) • exp 2m0

(6)

жаёх(2у -1) из условия L = Lr +H c

1 mn

r = - +

. Величину y можно найти

2 жас!1 (.Г +H С

Откуда распределение температур в НКТ и за-трубье имеет вид

а х) = tnn + (У + 1)At0( х) tk (X) = С + yAt0 (X)

(8) (9)

£ - £

где Д0(0) = -*■—^.

у +1

На рис. 2 приведены кривые распределения температур в НКТ и затрубье для длины горизонтального участка скважины Ьг = 100м, глубины

Н == 200м и скорости пара (газа) w=16 м/с. а) Пар

to(x),t к (X)

150

50 0

^ / НКТ

X/ /ат рубье

участок

' X, м

100

200

300

400

б) Парогаз

tc(x),t K(x)

250 200 150 100 50 0

О /нкт

участок

► А 1

X, м

100

200

300

400

Рис. 2 - Распределение температур в НКТ и затрубье

2. Методика оценки эффективности нагнетания теплоносителей

Эффективность нагнетании пара можно определить по пластовой тепловой нагрузке QT, которая является функцией расхода газа, температуры газа на устье, глубины залегания битумов, длины горизонтального участка QT = / (Ог, Ис, Ьг, (г) и определяется в виде

От = а ■ лс!2 ■ 1-Г ■ Д/д

где

1 вер

(10)

Atecp = — J Ate (x)dx =

(11)

У

у +1 ^ - ^)•— • еХР{-Нt

1 - ехр | - —

В отличие от парогазового способа размытия битуминозной породы при использовании индукцион-

0

0

Н, + L

ного нагревателя тепловая пластовая нагрузка не зависит от глубины залегания битумов а зависит от расхода рабочего флюида, что определяет коэффициент теплоотдачи.

При этом тепловая нагрузка имеет вид

для пластов (К<10мДарси)

Q,

ВИН

— j(b • С.

малой

Р ' M ¡юр

проницаемостью

(12)

где Д,ср -60 С. В (2) величина фильтрационного потока УФ при при проницаемости пласта 5 мДарси при Ьг= 100 м оценивается - 0,025^л 1с

для пластов с большой проницаемостью (К>1Дарси)

@ вин - аср ■М/2 >-г ■ Д*вср (13)

где Д/еср -300С.

Расчеты показывают, что тепловая нагрузка резко возрастает при повышении проницаемости в коллекторе природных битумов. Теплотехнология нагнетания разогретого газа (пара) может быть эффективно использована лишь на малых глубинах до 100-150 м. С увеличением глубины залегания теп-лопотери резко возрастают и поэтому преимущество имеют технологии, при которых осуществляется непосредственный нагрев на глубине скважины. Это можно осуществить с использованием глубин-

ного высокочастотного индукционного нагревателя.

Литература

1. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 2001, -199 с.

2. Крейнин Е.В., Шифрин Е.И. Новая технология добычи тяжелых нефтей с использованием горизонтальных скважин. // Горный вестник, 1997, №6, с. 53-56.

3. Кудинов В.И., Богомольный Е.И. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмурдской республики с использованием горизонтальных скважин.// Нефтяное хозяйство.-1998, №3, с. 24-27.

4. Прощекальников Д.В., Кульментьева Е.И., Рамазанов Р.Р., Солодов С.Д. Оценка эффективности теплоисполь-зования в добыче природных битумов // Вестник КГТУ Изд-во: КГТУ (Казань) 2014. №5 с. 241-242.

5. Прощекальников Д.В., Рамазанов Р.Р., Солодов С.Д., Иванов Б.Н. Моделирование гидродинамики и тепломассообмена для определения эффективности очистки нефтяной скважины органическими растворителями в частотном режиме // Вестник Казан. технол. ун-та. 2012. №20 с. 196-198.

6. Марон, В.И. О частоте турбулентных выбросов в сдвиговом течении. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. № 5, 2002, с.14-16

7. Прощекальников Д.В., Кульментьева Е.И., Рамазанов Р.Р., Солодов С.Д. Расчет коэффициентов тепло и массоотдачи в стволе нефтяной скважины с использованием к-е модели турбулентности // Вестник Казан. технол. ун-та. 2014. №5 с. 235-238.

с

© Д. В. Прощекальников, доцент каф. ПАХТ КГТУ, [email protected]; Е. И Кульментьева, ст. препод. каф. ПАХТ КНИТУ, [email protected]; Р. Р. Рамазанов, Исполнительный директор ОАО "НИИ нефтепромысловой химии", [email protected]; А. И. Гурьянов, Профессор каф. ЭЭ, КГЭУ, [email protected].

© D. V. Proschekalnikov, Associate Professor, buttermilk KNRTU, [email protected]; E. 1 Kulmenteva, Art. St. buttermilk KNRTU, [email protected]; R. R. Ramazanov, Executive Director of "Institute of oilfield chemicals"; A. I. Guryanov, Professor cafes. EE KSPEU, [email protected].