Full Text

В связи со снижением природных запасов маловязкой нефти в России разрабатываются месторождения с высоковязкой нефтью [1]. Поскольку в России существует большое количество запасов сверхвязкой нефти, то их разработка является актуальной задачей. В связи с этим остро стоит вопрос о способе добычи высоковязкой нефти. Первичный способ добычи - это добыча нефти с помощью естественных механизмов. Первичная добыча зависит от природных факторов. Источники этих факторов: - расширение жидкости и выделение растворенного газа из нефти в качестве пластового давления; - расширение газа, выделяющегося при понижении давления; - приток воды из смежного пространства; - сила тяжести; - сочетание вышеперечисленного. Когда естественная энергия истощена или стала недостаточной для поддержания желаемых показателей, необходимо добавить энергию. Вторичный способ добычи относится к таким методам, как закачка газа или воды, назначение которых - поддерживать пластовое давление после первичного истощения. Впрыскиваемая жидкость вытесняет часть оставшейся нефти к добывающим скважинам. Процесс смещения имитирует естественный приток воды или расширение газа. Нефть, которая не может быть извлечена с использованием первичных или вторичных процессов извлечения, может быть извлечена за счет использования более продвинутых методов, таких как тепловой, химический и т.д. Наиболее эффективными методами добычи высоковязкой и сверхвязкой нефти являются методы, в которых используются паротепловая обработка призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей. Увеличение нефтеотдачи достигается за счет загрузки электрического нагревателя в призабойную зону скважины. Под воздействием тепла снижается вязкость нефтяной жидкости, что улучшает охват пласта и увеличивает коэффициент вытеснения. Для высоковязких и парафинистых нефтей существует оптимальная температура нагрева, при которой эффект будет наибольшим. Достичь этого эффекта можно при помощи скважинных электронагревателей ПЗП. Промышленность освоила производство специального комплекса оборудования для прогрева скважин, основным узлом которого служит электронагреватель ТЭН. Температура нагрева - до 120 °С*. Электрические центробежные насосы (ЭЦН) - это насосы, предназначенные для перекачки нефти и нефтепродуктов. Одной из особенностей переработки нефти и нефтепродуктов является высокая вязкость перекачиваемой среды, центробежные нефтяные насосы могут обеспечивать перекачку нефти с вязкостью до 450 сСт**. Центробежные насосы используются для того, чтобы поднять жидкость от низкого до высокого уровня. Эти насосы работают по очень простому механизму: центробежный насос преобразует энергию вращения, часто от двигателя, в энергию движущейся жидкости. Две основные части, которые отвечают за преобразование энергии, - это рабочее колесо и корпус. Рабочее колесо - это вращающаяся часть насоса, а корпус - воздухонепроницаемый канал, который окружает рабочее колесо. В центробежном насосе жидкость поступает в корпус, падает на лопасти рабочего колеса у проушины рабочего колеса и вращается тангенциально и радиально наружу до тех пор, пока не покинет рабочее колесо в диффузорной части корпуса. Проходя через рабочее колесо, жидкость набирает скорость и давление. Следующие главные факторы влияют на производительность центробежного насоса и должны учитываться при выборе: 1. Вязкость рабочей жидкости. В целом центробежный насос подходит для жидкостей с низкой вязкостью, так как насосное действие создает высокий сдвиг жидкости. 2. Удельная плотность и плотность рабочей жидкости. Это напрямую влияет на входную мощность, необходимую для перекачки конкретной жидкости. Если вы работаете с жидкостью, отличной от воды, важно учитывать удельную плотность и плотность, поскольку они будет оказывать непосредственное влияние на объем работы, выполняемой насосом. 3. Рабочая температура и давление - условия откачки, такие как температура и давление, являются важным фактором для любой операции. Например, для высокотемпературной перекачки могут потребоваться специальные прокладки, уплотнения и монтажные конструкции. Аналогично для условий высокого давления может потребоваться надлежащим образом сконструированный кожух для поддержания давления. 4. Давление пара рабочей жидкости. Давление пара жидкости - это давление при данной температуре, при котором жидкость изменится на пар. Это должно быть определено во избежание кавитации, а также повреждения подшипников, вызванного работой всухую, когда жидкость испарилась. Решению проблемы добычи высоковязкой нефти посвящены работы [1-8], где рассмотрены методики перекачки нефти. В данной работе рассматривается процесс тепломассопереноса [9-14] в нефтяной скважине в двумерной постановке. Продольное сечение скважины длиной 105 м и окружающий ее участок земли приведены на рис. 1. Рис. 1. Расчетная область: 1 - насосно-компрессорная труба; 2 - стенка насосно-компрессорная трубы; 3 - нефтяная жидкость; 4 - обсадная колонна; 5 - грунт; 6 - нагревательный элемент Увеличение вязкости нефти входит в число факторов, негативно отражающихся на рабочих характеристиках установок электрических центробежных насосов (ЭЦН) и, прежде всего, на их коэффициенте подачи и МРП (рис. 2). Также увеличивается нагрузка и снижается КПД, вплоть до того, что ЭЦН престает перекачивать нефть. Причина, по которой производительность центробежного насоса снижается, когда насос работает с высоковязкими жидкостями, - это трение диска. Трение диска ведет к потерям и за пределами корпуса и к гидравлическим потерям в проточных каналах. Давление Температура Количество растворенного газа Вязкость нефти Структурно- групповой состав Молекулярная масса углеводородов Полярность компонентов Содержание и состояние высокомолекулярных парафиновых углеводородов Содержание и состояние асфальто-смолистых веществ Рис. 2. Факторы, влияющие на вязкость нефти Математическая модель движения и теплопереноса в нефтяной скважине основывается на законах сохранения энергии, сохранения количества движения и сохранения массы [15-17]. В данной задаче были сделаны следующие допущения: задача плоская, процесс стационарный, течение нефти - ламинарное [18-20], теплофизические свойства твердых материалов не зависят от температуры, бесконечный массив земли заменен ограниченной областью, не влияющей на изменение температуры, на границе раздела разнородных сред реализуется условие идеального теплового контакта. С учетом сделанных допущений математическая постановка задачи примет вид: (1) , (2) , (3) , (4) , (5) , (6) где x, y - декартовые координаты; i - индекс исследуемых областей, i = 1 - для нефти, i = 2 - для насосно-компрессорной трубы, i = 3 для грунта, i = 4 - для обсадной колонны. На входе в скважину задается температура жидкости, равная 20 °С, и дебит жидкости, равный 50 м^3/сут, в устье скважины задаются температура на поверхности земли и режим установившегося течения. Поставленная задача решалась методом конечных элементов в программном комплексе Fluent. Ниже представлен график зависимости температуры на выходе из насосно-компрессорной трубы от количества конечных элементов. Из рис. 3 видно, что необходимо и достаточно 7,1 млн элементов для решения данной задачи. Рис. 3. Зависимости температуры на выходе из насоснокомпрессорной трубы от количества конечных элементов Ниже представлены графики зависимости температуры на выходе из насосно-компрессорной трубы и скорости на выходе из насосно-компрессорной трубы от количества конечных элементов. Из рис. 4 и 5 видно, что необходимо и достаточно 200 итераций для достижения установившегося режима. Влияние мощности нагревателей на температуру нефти на входе в центробежный насос. Одной из особенностей переработки нефти и нефтепродуктов является вязкость перекачиваемой среды, центробежные нефтяные насосы должны обеспечивать перекачку нефти с вязкостью до 450 сСт = 360 мПа·с [19]. Рис. 4. Зависимости температуры на выходе из насосно-компрессорной трубы от количества итераций Рис. 5. Зависимости скорости на выходе из насосно-компрессорной трубы от количества итераций Нагреватели работают при температуре до 120 °С [20], данная температура была выбрана как максимально допустимая. На рис. 5 представлены температурные поля 3 моделей на входе в центробежный насос от мощности нагревателей различной длины l, находящихся на различной глубине h от центробежного насоса. На рис. 7 показана зависимость температуры нефти на входе в центробежный насос от мощности нагревателей различной длины l, находящихся на различной глубине h от центробежного насоса. По результатам исследований видно, что уменьшение глубины нагревателя на 20 м ведет к увеличению температуры на 5 °C (кривые 1 и 2, см. рис. 7). Увеличение длины нагревателя на 20 м и уменьшение глубины на 20 м ведут к увеличению температуры на 17 °C (кривые 1 и 3, см. рис. 7). Увеличение длины нагревателя на 20 м ведет к увеличению температуры на 12 °C (кривые 2 и 3, см. рис. 7). Температура 120 °С на нагревателя для кривых 1 и 2 достигается при мощности в 110 кВт/м3, а для кривой 3 - при мощности 170 кВт/м3. Из полученных данных можно сделать вывод, что на первые два нагревателя требуется затратить на 60 кВт/м3 мощности меньше, чем на третий, что делает их более выгодными. Рис. 6. Температурное поле на входе в ЭЦН: 1 - h = 80, l = 20; 2 - h = 60, l = 20; 3-h = 60, l = 40 Рис. 7. Зависимости температуры нефти на входе в центробежный насос (ЦН) от мощности нагревателя: 1 - h = 80, l = 20; 2 - h = 60, l = 20; 3 - h = 60, l = 40 Влияние величины дебита на температуру нефти на входе в центробежный насос. Зависимость величины дебита от температуры Величина дебита, т/сут Температура, °С 50 64,4 100 59 200 50,47 Из рис. 8 видно, что увеличение дебита в два раза ведет к снижению температуры на 5,4 °С, увеличение дебита в четыре раза ведет к снижению температуры нефти на 13,93 °С. Снижение температуры на входе в ЭЦН связано с тем, что нефть не успевает прогреваться. Это ведет к тому, что вязкость нефти будет высокой и насос не сможет перекачать её, по этим причинам требуется повысить мощность нагревателя, а это, в свою очередь, ведет к затратам на электроэнергию. Рис. 8. Зависимости температуры нефти на входе в ЦН от величины дебита Распределение вязкости нефти по глубине скважины после призабойного нагревателя. На рис. 9 представлены поля вязкости для 3 моделей на входе в центробежный насос при нагревателях различной длины l, находящихся на различной глубине h от центробежного насоса. Рис. 9. Поля вязкости на входе в ЭЦН: 1 - h =80, l = 20; 2 - h = 60, l = 20; 3 - h = 60, l = 40 На рис. 10 показано распределение вязкости нефти по глубине скважины после призабойного нагревателя. По результатам исследований видно, что уменьшение глубины нагревателя на 20 м ведет к уменьшению вязкости на 25 мПа·с (кривые 1 и 2, рис. 10). Увеличение длины нагревателя на 20 м и уменьшение глубины на 20 м ведут к уменьшению вязкости на 78 мПа·с (кривые 1 и 3, см. рис. 10). Увеличение длины нагревателя на 20 м ведет к уменьшению вязкости на 53 мПа·с (кривые 2 и 3, см. рис. 10). Рис. 10. Распределение вязкости нефти по глубине скважины после призабойного нагревателя: 1 - h = 80, l = 20; 2 - h = 60, l = 20; 3 - h = 60, l = 40, 4 - критическая вязкость, при которой осуществляется перекачка нефти при помощи ЦН Как видно из рис. 7, все режимы нагрева способны обеспечить условия для перекачки нефти из скважины, кривые 2 и 3 обеспечивают наименьшую вязкость, но, как видно из рис. 5, кривая 2 показывает использование на 70 кВт/м^3 меньше. Кривая 2 позволяет затрачивать меньше энергии, поэтому для добычи нефти более рационально использовать нагреватель номер 2. В данной статье была разработана модель, позволяющая исследовать процесс тепломассообмена в нефтяной скважине при использовании призабойного электрического нагревателя. Были получены зависимости температуры нефти на входе в электрический центробежный насос от мощности и размеров нагревателя и от дебита жидкости. Было получено распределения вязкости по глубине скважины до нагревателя. Разработанная модель позволяет получить поля вязкости, скоростей и температур по всему объему скважины. Данные исследования позволили определить наиболее рациональный способ прогрева призабойной зоны скважины для добычи высоковязкой нефти. Таким образом, использование призабойных нагревателей позволило увеличить температуру нефти на входе в центробежный насос, что ведет к снижению вязкости нефти, нагрузки на насос и увеличению КПД центробежного насоса.

About the authors

D. S Pinyagin

Perm National Research Polytechnic University

N. A Kostarev

Perm National Research Polytechnic University

N. M Trufanova

Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 32

PDF (Russian) - 6

Refbacks

• There are currently no refbacks.