Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Современное состояние техники и технологий добычи ВВН 7
1.1 Мировые запасы нефтей 7
1.2 Характеристика месторождений тяжелых нефтей в России 8
1.3 Термические методы добычи ВВН 12
1.4 Отечественный опыт применения термических методов добычи 20
1.5 Зарубежный опыт применения термических методов 24
1.6 Термогидродинамическое воздействие на призабойную зону скважинЗО
1.7 Термоэнергетическая техника (парогенераторы) 32
1.8 Кабельные линии для электропитания погружных систем 40
1.9 Выводы по главе 45
1.10 Цели и задачи исследования 48
Глава 2 Анализ электрических и тепловых процессов в скважинных электродных нагревателях 50
2.1 Анализ нагревателей с до критическими параметрами рабочей жидкости 50
2.1.1 Конструктивная и расчётная схемы СЭН 50
2.1.2 Тепловые и электрические параметры СЭН 53
2.1.3 Методика определения основных параметров и алгоритм программы расчёта на ЭВМ теплового потока СЭН 59
2.1.4 Примерный расчёт определения основных параметров СЭН для условий Усинского месторождения 61
2.2 Анализ нагревателей с закрити чес кими параметрами рабочей жидкости .63
2.2.1 Методика определения параметров СЭН со сверхкритическими параметрами рабочей жидкости 66
2.3 Анализ режимов теплового воздействия на продуктивные пласты ВВН с помощью скважинных электродных нагревателей 67
2.3.2 Термогидродинамическое воздействие на призабойную зону 67
2.4 Выводы по главе 71
Глава 3 Анализ электрических и тепловых процессов в скважинных электропарогенераторах 72
3.1 Конструктивная и расчётная схемы ЭПГ 72
3.2 Анализ электрических и тепловых процессов в ЭПГ 73
3.3 Методика определения основных параметров ЭПГ 76
3.4 Расчёт параметров ЭПГ для условий Усинского месторождения 80
3.5 Выводы по главе 86
Глава 4 Лабораторные экспериментальные исследования 87
Глава 5 Электротехнические комплексы на основе скважинных электротермических устройств 92
5.1. Структурная схема электротермического добычного участка 92
5.2. Гидродинамические параметры комплексов на основе СЭН и ЭПГ..,.94
5.3. Управление режимами работы комплексов 95
5.4. Сравнительная технико-экономическая оценка эффективности электротермических комплексов 99
5.5 Выводы по главе 103
Заключение и основные выводы 105
Список литературы 107
Приложение 1 115
Приложение 2 119
- Кабельные линии для электропитания погружных систем
- Методика определения параметров СЭН со сверхкритическими параметрами рабочей жидкости
- Расчёт параметров ЭПГ для условий Усинского месторождения
- Структурная схема электротермического добычного участка
Введение к работе
В настоящее время особую важность приобретает рациональное освоение широко распространенных залежей тяжелых высоковязких нефтей (ВВИ), 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 скважиниого электротермического оборудования в регионах с высокой электр о вооруженностью позволит снизить стоимость
5 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:
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 20С 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.
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.
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 МВА 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, Н.А. Байбакова, Ю.Н. Байдикова, Ж. Бурже, Г.Г. Вахитова, А.Р. Гарушева, Э.А. Загривного, М. Комбарну, СП. Корсака, И.В. Кудинова, Б.Б. Кудряшова, С.С. Кутателадзе, B.C. Литвиненко, ЯЗ. Месенжника, М.А. Михеева, А.А. Молчанова, Ю.М. Парийского, Л.И. Рузина, Е.М. Симкина, М.А. Сургучева, 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» СГТГТИ (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..
Кабельные линии для электропитания погружных систем
Кабели и провода — технологически неотъемлемые элементы большого числа сложных научно-технических систем, применяемых для наземных геофизических поисков полезных ископаемых, бурения скважин, геофизических исследований в скважинах, добычи нефти и газа. На этапе наземного поиска перспективных месторождений применяются специальные электротелеметрические многожильные кабели-косы для сейсморазведки, при электробурении скважин необходимы специальные силовые устройства-токопроводы, состоящие из кабельных секций, включающих в себя кабельные отрезки, соединенные специальными устройствами. Геофизические исследования и вспомогательные работы в бурящихся (в определенной мере - и эксплуатируемых) скважинах, а также в морях и океанах, проводятся с помощью многофункциональных грузонесущих специальных геофизических электротелеметрических кабелей, выполняющих в некоторых случаях (например, в сочетании со сверлящими грунтоносами) функции силовых кабелей. Для откачки нефти из скважин до 1950 г. применялись только малопроизводительные штанговые насосы, требующие дорогостоящего наземного оборудования. В связи с разработкой и внедрением высокопроизводительных погружных электронасосов появилась потребность в специальных силовых кабелях для питания электродвигателей погружных установок. Эксплуатация скважин и нефтепроводов выдвинула требования в отношении нагревательных кабелей и проводов.[27]
Таким образом, нефтегазовое направление кабельной техники вмещает широкий спектр кабелей и проводов, работающих в общем случае от единиц микроампер до десятков ампер, электрическими напряжениями от десятков вольт до нескольких киловольт при температурах от +250С до -60С в многофазовых жидкости о-газовых средах с примесью поверхностно-активных и других агрессивных компонентов и при высоких гидростатических давлениях, т.е. в условиях сложного многофакторного эксплуатационного воздействия. Силовые кабели для погружных нефтенасосов. Для изготовления кабельных линий для установок электроцентробежных нефтенасосов (УЭЦН) кабельными заводами России в настоящее время серийно выпускаются кабели с полиэтиленовой изоляцией (марки КПБП, КПБК) работоспособные при температуре плюс 90С. с полипропиленовой изоляцией (марки КГШБП, КППБК) - при температуре плюс 95С [38, 44]. иметь не менее четырех-пяти марок кабелей, отличающихся друг от друга верхней температурной границей эксплуатации - от плюс 90С до плюс 160С с интервалом в 20-30С - В соответствии с этим в середине 80-х годов во ВНИИКП были разработаны и изготовлены опытные партии кабелей на рабочую температуру до плюс 110С (марки КТЭБ) и до плюс 160С (марки КФСБ). Данные кабели прошли эксплуатационные испытания на нефтепромыслах Западной Сибири. По результатам эксплуатации было установлено, что кабели марок КТЭБ и КФСБ обладают достаточной работоспособностью. Межведомственная комиссия рекомендовала к серийному производству кабели КТЭБ (с изоляцией из термоэластопласта) и КФСБ (с изоляцией из фторопласта). Однако, серийный выпуск этих кабелей до сих пор не осуществляется. В настоящее время кабель марки КТЭБ может выпускаться на любом из российских кабельных заводов, выпускающих кабели с полиэтиленовой изоляцией для УЭЦН, при наличии заказа. Для организации же выпуска кабеля КФСБ необходимо приобретение современного технологического оборудования.
В последние годы в кабельной промышленности проводились и проводятся работы по модернизации выпускаемых, и разработке новых кабелей. Приведем некоторые из них.
В процессе бронирования плоских кабелей возникают большие сдавливающие усилия по большой оси сечения кабеля. Это приводит к концентрации механических напряжений на контактных поверхностях изоляции средней и периферийных жил, особенно сильно - на двух диаметрально противоположных контактных площадках средней жилы. В условиях воздействия при эксплуатации кабеля механической деформации и поверхностно активных веществ (ПАВ) механические напряжения в изоляции реализуются в микротрещины, а затем - в магистральные трещины, что ведет к полной деградации электрических свойств изоляции, чаще всего средней жилы.
В результате проведенных теоретических и технологических исследований были предложены и реализованы в опытных конструкциях два принципа механической разгрузки средней жилы. Первый заключается в применении протекторного защитного элемента, отделяющего среднюю жилу от периферийных, который в процессе эксплуатации частично пластифицируется нефтью и позволяет жилам «плавать» в своеобразной смазке густой консистенции (рис. 1.5). Второй принцип разгрузки заключается в децентрализации средней жилы относительно периферийных жил.
Проходят испытания кабели КПТТБП, в которых вместо луженых медных жил используют жилы с эмаль-слоем повышенной теплостойкости, сконструирован и прошел эксплуатационные испытания кабель КПОБП с общей оболочкой и повышенной надежностью по сравнению с кабелем КПБП. Он может выпускаться при наличии заявок потребителей. В ближайшее время планируется организация производства кабелей, аналогичных кабелям марок G4R и G4F американской фирмы REDA Ршпр.Со, в резиновой изоляцией и оболочке. Также в настоящее время производят выпуск кабелей для УЭЦН с изоляцией из блоксополимера этилена и пропилена с содержанием диоксида титана (1,0-1,2). Изготовлены опытные образцы кабеля повышенной надежности [44].
Сравнение характеристик отечественных и зарубежных кабелей показывает — кабели КПБК, КПБП и КПОБП, используемые при температуре эксплуатации до плюс 90С и «газовом факторе» Гдоп до 180м3/т нефти отечественные кабели КПГГБП, КППБК с полипропиленовой изоляцией не имеют аналогов.
Анализ по существующим в мире конструкциям кабелей для нефтепогружных электронасосов показал, что существует практически пустующая ниша для кабелей с температурой эксплуатации от плюс 95С до 120С, работоспособных в скважинах с высоким содержанием газов (ГДо„ = 180м3/т нефти) и высокоагрессивной средой [16]. На кабели с данными характеристиками уже давно существуем устойчивый спрос нефтедобывающих организаций, который покрывается за счет применения более теплостойких (и более дорогостоящих) марок нефтепогружных кабелей зарубежного производства.
Методика определения параметров СЭН со сверхкритическими параметрами рабочей жидкости
Обеспечение работы может быть обеспечено следующим порядком
1. По диаграмме сверхкритических состянии воды задаётся точка стационарной работы нагревателя, например, рабочие сверхкритическое давление воды р2=40 МПа и температура Т2=400С (рис. 11).
2. Начальное давление зарядки инертным газом, например, азотом pi=7 МПа.
3. Начальная температура Ті принимается 20С.
4. Вычисляется параметры А = 2 = = 0,40.
5, Вычисляется параметр а
6. Вычисляется относительный объём заливаемой воды при нормальных
7. Зная внутренний объём СЭН, объём заливаемой жидкости Vj = 0,37V.
При меньших начальных давлениях объём может быть увеличен. Траектория выхода на рабочую точку показана на рис. 13. Программа и алгоритм расчёта представлены в приложении 2.
Исследуемый скважинный электронагревтель обладает минимальной тепловой инерцией и позволяет легко проводить спуско-подъёмные операции. Эти качества позволяют эффективно реализовать различные режимы термического воздействия. Рассмотрены признанные в настоящее время наиболее эффективными режимы импульсно-дозированного теплового и пароциклического воздействия на пласт ВВН, а также запатентованный в СПГГИ режим термогидродинамического возействия [53].
Исследуемый СЭН позволяет реализовать способ термогидродинамического воздействия на пласт ВВН. По этому способу скважинный генератор теплоты опускается в скважину до горизонта, требующего термообработки для декольматации, очистки прифильтровой зоны, снижения вязкости нефти или повышения проницаемости пласта. По сигналу с поверхности выбранный интервал ствола изолируется термостойкими пакерами (или одним пакером сверху), по кабелю подётся электропитание к скважинному генератору теплоты. За счёт быстрого нагрева образуется насыщенный пар, резко повышается давление и производится комбинированное термогидродинамическое воздействие на пласт вплоть до его гидроразрыва. Операции воздействия на пласт могут циклично повторяться и проводиться в одной скважине на различных интервалах.
При анализе процессов приняты следующие допущения. сэн
- рассматривается скважина, заполненная пресной водой (рис. 14)
- давление в изолированной призабойной зоне и окружающем проницаемом массиве равно гидростатическому
- плотность воды в изолированной призабойной зоне определяется при естественной температуре пород на данной глубине Н в условиях нулевой температуры поверхности и нормального геотермического градиента ст=0,03С/м, т.е. при естественной температуре пород, вычисляемой по формуле
- не учтён теплообмен скважинной жидкости с пластом и металлическими элементами скважины;
- электрическая мощность нагрева постоянна;
- не учтён массообмен скважинной жидкости с пластом при её расширении.
При этих допущениях объём воды в изолированной зоне определяется по формуле
где D - внутренний диаметр обсадной колонны, h - мощность пласта, L - длина СЭН, d - диаметр СЭН, dT- диаметр НКТ.
Масса воды в скважине G до нагрева можно допустить равной
G = 1000-V. Энергию, необходимую на нагрев скважинной жидкости до кипения, можно найти через энтальпию скважинной жидкости до теплового воздействия w[M и энтальпию при температуре кипения - wK.
Расчёт параметров ЭПГ для условий Усинского месторождения
В качестве примера принят забойный ЭПГ, входящий в состав электротермического участка для одновременной термообработки шести скважин. Для электроснабжения этого участка использован силовой трансформатор 35/6 кВ мощностью SK-16MBA. Мощность каждого ЭПГ
1. Тип погружной кабельной линии - КППБК 3x16;
2. Напряжение питания ЭПГ - 6 кВ;
3. Наружный диаметр ЭПГ - D = 127мм;
4. Глубина установки ЭПГ - 1100 м;
5. Давление нагнетания пара в пласт - 12 МПа;
6. Схема питания - «фаза-три жилы кабеля параллельно-ЭПГ-НКТ, обсадная труба-нейтраль»;
7. Соединение обмоток трансформатора — «звезда/звезда с заземлённой нейтралью»;
8. Мощность продуктивного пласта - 20 м;
9. Сухость пара на выходе ЭПГ - х=0,8;
10. Удельное сопротивление котловой воды при температуре кипения под давлением 12 МПа— р = 500 Ом-см;
11. Температура воды на входе в ЭПГ в установившемся режиме — 50С;
12. Энергия воды на входе в ЭПГ - WH = 200кДж/кг;
13.Энергия воды при температуре кипения tK=326C и давлении р11Л=12МПа 1. ЭПГ позволяет релизовывать большие мощности на едиицу длины чем рассматриваемый во 2-й главе СЭН за счёт массообмена с призабойноЙ зоной.
2. Конструкция ЭПГ позволяет применить для питания посоянный ток, за счет чего возможно внесение в продуктивный пласт водорода от разложения воды.
3. Объёмный тепловой поток на интервале парообразования падает по сравнению с интервалом нагрева за счёт уменьшения эффективного сечения ЭПГ, что приводит к увеличению длины корпуса ЭПГ, но изменением межэлектродных промежутков можно выровнять объёмные тепловые потоки. Ввиду отсутствия в литературе информации об электропроводности воды при высоких давлениях (10-18МПа) основными задачами проведения лабораторных исследования явились создание лабораторной установки и исследование сопротивления воды Санкт-Петербургской водопроводной сети в указанном диапазоне давлений при кипении.
Для экспериментальных исследований выбарна конструкция с одним центральным фазным электродом, размещённом концентрически по отношению к цилиндрическому корпусу (рис. 18, 19, 20).
Нагреватель 1 состоит из корпуса, соединяемого с землёй, и крышки с вкрученными в неё манометром и электродом, соединяемой с фазой. Крышка закреплена на корпусе фланцевым соединением и изолирована от неё стеклотканью, пропитанной маслом. Электрод изолирован двумя слоями фторопластовой ленты и двумя слоями стеклоленты, обеспечивая постоянную площадь электрода, равную 113 см2. Макет рассчитан на давление 12 МПа и температуру до 350С.
При заданных конструкции, материалах и элетропроводности заливаемой в нагреватель воды ток нагревателя определяется уровнем воды. При заданном ограничении тока 35 А несколькими пробными запусками установлено, что начальный объём для достижения температуры 325С должен составить 2 литра.
С этим значением начального объёма проведено 3 замера кривой сопротивления нагревателя. В табл. 9 приведены средние значения параметров.
В результате экспериментов была получена кривая зависимости сопротивления лабораторного макета от температуры (рис. 21), которая через масштабный коэффициент позволяет получить зависимость электрического сопротивления воды Санкт-Петербургской водопроводной сети от температуры и давления на линии насыщения (рис. 22).
Структурная схема электротермического добычного участка
Оценка выполняется по двум статьям расходов: стоимость энергоносителя и капитальные затраты.
Электротермический участок
1. Основные капитальные затраты при электротермическом воздействии определяются суммарной стоимостью оборудования, входящего в состав электротермического участка:
- силовой трансформатор;
- воздушные и кабельные линии от трансформатора к скважинам и от устья скважины к забою;
- ЭПГ на каждой нагнетательной скважине;
- питательный насос с регулируемым электроприводом для подачи воды к забою;
- поверхностные НКТ для подачи воды к устью;
- устьевая арматура;
- скважинные НКТ;
- термостойкий пакер на каждой нагнетательной скважине.
Принимается трансформатор ТДН-16000/110/6, который позволяет
получать 20 тонн пара сухостью 0,8. Для питания прнимается кабель КППБПТ 3x16 с допустимой токовой нагрузкой 110 А на токоведущую жилу. Для условий Усинского метророждения, где глубина залегания нефтяных пластов около 1200 м, потребуется примерно 6-(1200+ 200) = 8400 м кабеля. По предварительной оценке себестоимость ЭПГ с вводным устройством сравнима со стоимостью термостойкого пакера и составляет порядка 50000 руб. Для транспорта холодной воды к устью скважин потребуется в среднем не больше 200 м НКТ на скважину. Допустимо добавить их к длине скважины и учитывать в составе скважинных НКТ. Тогда длина НКТ составит примерно 6-(1200+ 200) = 8400 м. Для принятых давления и расхода подходят НКТ ГОСТ 633-80 диметром 60 мм с толщиной стенки 5 мм. Так как цены производителей указаны на тонну труб, то удобно будет иметь массу НКТ: 8400м 6,8— = 57120 кг = 57т. м Устьевая арматура берётся обычная для холодной воды, например АНК 1 65-210.
С учётом стоимости прокладки воздушних линий и стоимости коммутационной аппаратуры капитальные затраты приняты равными 6 мли. руб.
2. Расчёт стоимости электроэнегрии
Расход энергии на производство 1 тонны пара сухостью 0,8 в ЭПГ составляет W3nr = 630 кВт ч.
Блочная автоматизированная парогеиераторпая установка УПГ-60/16М
1. Основное оборудование, используемое при традиционном паровом воздействии на пласт:
- стационарный парогенератор
- наземный теплоизолированный паропровод
- устьевая термостойкая арматура
- теплоизолированные НКТ
- термостойкий пакер на каждой нагнетательной скважине Геологичексие исходные данные для сравнительной оценки взяты для
Усинского метрождения, а цены на оборудование взяты по состоянию на май 2005 года с сайтов соответствующих производителей.
Парогенератор производится в Таганроге и получил широкое распространение на Российских месторождениях тяжёлой нефти. Некоторые его параметры: отпуск пара бОт/ч, паропроизводительность 86 т/ч, температура пара 345, сухость пара 0,8, давление нагнетания 8-16 МПа, кпд котла 86%,
Общая длина теплоизолированной магистрали для транспорта пара от парогенератора к забою принимается такой же, как для электротермического комплекса, в расчёте на скважину. Отпуск пара на скважину принят 10 т/ч, тогда количество обрабатываемых скважин - 6 шт.
Протяжённость теплоизолированных НКТ составит 6-(1200 + 200) = 8400 м. Известная стоимость теплоизолированных НКТ с вакуумной теплоизоляцией - 2600 руб/м. Стандартно используемая на термических участках арматура АТП 65-16-350УХЛ-1.
