Статьи

Геотермальный обогрев скважин

Shaobin Hu — доцент Северо-Восточного нефтяного университета, Дацин, Китай. Также работает в Лаборатории министерства образования по повышению коэффициента извлечения нефти и газа. Член Китайского нефтегазового общества.

Lingling Guo — доцент Северо-Восточного нефтяного университета. Магистр (2003) в области прикладной компьютерной технологии Дацинского нефтяного института.

Yongjian Liu — профессор, проректор Северо-Восточного нефтяного университета. Имеет докторскую степень (1993) в области химических технологий университета Чжэцзян, член SPE.


Флюиды, добываемые из скважин с тяжелой или высокопарафинистой нефтью, проявляют резкое увеличение вязкости и сопротивления текучести из-за потерь тепла при движении от забоя до устья скважины. Отложения парафина часто затрудняют или блокируют течение флюидов вблизи устья скважины, что перегружает насосные агрегаты и снижает дебит нефтяных скважин.

Одним из способов решения этой проблемы является подогрев добываемых флюидов, либо электрический, либо путем циркуляции горячей жидкости. Это решение, однако, увеличивает потребление энергии и эксплуатационные затраты и усложняет внутрискважинные операции.

В данной статье предлагается новая технология нагрева ствола скважины, в которой колонна полых насосных штанг используется как гравитационная тепловая труба, способная аккумулировать и передавать геотермальную энергию для обогрева верхней части ствола скважины.

Физические основы

Конструкция гравитационной тепловой трубы

Новый способ нагрева ствола скважины основан на функционировании гравитационной тепловой трубы (рис. 1), представляющей полую колонну насосных штанг. Типичная тепловая труба представляет собой цилиндрический контейнер, который был вначале вакуумирован, а затем заполнен определенным количеством рабочей жидкости и загерметизирован. Если один конец трубы нагревается, а другой конец охлаждается, то в середине трубы происходит разделение пара/жидкости и двухфазный перенос тепла.

В нагреваемой секции рабочая жидкость будет кипеть и испаряться, поглощая при этом скрытую теплоту испарения. Генерируемый пар будет поступать под давлением к охлажденной секции, где он конденсируется при соприкосновении с холодной стенкой, освобождая скрытую теплоту и передавая ее к источнику холода снаружи стенки. Конденсирующаяся жидкость под действием силы тяжести будет стекать вниз и повторять цикл испарения и конденсации. Типичный принцип тепловой трубы может быть использован в штанговых насосных агрегатах без изменения работы существующих механических насосов.

В новом методе полая колонна насосных штанг преобразуется в специальную тепловую трубу путем очистки внутренней полости колонны, заполнения ее рабочей жидкостью и герметизации соединений. Рисунок 2 показывает передачу тепла колонной от забоя до устья скважины. Непрерывный восходящий поток добываемой жидкости (нефти или воды) в колонне НКТ обеспечивает как тепло, так и холод.

Теплоперенос колонной насосных штанг

В нижней части ствола скважины высокая температура добываемого флюида обеспечивает для тепловой трубы тепло, передаваемое от добываемой жидкости. В верхней части ствола скважины добываемая жидкость постепенно становится холоднее, чем рабочая жидкость в тепловой трубе. Тепло передается от тепловой трубы к добываемым флюидам. Рабочая жидкость в тепловой трубе постоянно циркулирует и передает тепло от забоя скважины к ее устью. Тепловая труба из колонны насосных штанг конструктивно проста и удобна в эксплуатации. Эта недорогая, не требующая обслуживания система автоматически использует геотермальные ресурсы недр.

Предварительный технико-экономический анализ

Хотя гравитационная тепловая труба из колонны насосных штанг имеет характеристики тепловой трубы и работает в соответствии с принципом теплопередачи за счет фазовых изменений теплоносителя, конструкции тепловой трубы из колонны насосных штанг и типичной гравитационной тепловой трубы различны. Тепловая труба из колонны насосных штанг имеет меньший внутренний диаметр (менее 30 мм), но может иметь длину в сотни или тысячи метров.

Для длинной тепловой трубы необходимо рассмотреть три аспекта:

  1. Если высота столба жидкости в трубе слишком большая, условия кипения в ней могут нарушаться.
  2. При большой скорости потока пара и малом диаметре трубы может возникать препятствие стеканию жидкости вниз за счет эффекта уноса капель жидкости потоком пара.
  3. При больших расстояниях и высоком сопротивлении течению пар в тепловой трубе может не достигать ее конца.

Для успешной оценки процесса необходимо учитывать конструкцию, условия работы и рабочую жидкость. Для этого целесообразно обратиться к результатам предварительного технико-экономического анализа тепловой трубы из колонны насосных штанг [1,2].

Результаты расчета теплопереноса с типичными данными показывают, что тепло, переносимое тепловой трубой из колонны насосных штанг, составляет 25 — 30% от исходной энтальпии перекачиваемой жидкости. Это составляет около 80% от количества тепла, рассеянного жидкостью в пласт. По сравнению с обычными скважинами, эксплуатируемыми с помощью штанговых труб, температура добываемой жидкости на выходе из скважин с использованием тепловой трубы из колонны насосных штанг увеличилась на 8 — 10 °С.

Физические свойства рабочей жидкости (Раствор А)

Сравнение физических параметров, условий кипения, сопротивления потоку пара и предельного уноса капель жидкости показывает, что Раствор А лучше функционирует, чем вода, и что он может быть использован в качестве рабочей жидкости в тепловой трубе из колонны насосных штанг (табл. 1).

Лабораторные эксперименты

Экспериментальная установка по теплопереносу

Исходя из подземных условий функционирования тепловой трубы, была сконструирована и изготовлена установка для проведения экспериментов по теплопереносу в тепловой трубе из колонны насосных штанг (рис. 3). Результаты лабораторных экспериментов по теплопередаче показывают, что Раствор А превосходит воду и не приводит к закупориванию трубы или большому перепаду давления.

Оптимальное количество рабочей жидкости составляет 20% от внутреннего объема тепловой трубы. Отношение температур в секции конденсации и секции испарения тепловой трубы больше, чем 0,7. Улучшение распределения температур в скважине вполне возможно с помощью тепловой трубы из колонны насосных штанг. Гравитационная тепловая труба из колонны насосных штанг может быть опробована на месторождении.

Сборка тепловой трубы на месторождении

Примерами процесса сборки на месте сверхдлинной тепловой трубы из колонны насосных штанг могут служить три скважины (Huan-127-26-34, Huan-127-Lian-H4 и Qi-108-20-26) на месторождении Liaohe.

Полые насосные штанги марки KGW36 — 60DZ изготовлены машиностроительным заводом геологоразведочной экспедиции Liaohe.

Они имеют следующие размеры: наружный диаметр 36 мм, внутренний диаметр 25 мм, толщина стенки 5,5 мм.

В скважине Huan-127-26- 34 насос расположен на глубине 780 м, а длина колонны полых насосных штанг составляет 770 м. Длина одной штанги 8 м, т. е. требуются 96 полых насосных штанг и 1 полый полированный шток глубинного насоса. Для каждой из скважин Huan-127-Lian-H4 и Qi-108-20-26 требуются 133 полые насосные штанги. Рабочей жидкостью служил Раствор А, разработанный Северо-Восточным нефтяным университетом. Степень заполнения ею объема тепловой трубы составляла 10 — 20% (табл. 2).

Объемы рабочих жидкостей для испытательных скважин

Оборудование, необходимое для сборки на месте гравитационной тепловой трубы из колонны насосных штанг, включает устройство для соединения штанг с герметизацией верхнего конца, устройство для нагнетания рабочей жидкости и вакуумный насос.

Система вакуумирования и закачки рабочей жидкости

В устройство для соединения штанг с герметизацией верхнего конца входят специальные клапаны, труба, тройник и регулируемые фитинги из нержавеющей стали.

Устройство для нагнетания рабочей жидкости включает насос-дозатор, бак-емкость, манометр и шланг высокого давления. Скорость откачки вакуумного насоса должна быть 2 л/сек с минимальной степенью вакуума 0,06 Па.

Последовательность сборки гравитационной тепловой трубы представлена на рисунке 4.

Применение в полевых условиях

Технология геотермального обогрева ствола скважины с помощью гравитационной тепловой трубы из колонны насосных штанг была применена в трех скважинах с интенсификацией притока путем закачки пара на месторождении Liaohe (табл. 3). Это была первая сборка и промысловое испытание гравитационной тепловой трубы с неводной рабочей жидкостью. После применения технологии с использованием тепловой трубы, средняя температура на устье трех скважин повысилась на 10°С. Такое повышение температуры продлевает срок нормальной эксплуатации скважин и увеличивает добычу нефти.

Параметры испытательных скважин

До применения технологии тепловых труб в добывающих скважинах использовали методы снижения вязкости за счет электрического нагрева или циркуляции горячего флюида.

В процессе испытательного цикла скважина Huan-127-26-34 эксплуатировалась в течение 191 суток, а эффективное время работы тепловой трубы из колонны насосных штанг (при температуре на устье, превышающей 51°С) составило 155 суток. В испытательных циклах скважин Huan-127-Lian-H4 и Qi-108-20-26 средняя температура на устье была на 10°С выше, чем в предыдущих циклах обычной эксплуатации.

Скважина Huan-127-26-34 была выбрана в качестве примера для дальнейшего анализа и обсуждения.

Изменение температуры на устье скважины Huan-127-26-34

В предыдущем цикле обычной эксплуатации средняя температура добываемой жидкости на устье скважины Huan-127-26-34 составляла 41°С; во время испытательного цикла она увеличилась до 51°С.

Постоянная высокая температура на устье скважины показывает, что тепловая труба может успешно функционировать и поддерживать рабочее состояние скважины, передавая тепло от ее забоя к устью (рис. 5, табл. 4). Представленные технические параметры, а также процесс сборки на месте и испытания являются осуществимыми, что подтверждено результатами промысловой практики.

Условия эксплуатации скважины Huan-127-26-34

На скважинах с интенсификацией притока путем закачки пара может быть достигнута добыча с малыми затратами за счет саморегулируемого поглощения геотермальной энергии тепловой трубой и обогрева ствола скважины без дополнительных энергетических затрат.

Основные факторы влияния

Гравитационная тепловая труба из колонны насосных штанг предоставляет новые возможности для обогрева скважины. При этом факторы, влияющие на этот процесс, являются комплексными, а многие вопросы нуждаются в дальнейшем изучении. Результаты исследований позволили выявить следующие основные факторы: длина колонны насосных штанг, температура пласта, дебит скважин, физические свойства сырой нефти и условия применения.

Длина гравитационной тепловой трубы из колонны насосных штанг для испытательных скважин Huan-127-26-34,

Huan-127-Lian-H4 и Qi-108-20- 26 составляла 770, 1000 и 1000 м соответственно. Эффект теплопереноса не является чувствительным к длине, и все тепловые трубы функционировали нормально, независимо от их длины. Согласно теории предельного всасывания тепловой трубы, если гравитационная тепловая труба расположена вертикально и игнорируются капиллярные силы, то длина гравитационной тепловой трубы не препятствует переносу тепла. Результаты испытаний подтвердили это предположение.

Измеренные значения пластовых температур в испытательных скважинах Huan-127-26-34, Huan-127-Lian-H4 и Qi-108-20- 26 составили 99.74, 115 и 105 °С (на глубинах 830.09, 1280 и 1282.7 м) соответственно. В соответствии с принципом действия тепловой трубы и используемой рабочей жидкостью, чем выше температура пласта, тем больше энергия, переносимая тепловой трубой. Для пластов, залегающих выше 1300 м, поддержание температуры пласта на уровне 100 — 120°С путем обычной закачки пара (около 2500 м3) обеспечивает запуск тепловой трубы и устойчивую ее работу.

Корреляция дебита с температурой на устье скважины

Рисунок 6 демонстрирует измеренные дебиты и температуры добытой жидкости на устье скважины. Их анализ показывает, что в указанных условиях, чем больше темп добычи нефти, тем выше температура добытой жидкости на устье скважины и тем лучше эффект переноса тепла гравитационной тепловой трубой из колонны насосных штанг. Увеличение температуры добываемой жидкости на выходе становится более очевидным, когда дебит превышает 20 м3/сутки. При увеличении дебита скважины возрастает в продольном направлении и интенсивность конвективного переноса тепла жидкостью между насосно-компрессорными трубами и насосными штангами. Температура восходящего потока жидкости в НКТ в целом повышается, что увеличивает тепло, поглощаемое эндотермическим сегментом и высвобождаемое экзотермическим сегментом. Таким образом, температура добываемой жидкости на выходе повышается дополнительно.

Анализ результатов испытаний трех скважин показывают, что в данных условиях эксперимента эффект теплопереноса тепловой трубой из колонны насосных штанг не чувствителен к массовой доле парафина. Эффект теплопереноса в скважине с высокопарафинистой нефтью (11,08% для скважины Huan-127- 26-34) схож с эффектом в скважинах с малопарафинистой нефтью; однако, чем меньше вязкость фракций смол и асфальтенов, тем больше эффективность теплопереноса тепловой трубой.

Выводы и рекомендации

Основываясь на основных положениях теории тепловой трубы и результатах, полученных в ходе испытаний трех скважин, рекомендуются следующие условия для обогрева ствола скважины с помощью геотермальной энергии, переносимой гравитационной тепловой трубой из колонны насосных штанг:

  1. Скважины с интенсификацией притока путем закачки пара с объемом нагнетания более 2000 куб.м за один цикл.
  2. Вязкость сырой нефти менее 10000 мПа х сек в пластовых условиях.
  3. Дебит по жидкости не менее 15 куб.м/сут, предпочтительно свыше 20 куб.м/сут.
  4. Глубина залегания пласта менее 1300 м и температура пластовой жидкости 100 - 120°С.

Результаты полевых испытаний показывают, что с помощью гравитационной тепловой трубы из колонны насосных штанг можно улучшить температурное поле в стволе скважины путем поглощения и переноса геотермальной энергии в верхнюю часть ствола скважины.

На скважинах с интенсификацией притока путем закачки пара может быть организована энерго-эффективная добыча тяжелой или высокопарафинистой нефти за счет саморегулируемого поглощения геотермальной энергии тепловой трубой и обогрева ствола скважины.


Литература

1. Yong, Bi, Yonjian, Liu, and Jifu, Liu, «Laboratory experiment on gravity heat pipe sucker rod [J],» Oil and Gas Field Surface Engineering, Vol. 27 (2008), No. 4, pp. 34-35.

2. Yongjian, Liu, Lupeng, Huang, and Wei, Li, «Analysis and calculation the heat transfer characteristics of the gravity heat pipe sucker rod string [J],» Low Temperature Architecture Technology, Vol. 139 (2010), pp. 40-42.