ПРИМЕНЕНИЕ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ АНАЛИЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГРЕЮЩЕГО КАБЕЛЯ ПРИ ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Autor: Kostarev, Nikita Alexandrovich, Trufanova, Natalia Mikhailovna
Rok vydání: 2023
Předmět:
Zdroj: Известия Томского политехнического университета
Bulletin of the Tomsk Polytechnic University
ISSN: 2413-1830
2500-1019
DOI: 10.18799/24131830/2023/2/3776
Popis: Актуальность исследования обуславливается заметным в последние годы увеличением трудноизвлекаемых запасов нефти, связанным с неуклонным истощением легких, маловязких углеродных залежей. Для тяжелых, высоковязких нефтей и природных битумов характерно высокое содержание асфальтенов, смол и парафинов, что приводит к технологическим трудностям и ряду осложнений при извлечении и транспортировке флюида. Для решения проблем, связанных с добычей трудноизвлекаемой нефти, необходимо применять дополнительные технологические операции, направленные на снижение вязкости флюида, что приводит к увеличению себестоимости добываемого сырья. Одним из таких методов может быть прогрев ствола скважины греющим кабелем с целью поддержания необходимой температуры потока и сохранения текучести нефти. Основным недостатком данного метода является высокое энергопотребление, которое можно снизить с помощью методов математического моделирования процессов тепломассопереноса в нефтяной скважине, позволяющих оценить тепловой эффект от работы нагревательного кабеля и определить необходимые технологические характеристики оборудования для беспроблемной эксплуатации скважины. Цель: исследовать влияние нагревательного кабеля на эксплуатацию скважин с высоковязкой нефтью, а также определить необходимые технологические параметры нагрева, при которых нефть сохраняет свою текучесть и обеспечивает нормальную работу глубинно-насосного оборудования. Объект: вертикальный участок нефтяной скважины, где применяется нагревательный кабель для снижения вязкости флюида, расположенной на одном из месторождений республики Южный Судан. Методы: экспериментальное определение реологических и теплофизических свойств нефти на лабораторном оборудовании методами дифференциальной сканирующей калориметрии и реометрии, результаты которого были использованы в качестве исходных данных при математическом моделировании процессов тепломассопереноса в нефтяной скважине с греющим кабелем с целью оценки теплового эффекта от его работы. Численное моделирование дифференциальных уравнений в частных производных осуществлялось с помощью метода конечных объемов в программном комплексе Ansys Fluent. Результаты и выводы. Были получены поля температур, статического давления и скоростей в нефтяной скважине с учетом реологических и теплофизических свойств добываемого сырья при работе нагревательного кабеля с различной мощностью и без него. Показано, что наличие греющего кабеля в скважине благоприятно сказывается на эксплуатационных характеристиках, приводит к снижению вязкости нефти на несколько порядков, уменьшению перепада давления в лифтовых трубах на несколько единиц МПа за счет уменьшения потерь на вязкое трение и росту средней скорости потока. Получено, что эффективность добычи на рассматриваемой скважине можно повысить путем замены нагревательного кабеля на высокотемпературный кабель большей длины, что приведет к увеличению коэффициента подачи и межремонтного периода электроцентробежного насоса за счет поддержания вязкости нефти выше критического значения на всем участке скважины. The relevance of the study is caused by noticeable increase in hard-to-recover oil reserves in recent years, associated with the steady depletion of light, low-viscosity carbon deposits. Heavy, high-viscosity oils and natural bitumens are characterized by high content of asphaltenes, resins and paraffins, which leads to technological difficulties and a number of complications in fluid extraction and transportation. To solve the problems associated with the production of hard-to-recover oil, it is necessary to apply additional technological operations aimed at reducing the viscosity of the fluid, which leads to an increase in the cost of produced raw materials. One of such methods can be heating the wellbore with a heating cable in order to maintain the required temperature of the flow and maintain oil fluidity. The main disadvantage of this method is high energy consumption, which can be reduced using mathematical modeling methods for heat and mass transfer in an oil well, which allow evaluating the thermal effect of the heating cable and determining the required technological characteristics of the equipment for trouble-free operation of the well. The aim of the research is to study the effect of the heating cable on operation of wells with high-viscosity oil, as well as to determine the necessary technological parameters of heating at which oil retains its fluidity and ensures normal operation of downhole pumping equipment. Object: a vertical section of an oil well, where a heating cable is used to reduce the viscosity of the fluid, located in one of the fields in the Republic of South Sudan. Methods: experimental determination of the rheological and thermophysical properties of oil using laboratory equipment, methods of differential scanning calorimetry and rheometry, the results of which were used as input data for mathematical modeling of heat and mass transfer in an oil well with a heating cable in order to assess the thermal effect of its operation. Numerical modeling of partial differential equations was carried out using the finite volume method in the Ansys Fluent software package. Results and conclusions. The fields of temperatures, static pressure and velocities in an oil well were obtained taking into account the rheological and thermophysical properties of the extracted raw materials during heating cable operation with different power and without it. It is shown that the presence of a heating cable in the well has a favorable effect on the performance, leads to decrease in oil viscosity by several orders of magnitude, decrease in the pressure drop in the lift pipes by several MPa due to decrease in viscous friction losses and increase in the average flow rate. It was found that the production efficiency in the well under consideration can be increased by replacing the heating cable with a high-temperature cable of greater length, which will lead to increase in the flow rate and the overhaul period of the electric submersible pump, by maintaining oil viscosity above the critical value throughout the entire section of the well.
Databáze: OpenAIRE
Externí odkaz: