Курсовая работа: Расчет процессов нагнетания горячего теплоносителя при обработке призабойной зоны пласта

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Промышленная теплоэнергетика»

Курсовая работа

по дисциплине «Теплотехника»

Расчет процессов нагнетания горячего теплоносителя при обработке призабойной зоны пласта

Уфа 2022

Содержание

1. Задание по расчету нагнетания в пласт горячего теплоносителя

2. Циклическая паротепловая обработка ПЗП

3. Расчет циклической паротепловой обработки

4. Исходные данные для расчета эффективности замены тепловой изоляции парогенератора ППУ

5. Расчет эффективности замены тепловой изоляции парогенератора ППУ

5.1 Расчет трехслойной изоляции

5.2 Расчет двухслойной изоляции

5.3 Проверка результатов расчета тепловой изоляции

5.4 Расчет экономии топлива после замены старой изоляции новой

Список использованных источников

1. Задание по расчету нагнетания в пласт горячего теплоносителя

циклический паротепловой скважина температура

Определить технологические показатели циклической паротепловой обработки исходя из необходимости создания паровой зоны в пласте на расстоянии от оси скважины r_t=r_a, с радиусом дренажа r_e, радиусом скважины r_c, дебитом скважины до обработки q₀.

Характеристика пласта: мощность h; пористость m; объемные теплоемкости скелета пласта c_ск, насыщенного пласта c_п и жидкости c_ж.

Для обработки имеется установка типа ППУ производительностью q_ПГ влажного насыщенного пара при давлении нагнетания P_ППУ с температурой t_ППУ. Степень сухости пара на забое - х, температура конденсации водяного пара (при начальном пластовом давлении P_ПЛ) t_к, пластовая температура t_пл; минимально допустимая пластовая температура, при которой эксплуатация может еще проводится при повышенном дебите, t_н.

Известны также: производительность установок по пару q_п; удельные объемы кипящей воды и сухого насыщенного пара v и v, соответственно; плотность водяного конденсата на забое _в; плотность скелета пласта _ск; коэффициент теплопроводности коллектора - песчаника l Вт/(мЧК); коэффициент теплопроводности окружающих пород ; объемная теплоемкость окружающих пород c₀; объемная теплоемкость водяного конденсата с_в; теплота парообразования r; остаточная водонасыщенность в паровой зоне s_в.

Исходные данные по расчету нагнетания в пласт горячего теплоносителя:

радиус прогретой зоны r = 7,8 м;

радиус скважины r_c = 0,075 м;

радиус контура питания r_e = 90 м;

пластовая температура t_пл = 42 ⁰С;

пластовое давление р_пл = 7 МПа;

толщина пласта h = 12 м;

пористость пласта m = 0,35;

дебит скважины до обработкиq₀ = 6,4 м³/сут.;

марка ППУ: ППУА-1200;

давление пара ППУP_ППУ = 10 МПа;

температура свежего пара (приP_ППУ = 10 МПа)t_ППУ = 311 ⁰С;

степень сухости пара x = 0,73;

суммарная производительность установок по пару q_п= 3600 кг/ч;

производительность парогенератора q_пг = 1200 кг/ч;

температура конденсации водяного пара при начальном пластовом давлении (при р_пл = 7 МПа)t_к = 285,53 ⁰С;

теплота парообразования (при р_пл = 7 МПа)r = 1505,1 кДж/кг;

допустимая температура, при которой эксплуатация скважины может еще проводиться на повышенном дебитеt_н = 66 ⁰С;

плотность водяного конденсата на забое_в = 1000 кг/м³;

плотность скелета пласта_ск = 2350 кг/м³;

остаточная водонасыщенность в паровой зоне s_в = 0,52;

коэффициент теплопроводности коллектора-песчаника =2,2 Вт/(м·К);

коэффициент теплопроводности окружающих пород ₀ = 9,8 Вт/(м·К);

объемная теплоемкость скелета пласта с_ск = 1995 кДж/(м³·К);

объемная теплоемкость насыщенного пласта с_п = 2470 кДж/(м³·К);

объемная теплоемкость окружающих пород с₀ = 1890 кДж/(м³·К);

объемная теплоемкость водяного конденсата с_в = 4194 кДж/(м³·К);

объемная теплоемкость пластовой жидкости с_ж = 3358кДж/(м³·К).

2. Циклическая паротепловая обработка ПЗП

Одним из распространенных термических методов обработки скважины и призабойной зоны пласта является циклическая паротепловая обработка. Паротепловая обработка заключается в периодическом прогреве призабойной зоны скважин путем нагнетания в пласт насыщенного пара. В специально оборудованную остановленную скважину по насосно-компрессорным трубам нагнетают насыщенный пар в количестве от 1000 до 3000 м³ (рисунок 1).

Скважину герметизируют и выдерживают в течение 2-3 суток до полной конденсации пара в пласте. Считается, что в этот период происходит перераспределение температуры и давления, а также капиллярная пропитка не охваченных воздействием участков коллектора горячим конденсатом. Затем возобновляют эксплуатацию. Радиус прогретой зоны при этом достигает 30 м. Продолжительность остывания прогретой зоны составляет 2-3 месяца.

Применение циклической паротепловой обработки целесообразно на месторождениях, расположенных на глубине до 1500 м, с высоковязкими (более 50 мПа·с) нефтями. При этом соотношение вязкостей в пластовых условиях и при температуре насыщенного пара, соответствующей текущему пластовому давлению, должно быть не менее 2-3. Объектами применения могут быть также маловязкие нефти с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 4%), причем радиус парафиносмолистых отложений в призабойной зоне превышает 8 м, а пластовая температура должна быть ниже температуры начала кристаллизации парафина. Если радиус этих отложений меньше 8 м, то экономически целесообразнее применять электротепловой, термоакустический или электромагнитный методы.

При выборе скважины необходимо руководствоваться следующими рекомендациями. Толщина пласта должна быть более 5 м. При меньшей толщине теплопотери в кровлю и подошву будут весьма значительными, а коэффициент теплоиспользования невысок. Текущее пластовое давление должно быть не менее чем в 1,5-1,7 раза ниже рабочего давления применяемой установки для получения пара.

Рисунок 1. Схема оборудования скважины для нагнетания пара: 1 - обсадная колонна; 2 - нагнетательная колонна; 3 - устьевой сальник; 4 - лубрикатор; 5 - разгрузочная стойка; 6 - паровая передвижная установка (ППУ); 7 - центрирующая шайба; 8 - сальниковая муфта; 9 - термостойкий пакер; 10 - нефтеносный пласт

Обводненность продукции до обработки не должна превышать 60%. Следует учесть, что при высокой обводненности продукции количество дополнительной нефти и эффективность обработки уменьшаются. Коллектор должен быть прочным, поскольку паротепловое воздействие может вызвать его разрушение. В коллекторе не должно содержаться значительного количества глинистых включений, так как при воздействии паром может произойти набухание глин и снижение нефтепроницаемости. При выборе скважин особое внимание следует обращать на их техническое состояние.

К основным технологическим показателям обработки относятся: температура нагнетания, продолжительность нагнетания пара и период выдержки скважины после нагнетания. Исходя из необходимости обеспечения наименьших потерь в кровле и подошве пласта, следует принять максимально возможный темп нагнетания.

3. Расчет циклической паротепловой обработки

Удельный расход пара:

где q_п= 3600 кг/ч-суммарная производительность установок по пару;

h= 12м - толщина пласта.

Число парогенераторов:

где q_пг = 1200 кг/ч - производительность парогенератора.

Удельный объем кипящей воды определяем по таблице П.2.1 [1] при давлении при P_ППУ = 10 МПа:

v = 0,0014526 м³/кг.

Удельный объем сухого насыщенного пара определяем по таблице П.2.1 [1] при давлении при P_ППУ = 10 МПа:

v = 0,01803 м³/кг.

Удельный объем влажного насыщенного пара:

v_нп = v(1 - x) + v·x = 0,0014526(1 - 0,73) + 0,01803·0,73 = 0,01355 м³/кг,

где x = 0,73 - степень сухости пара.

Плотность влажного насыщенного пара:

Коэффициент, характеризующий удельную энтальпию пласта:

где m = 0,35 - пористость пласта;

s_в = 0,52 - остаточная водонасыщенность в паровой зоне;

с_ск = 1995 кДж/(м³·К) - объемная теплоемкость скелета пласта;

t_к = 285,53 ⁰С - температура конденсации водяного пара при начальном пластовом давлении;

t_пл = 42 ⁰С - пластовое давление;

r = 1505,1 кДж/кг - теплота парообразования;

с_в = 4194 кДж/(м³·К) - объемная теплоемкость водяного конденсата.

Продолжительность нагнетания пара _п в скважину находим из номограммы (рисунок 2) по рассчитанным значениям q_п = 300 кг/(ч·м), = 1433 кг/м³ и заданному радиусу прогретой зоны r = 7,8 м. Вначале, соединяем прямой точки a ( = 1433 кг/м³)и b(r = 7,8 м) и находим на нейтральной оси точку с. Затем, соединяем точки d(q_п = 300 кг/(ч·м))и c прямой, на ее продолжении находят точку е, в которой определяем искомую продолжительность нагнетания пара:

_п = 13,25 суток

Продолжительность выдержки (конденсации пара):

где r = 7,8 м - радиус прогретой зоны;

= 2,2 Вт/(м·К) -коэффициент теплопроводности коллектора-песчаника;

t_ППУ = 311 ⁰С - температура свежего пара, вырабатываемого ППУ;

_ск = 2350 кг/м³ - плотность скелета пласта.

Определяем отношения:

где r_e = 90 м - радиус контура питания;

r_c = 0,075 м - радиус скважины.

Рисунок 2. Номограмма для определения продолжительности нагнетания пара_п

Рисунок 3. Номограмма для определения среднего дебита скважины после паротепловой обработки

Определяем коэффициент k = q_cp/q₀из графика (рисунок 3) по численным значениям r_e/r_c = 1200 и ln(r_e/r) = 2,45:

k = 1,68.

Средний дебит жидкости после паротепловой обработки:

q_cp = k·q₀ = 1,68·6,4 = 10,75м³/сут,

где q₀ = 6,4 м³/сут - дебит скважины до обработки.

Продолжительность работы скважины на повышенном дебите, полученном в результате паротепловой обработки скважины по [2]:

где с_п = 2470 кДж/(м³·К) - объемная теплоемкость насыщенного пласта;

с_ж = 3358кДж/(м³·К) - объемная теплоемкость пластовой жидкости;

t_н = 66 ⁰С - допустимая температура, при которой эксплуатация скважины может еще проводиться на повышенном дебите.

Продолжительность работы скважины на повышенном дебите, полученном в результате паротепловой обработки скважины по [3]:

где F = 1,28·ln((t_к - t_пл)/(t_н - t_пл)) = 1,28·ln((285,53 - 42)/(66 - 42)) = 2,966,

с₀ = 1890 кДж/(м³·К) - объемная теплоемкость окружающих пород;

₀ = 9,8 Вт/(м·К) - коэффициент теплопроводности окружающих пород.

Среднее значение продолжительности работы скважины на повышенном дебите, полученном в результате паротепловой обработки скважины:

_эф = 0,5(_эф + _эф) = 0,5(229,7 + 66,2) = 148 сут.

Эффективность паротепловой обработки:

DQ = (q_ср - q₀)·_эф = (10,75 - 6,4)·148 = 643,8 м³.

Вывод: использование паротепловой обработки скважины позволит увеличить средний дебит жидкости в 1,68 раз, с 6,4 м³/сут. до 10,75м³/сут., при этом эффективность паротепловой обработки составит 643,8 м³.

4. Исходные данные для расчета эффективности замены тепловой изоляции парогенератора ППУ

Тепловая изоляция парогенератора установки ППУ (рисунок 4) до ремонта была выполнена двухслойной: из огнеупорного слоя толщиной 1=0,065 м, теплопроводностью ₁=a₁+b₁t₁ и наружного слоя толщиной ₂=0,01 м, теплопроводностью ₂=a₂+b₂t₂. Температура внутренней поверхности кладки t_с1=800°С, температура наружной поверхности кладки t_с2=100°C.

Ввиду выхода из строя изоляции установка поставлена на капитальный ремонт и вместо старой двухслойной изоляции предложена новая трехслойная из современных эффективных материалов.

Огнеупорный слой толщиной ₁=0,04 м, теплопроводностью ₁=a₁+b₁t₁, промежуточный слой толщиной ₂=0,03 м, теплопроводностью ₂=a₂+b₂t₂, наружный слой толщиной ₃=0,005 м, теплопроводностью ₃=a₃+b₃t₃, температура внутренней поверхности кладки t_с1=800°C, температура наружной поверхности кладки t_с2=50°C.

Температура окружающего воздуха (среднегодовая) t_в, скорость ветра w.

Внутренний диаметр изоляции d_в=0,85 м, наружный диаметр изоляции d_н=d_в+2=1 м. Высота изоляции парогенератора h=1,65 м. Топливо - дизельное, цена одной тонны Ц, теплота сгорания Qн=42000 кДж/кг.