Electrodynamic method of increasing the fluidity of high-viscosity oil when it is extracted.pdf Анализ динамики мирового потребления энергии различного происхождения показывает, что продуктивные углеводороды будут обеспечивать в обозримом будущем не менее четверти в его общем планетарном объеме. Это связано с ростом численности населения и производства. Источники с легкодоступным для добычи углеводородным сырьем имеют тенденцию к истощению, поэтому становится весьма актуальным освоение новых месторождений с высоковязкой нефтью. Для ее эффективного извлечения на данный момент разработаны специальные методы нелокального воздействия на зону нефтесодержащего пласта рабочим веществом, нагретым до высокой температуры (например, паром), химическими реагентами (например, соляной кислотой), биологически активными веществами, а также метод гидроразрыва пласта посредством закачки в него жидкости под высоким (более 60 МПа) давлением [1]. Реализация перечисленных технологических приемов сопряжена со значительными энергозатратами и трудностями по обеспечению мер экологической безопасности. Этих недостатков лишен метод воздействия на пласт ультразвуковыми акустическими волнами [2]. Однако он может эффективно применяться только при работе на скважинах с обычной нефтью, у которой коэффициент затухания ультразвука, связанный с вязкостью, позволяет получать акустическое давление в пласте, достаточное для ощутимого проявления эффекта увеличения его нефтеотдачи. Для решения указанной проблемы увеличения нефтеотдачи скважины авторами был рассмотрен в качестве альтернативы метод уменьшения вязкости нефти в пласте путем локального термовоздействия на зону пласта, прилегающего к скважине. При этом на первом этапе была изучена возможность создания необходимого температурного поля с помощью обычного погружного спирального термоэлемента запитываемого с наземной станции по грузонесущему кабелю. Расчеты и эксперименты показали, что подобный формирователь температурного поля не позволяет решать поставленную задачу, так как поток тепла почти не проникает в скважину, а уносится флюидом из зоны его извлечения и частично рассеивается в обсадной колонне. В работах [3, 4] были предложены электродинамические устройство и способ повышения дебита скважин с высоковязкой нефтью при термическом или термо-акустическом воздействии. Его перспективность обусловлена тем, что, в отличие от спирального нагревателя, источником тепла является участок обсадной трубы, в котором возбуждается азимутальный переменный электрический ток с частотой f ~ 10 кГц с помощью коаксиального высокочастотного индуктора, создающего переменное магнитное поле. Он представляет собой соленоид с ферритовым сердечником, расположенный соосно с обсадной трубой в области извлечения нефти и соединенный с источником переменного тока ультразвуковой частоты. Расчет, выполненный авторами, показал, что мощность, выделяемая в скин-слое обсадной трубы, определяется выражением где V - объем, в котором сосредоточен индукционный ток с амплитудой I; ρс и μТ - удельное сопротивление и относительная магнитная проницаемость стали; - магнитная постоянная; H - продольный размер индуктора; - толщина скин-слоя в стали; rT - радиус трубы. Примечательно, что конкретизация соотношения между мощностью и током позволяет оптимизировать импеданс источника для достижения максимального КПД нагревателя. Нагрев осуществляется при возвратно-поступательном движении индуктора по стволу скважины на участке длиной L. Поток тепла, проникающий в пласт, создает температурное поле, для которого в процессе решения уравнения теплопроводности [5] получено выражение , где - разность между температурой в момент времени t в точке пласта с цилиндрическими координатами r, z, и начальной температурой; ρ, с, λ - соответственно плотность, удельные теплоемкость и теплопроводность нагреваемой среды; . Для демонстрации возможностей рассматриваемого метода на рис. 1 представлены расчетные зависимости температурного поля от координаты, откладываемой от внешнего радиуса обсадного цементного кольца нефтяной скважины (0.15 м) в сторону продуктивного пласта при мощности, рассеиваемой в трубе, Р = 3 кВт. Из рис. 1 видно, что имеет место процесс роста со временем температуры в области пласта, прилегающей к зоне перфорации скважины. Поскольку конечный результат, связанный с уменьшением гидродинамического сопротивления участка «пласт - призабойная зона - насосно-компрессорная труба», определяется не столько картиной распределения температур, сколько степенью разжижения нефти, целесообразно перейти от получаемых данных к картине радиального распределения ее вязкости. Это позволит, в конечном счете, оценить поток извлекаемой нефти, который, как известно [6], обратно пропорционален коэффициенту вязкости. Исходя из этих соображений, с целью обоснования требований к электродинамическому нагревателю, были проанализированы экспериментальные зависимости коэффициента вязкости нефти от температуры в скважине на примере данных из работы [7]. С использованием метода наименьших квадратов показано, что они могут аппроксимироваться убывающей экспонентой вида Эта зависимость находится в соответствии с известным законом Рейнольдса - Филонова. С ее использованием были рассчитаны пространственно-временные зависимости коэффициента вязкости для конкретной скважины, представленные на рис. 2. Рис. 2. Характерные пространственно-временные зависимости коэффициента вязкости. Размерность времени - 1 ч, размерность радиальной координаты - 1 м, размерность вязкости Пас; кр. 1 - вязкость после 1 ч; кр. 2 - вязкость после 3 ч; кр. 3 - вязкость после 6 ч; кр. 4 - разность между вязкостью после 12 ч и начальной вязкостью; кр. 5 - разность между вязкостью после 24 ч и начальной вязкостью Рис. 1. Характерная картина температурного поля в пласте при z = 0. Размерность времени - 1 ч, размерность радиальной координаты - 1 м; кр. 1 - разность между температурой после 1 ч и начальной температурой; кр. 2 - разность между температурой после 3 ч и начальной температурой; кр. 3 - разность между температурой после 6 ч и начальной температурой; кр. 4 - разность между температурой после 12 ч и начальной температурой; кр. 5 - разность между температурой после 24 ч и начальной температурой Анализ полученных зависимостей говорит о том, что предложенный метод позволяет осуществлять понижение η высоковязких нефтей до значений, соответствующих обычной нефти при Р ~ 1 кВт и времени нагрева ~ 1 ч. По результатам данной работы в настоящее время в РУЦ НИЯУ МИФИ разрабатывается макет фрагмента нефтяной скважины для проведения эксперимента. Планируется также продолжение теоретических исследований, учитывающих ряд факторов, влияющих на процесс и не рассмотренных в данном научном сообщении. Главным таким фактором следует считать непрерывный отбор нагретой нефти и ее замещение холодной. Соответственно в дальнейшем потребуется переход от стационарной модели процесса к динамической.

Скачать электронную версию публикации