05.17.08 "Процеси та обладнання хімічної технології"
Постійне посилання колекціїhttps://repository.kpi.kharkov.ua/handle/KhPI-Press/18275
Переглянути
Документ Теоретичні основи процесів тепломасообміну раціонального вилучення геотермальних флюїдів вуглеводневих свердловин(Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут", 2021) Фик, Михайло ІллічДисертації на здобуття наукового ступеня доктора технічних наук за спеціальністю 05.17.08 "Процеси та обладнання хімічної технології" (16 – Хімічна та біоінженерія). – Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут", Харків, 2021. У дисертаційній роботі розв’язано актуальну науково-практичну проблему розробки теоретичних основ раціонального вилучення геотермальних флюїдів свердловинами вуглеводневих родовищ, що полягає у застосуванні суміщеного видобування «флюїд-геотепло» для свердловин нафтогазових родовищ, формуванні феноменологічної моделі яка відображає послідовність та взаємозв'язок всіх елементарних субпроцесів такого видобування флюїд-геотермальних ресурсів, розробці математичних моделей цих субпроцесів і на їх основі – математичної моделі суміщеного процесу вилучення «флюїд-геотепло» в цілому. Обґрунтовано раціональну геометричну топологію теплообмінників та встановлено закономірності вилучення геотермальної енергії з пласта-колектора нафти (газу) та приколонного простору, проведення її через перехідну кольматаційну зону "пласт-вибій свердловини" і ліфтування енергії по свердловині та транспортування поверхневими системами до споживача з урахуванням властивостей бокових гірських порід свердловини, колекторів, теплоносіїв, структури підземного теплообмінника, схемотехніки видобування, накопичення та зберігання енергоресурсів, геологічних та технологічних особливостей нафтогазоконденсатних родовищ, зокрема, Дніпровсько-Донецької западини, ресурсо- та теплопродуктивності нафтогазоносних та виснажених пластів-колекторів, що спрямовано на реалізацію суміщеного видобутку "флюїд – геотермальне тепло" як дуальної технології вилучення енергоресурсів. Наукова новизна та практична цінність одержаних результатів полягає у наступному. Розроблена комплексна по-процесна (феноменологічна) модель геотермальної свердловинної системи суміщеного "флюїд-геотепло" вилучення геотермальних флюїдів свердловин, яка включає п′ять субпроцесів: вилучення геотермальної енергії з пласта-колектора та приколонного простору; передачу її через перехідну зону "пласт-вибій свердловини", по свердловині та поверхневими системами до споживача, що дозволило встановити послідовність та взаємозв'язок всіх елементарних процесів трансформації та руху енергії і теплоносія в геотермальній свердловинній системі. Розроблена модель геотермального резервуару газоконденсатної свердловини, яка враховує зміни теплопровідності гірських порід від бортів до вибою свердловини. Ця модель включає уточнені рівняння теплового балансу енергії при радіальній фільтрації продукції свердловини, що містять конвективну та кондуктивну складову теплообміну та теплоприпливу. Це дозволяє у порівнянні з відомими методичними підходами уточнити на 12 – 14% прогноз відбору тепла з геотермального резервуару на вибої газоконденсатної свердловини. Показано, що використання розробленої математичної моделі геотермального резервуару газоконденсатної свердловини, яка враховує зміни теплопровідності гірських порід від бортів до вибою свердловини дозволяє уточнювати до 27% дебіт тепла свердловиною в умовах здійснення термобаричних методів інтенсифікації видобування газоконденсатною свердловиною. Розроблена математична модель геотермальної системи "теплообмінник-гірський масив" за коефіцієнтом перетворення теплоти COP геотермального теплообмінника в привибійній зоні теплоприймання. При цьому встановлено, що ключовими параметрами впливу на коефіцієнт перетворення теплоти COP геотермального теплообмінника є: радіус дренування флюїдів при теплообмінному процесі, радіус трубопроводів з циркулюючим теплоносієм, діаметр кластерного теплообмінника, тепловий опір порід у привибійній зоні теплоприймання. Дана кількісна оцінка впливу цих параметрів на COP. Розроблена математична модель неізотермічного руху газорідинної суміші вуглеводнів у трубопроводі від вибою свердловини до сепараційної установки промислу, яка відрізняється від відомих одночасним урахуванням внутрішнього конвективного теплообміну, інтегрального ефекту Джоуля-Томсона і акомодації енергії. Цє дозволило підвищити точність розрахунку втрат напору по трубопроводу з теплообміном на 4.7% в діапазоні об’ємних витрат 0,5-1 м³/с. На основі використання методу електрогідравлічної аналогії розроблена математична модель процесу транспортування газу в багатонитковому промисловому трубопроводі, яка відрізняєтья від відомих врахуванням впливу теплових насосів і дозволяє визначити інтегральний коефіцієнт трансформації (COP) для мережевої трубопровідної системи; виділено різновид теплового насосу як пристрою з розподіленими параметрами, який являє собою багатонитковий розгалужений продуктопровід, що переносить низькопотенційну теплову енергію з оточуючого середовища у трубопровідний контур. Розроблена теоретико-емпірична формула визначення коефіцієнту Джоуля-Томсона, яка дозволяє оцінити вплив ефекту цього теплового насосу на енергетичні та термобаричні параметри газотранспортних процесів. Показано, що міжнитковий дросель викликає ефект теплового насосу в приймаючій нитці трубопровідного контуру, спричиняє до локального нагріву транспортованого продукту-флюїду в одній зоні і охолодження в іншій і не містить спеціальних вторинних контурів теплопередачі, роль яких виконують окремі ділянки багатониткового трубопроводу. Це дозволило збільшити точність визначення COP на 5-7% в діапазоні сезонних перепадів температур. Вдосконалені методики розрахунку неізотермічного транспортування газоконденсатної суміші шляхом введення температурної поправки і коефіцієнта акомодації в розрахунках гідравлічного опору трубопроводу як системи з розподіленими параметрами. На основі аналізу розрахункових кривих для гідравлічного опору за відомими методиками (формули Колбрука, Лейбензона і ВНІІГАЗу) для ізотермічних і неізотермічних процесів і пропонованої методики показані раціональні області їх застосування. Зокрема, порівняння теоретичного і промислового експериментів показало достатню для інженерної практики точність розрахунку падіння тиску на ділянках нафтогазових шлейфів і дозволяє рекомендувати розроблені аналітичні залежності для впровадження в промисловий інженерії при швидкостях газорідинного потоку в діапазоні 0–50 м/с, шорсткості труб 0,01–0,05 мм і їх діаметрі 100–300 мм. Всі обчислення зроблені для реальних промислових трубопроводів Новотроїцького нафтогазоконденсатного родовища. Удосконалено теоретико-методологічні основи розрахунків внутрішньосвердловинних теплообмінників для боротьби з гідратоутворенням в нагнітальних свердловинах, які включають схему внутрішньосвердловинного теплообмінника і відрізняються тим що як теплоносій в суміщеному процесі вилучення "флюїд-геотепло" використано суміш вуглеводнів, який подається через теплообмінну поверхню нагнітальної свердловини в продуктивний пласт нафтового родовища і математичний апарат для опису процесу утилізації тепла та теплообміну в нагнітальній свердловині. Виконано розрахунок сумарної геотермальної енергії необхідної для реалізації безгідратної роботи нагнітальної свердловини нафтового родовища за запропонованою схемою внутрішньосвердловинного теплообмінника. Встановлено, що потужність однієї геотермальної свердловини розкритої на нафтоносних глибинах Дніпровсько-Донецької западини достатня для ліквідації гідратоутворення в 1 – 3 нагнітальних свердловинах, що обумовлює доцільність їх сумісної роботи. Проаналізовано чотири геометричні топології геотермальних вибійних теплообмінників: І-ІІ – прямолінійні вертикальний гладкий і оребрений трубопровід; ІІІ-IV – кластер у вигляді безлічі гладких і оребрених однотрубних елементів, що являє собою фігуру типу "біляче колесо" або "меридіанна сфера". Встановлено, що найбільш ефективним технічним рішенням що забезпечує збільшення COP свердловинних геотермальних систем є збільшення поверхні теплообмінних труб. Для теплообмінників ІІІ типу розрахункове збільшення COP в порівнянні з гладкими трубами складає 40%, а для ІІІ-IV типу – 95%. Виконаний техніко-економічний аналіз геофізичних досліджень понад 300 промислових нафтогазових свердловин ДДЗ показав, що на базі нафтогазових свердловин ДДЗ можливе створення геотермальних станцій з глибинами буріння або розкриття свердловин до 3 – 4,5 км. При таких глибинах тепловий потенціал 90% геотермальних вод в продуктивних нафтогазових горизонтах кам’яновугільних відкладів не перевищує 108 °С і тому його доцільно використовувати переважно для цілей геотермального теплопостачання. У цьому випадку заміна органічного палива та електрики теплом геотермальних вод та гірських порід виявляється набагато більш вигідною для забезпечення теплопостачання та опалення (в 3 – 5 разів). Дві свердловини з глибин кам’яновугільних відкладів здатні надати 0,4 – 4,5 МВт теплової енергії. Сформульовано принципи побудови топології безгідратного багатониткового газопроводу із перемичками та відгалуженнями, що полягають у активації та регулюванні енерготрансформуючих та теплообмінних процесів на окремих ділянках газопроводу введенням додаткових дроселів перед перемичками та відгалуженнями трубопровідної системи, у зонах загрожених за корко- та гідратоутвореннями. Виконано розрахунок інтегрального коефіцієнта трансформації СОР для пілотної мережевої системи трубопроводів з розподіленими параметрами (6 ділянок довжиною 7 – 43 км) в умовах в УМГ "Харківстрансгаз". Виконана робота може бути використана для створення і розвитку вітчизняної свердловинної геотермально-вуглеводневої енергетики інноваційного типу. Крім того, окремі результати роботи можуть бути використані для інтенсифікації видобування енергоресурсів та продовження експлуатації нерентабельних вуглеводневих свердловин.Документ Теоретичні основи процесів тепломасообміну раціонального вилучення геотермальних флюїдів вуглеводневих свердловин(Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут", 2021) Фик, Михайло ІллічДисертація на здобуття наукового ступеня доктора технічних наук за спеціаль-ністю 05.17.08 – процеси та обладнання хімічної технології. – Національний техніч-ний університет "Харківський політехнічний інститут", Харків, 2021. У дисертаційній роботі розв’язано актуальну науково-практичну проблему роз-робки теоретичних основ раціонального вилучення геотермальних флюїдів свердловинами вуглеводневих родовищ на прикладі Дніпровсько-Донецької западини, що полягає у застосуванні суміщеного вилучення-видобування «флюїд-геотепло» для свердловин нафтогазових родовищ, формуванні феноменологічної моделі яка відо-бражає послідовність та взаємозв'язок всіх елементарних субпроцесів такого вилучення-видобування флюїд-геотермальних ресурсів, розробці математичних моделей цих субпроцесів і на їх основі – математичної моделі суміщеного процесу вилучення "флюїд-геотепло" в цілому. Обґрунтовано раціональну геометричну топологію теплообмінників та встановлено закономірності ефективного вилучення геотермальної енергії з пласта-колектора нафти (газу) та приколонного простору, проведення її через перехідну кольматаційну зону "пластвибій свердловини" і ліфтування енергії по свердловині та транспортування поверхневими системами до споживача з урахуванням властивостей бокових гірських порід свердловини, колекторів, теплоносіїв, структури підземного теплообмінника, схемотехніки ефективного видобування, накопичення та зберігання енергоресурсів, геологічних та технологічних особливостей наф-тогазоконденсатних родовищ, зокрема, Дніпровсько-Донецької западини, ресурсо- та теплопродуктивності нафтогазоносних та виснажених пластів-колекторів, що спрямовано на реалізацію суміщеного видобутку "флюїд – геотермальне тепло" як дуально-суміщеної технології вилучення енергоресурсів. Виконана робота може бути використана для створення і розвитку вітчизняної свердловинної геотермально-вуглеводневої енергетики інноваційного типу. Крім того, окремі результати роботи можуть бути використані для інтенсифікації видобування енергоресурсів та продовження експлуатації нерентабельних вуглеводневих свердловин.