Теоретичні основи процесів тепломасообміну раціонального вилучення геотермальних флюїдів вуглеводневих свердловин - Фик, Михайло Ілліч (Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут", 2021)
Дисертації 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.

Dissertations for the degree of Doctor of Technical Sciences in specialty 05.17.08 "Processes and equipment of chemical technology" (16 - Chemical and bioengineering). - National Technical University "Kharkov Polytechnic Institute", Ministry of Education and Science of Ukraine, Kharkiv, 2021. In the dissertation work the actual scientific and practical problem of development of theoretical bases of rational extraction of geothermal resources of wells of oil and gas fields on an example of the Dnieper-Donetsk basin which consists in application of combined extraction of "fluid-geothermal heat" of a phenomenological model that reflects the sequence and relationship of all elementary subprocesses of such extraction of fluid-geothermal resources, development of mathematical models of these subprocesses and on their basis - a mathematical model of the combined process of extraction of "fluid-geothermal" as a whole. The rational geometric topology of heat exchangers is substantiated and the regularities of effective extraction of geothermal energy from the reservoir of oil (gas) and the near-space, its conduction through the transition clogging zone "formation-bottom of the well" and energy lifting to the well and transport system are established. consumer taking into account the properties of lateral rocks of wells, reservoirs, heat carriers, structure of underground heat exchanger, circuitry of efficient extraction, accumulation and storage of energy resources, geological and technological features of oil and gas condensate fields, in particular, the Dnieper- Donetsk basin - and heat productivity of oil and gas and depleted reservoirs, which is aimed at the implementation of combined production of "fluid - geothermal heat" as a dual-combined technology. The scientific novelty and practical value of the obtained results is as follows. A complex process (phenomenological) model of geothermal borehole system of combined "fluid-heat" extraction of geothermal fluids of wells was developed, which includes five subprocesses: extraction of geothermal energy from the collector layer and cooling space; its transfer through the transition zone "well breakout", along the well and surface systems to the consumer, which made it possible to establish the sequence and interconnection of all elementary processes of transformation and movement of energy and coolant in the geothermal borehole system. The model of geothermal tank of gas condensate well has been developed, which takes into account changes in thermal conductivity of rocks from boards to well failure. This model includes refined equations of thermal energy balance during radial filtration of well products containing convective and conductive component of heat transfer and heat flow. This allows, in comparison with known methodological approaches, to clarify by 12 – 14% the forecast of heat selection from the geothermal tank at the outages of the gas condensate well. It has been shown that the use of the developed mathematical model of the geothermal tank of the gas condensate well, which takes into account changes in the thermal conductivity of rocks from the sides to the well failure, allows to clarify up to 27% of the heat flow rate by the well in the conditions of thermobaric methods of intensification of extraction by the gas condensate well. The mathematical model of geothermal system "heat exchanger-mountain array" according to the coefficient of conversion of heat of COP geothermal heat exchanger in the conductive zone of heat transfer has been developed. At the same time, it was established that the key parameters of influence on the conversion coefficient of heat conversion of THE COP geothermal heat exchanger are: the drainage radius of the fluids during the heat exchange process, the radius of pipelines with a circulating coolant, the diameter of the cluster heat exchanger, the thermal resistance of rocks in the pre-war zone of heat-taking. This quantitative assessment of the impact of these parameters on COP. The mathematical model of non-thermal motion of gas-rod mixture of hydrocarbons in the pipeline from well outage to industrial separation unit, which differs from known simultaneous consideration of internal convective heat transfer, integral effect of Joul-Thomson and energy accommodation, has been developed. This made it possible to increase the accuracy of calculation of pressure losses in the pipeline with heat exchange by 4.7% in the range of volumetric costs of 0.5-1 m³/s. On the basis of the use of the electro-hydraulic analogy method, a mathematical model of the gas transportation process in a multi-threaded industrial pipeline has been developed, which distinguishes it from the heat pumps known for taking into account the influence and allows determining the integral transformation coefficient (COP) for the network pipeline system; a kind of heat pump is allocated as a device with distributed parameters, which is a multi-threaded branched product pipeline that transfers low-potency thermal energy from the environment to the pipeline circuit. The theorical-empirical formula for determining the Joel-Thomson coefficient has been developed, which allows assessing the effect of this heat pump effect on the energy and thermobaric parameters of gas transportation processes. It has been shown that the inter-thread throttle causes the effect of a heat pump in the receiving thread of the pipeline circuit, causes the local heating of the transported product-fluid in one zone and cooling in another and does not contain special secondary heat transfer circuits, the role of which is performed by separate sections of the multi-threaded pipeline. This made it possible to increase the accuracy of cop determination by 5-7% in the range of seasonal temperature changes. Improved methods for calculating non-thermal transportation of gas condensate mixture by introducing temperature correction and accommodation coefficient in calculations of hydraulic resistance of the pipeline as a system with distributed parameters. On the basis of the analysis of calculated curves for hydraulic resistance according to well-known methods (Colbrook, Leibenzon and VNIIGAZ formulas) for isothermal and non-thermal processes and the proposed methodology, rational areas of their application are shown. In particular, the comparison of theoretical and industrial experiments showed sufficient accuracy for the calculation of pressure drop at oil and gas plumes and allows recommending developed analytical dependences for implementation in industrial engineering at gas-frequency flux in the range of 0–50 m/s, roughness of pipes 0.01–0.05 mm and their diameter of 100–300 mm. All calculations are made for real industrial pipelines of Novotroitske oil and gas condensate field. The theorist and methodological bases of calculations of intra-well heat exchangers for combating hydrate formation in wells have been improved, which include the scheme of intra-drilling heat exchanger and differ in the fact that as a coolant in the combined process of extraction of "fluid-heat" used a mixture of hydrocarbons, which is fed through the heat exchange surface of the infusible well into the productive layer of the oil field and a mathematical apparatus to describe the process of heat utilization and heat exchange in the well. The calculation of the total geothermal energy necessary for the implementation of the non-hydrated work of the oil field supercharger well according to the proposed scheme of intra-drilling heat exchanger has been performed. It was established that the capacity of one geothermal well uncovered at the oil-carrier depths of the Dnieper-Donetsk depression is sufficient to eliminate hydrate formation in 1 - 3 pumping wells, which makes it expedient to work together. Four geometric topology of geothermal heat exchangers are analyzed: I-II – straight vertical smooth pipeline; III-IV is a cluster in the form of many smooth and ore-like single-tube elements, which is a figure of the type "beaut wheel" or "meridian sphere". It was established that the most effective technical solution for increasing COP borehole geothermal systems is an increase in the surface of heat exchange pipes. For heat exchangers of type I II, the estimated increase in COP compared to smooth pipes is 40%, and for type III-IV – 95%. The performed feasibility study of more than 300 industrial oil and gas wells of DDD showed that on the basis of oil and gas wells DDD it is possible to create geothermal stations with depths of drilling or opening of wells up to 3 – 4.5 km. At such depths, the thermal potential of 90% of geothermal waters in productive oil and gas horizons of coal sediments does not exceed 108 ° C and therefore it is advisable to use it mainly for geothermal heat supply purposes. In this case, the replacement of organic fuel and electricity with heat of geothermal waters and rocks is much more profitable to ensure heat supply and heating (3 to 5 times). Two wells from the depths of coal mines are capable of producing 0.4 – 4.5 MW of thermal energy. The principles of construction of topology of a hydrate multi-threaded gas pipeline with switches and branches, which consist in activation and regulation of energy-transforming and heat exchange processes in certain sections of the gas pipeline by introducing additional throttles before switches and branches of the pipeline system, in areas threatened with hydrate formation, have been formulated. The calculation of the integral transformation coefficient of THE for the pilot network system of pipelines with distributed parameters (6 sections with a length of 7 – 43 km) under conditions at «Kharkivstransgaz» was performed. The performed work can be used for creation and development of geothermalhydrocarbon energy of rational and innovative type. A methodological approach and an effective algorithm for successive stages and implementation of the developed methods of modeling the elements of circuit phenomenology and technological units of the technical geoenergy system for estimating the total (combined) downhole extraction of energysource (hydrocarbons and geothermal energy) deposits are proposed rationalization of technological circuitry and implementation of combined processes of "fluid-geothermal" production.
Theoretical fundamentals of heat and mass exchange processes of rational extraction hydrocarbon wells geothermal fluids
Keywords: дисертація; вилучення геотермальної енергії; геотермальний флюїд; дуальна свердловинна система; "флюїд-геотепло"; теплопродуктивність геоенергетичної системи; методика розрахунку; математична модель; "пласт-прилеглі породи"; феноменологічні співвідношення Онсагера; тепломеханічний ефект; теплова дифузія; математичне моделювання мережевого теплообмінника; імітаційне моделювання; ефективність систем з суміщеними процесами; geothermal energy production; geothermal fluid; dual well system "fluid-geothermal"; thermal productivity of geoenergy system; method of calculation; mathematical model "formation-rocks"; phenomenological model of system "fluid-geothermal"; Onsager phenomenological relations; thermomechanical effect; thermal diffusion; technological processes; mathematical modeling of network heat exchanger; simulation modeling; efficiency of systems with combined processes; 622.279.23/4:622.279.031:622.279.58+622.276.1/4:622.276.6:661.96:532.528