SAGD水平井

SAGD水平井（通用5篇）

SAGD水平井 篇1

新疆风城油田为整装的稠油区块, 油藏埋深浅, 平均240m, 井眼水平段介于400～500m之间, 井眼曲率大, 大尺寸套管下入困难, 为解决该难题, 有必要对SAGD水平井井眼轨道进行优化设计, 减小下井管柱的摩阻。目前关于定向井井身轨迹的设计方法很多, 涉及到二维设计方法和三维设计方法, 已覆盖到各种井型 (定向井、水平井、大位移井、侧钻水平井等) 和各种曲率半径 (大曲率半径、中曲率半径、短曲率半径和超短曲率半径) [1]。但是它们都有一个共同的特点, 设计出来的轨迹能够满足现场的施工要求, 却不能肯定它是一条可行的最优轨迹。所谓最优轨迹有三个含义:①设计轨迹必须满足现场施工条件的限制;②设计轨迹应当是满足各种设计要求下的最短轨迹;③设计轨迹的钻柱和摩阻力应当相对最小, 设计出来的轨迹具有最小的井斜变化率和方位变化率。

1 AGD水平井井眼轨道优化设计模型

1.1 模型假设

风城油藏SAGD双水平井井眼轨迹优化设计需要满足:①满足采油工艺要求, 造斜点至采油下泵位置全角变化率不超过11°/30m。稳斜段至A点全角变化率不超过13°/30m;②满足SAGD工艺配套要求, 水平井抽油泵下泵位置为一稳斜段, 稳斜段井斜角不超过60°, 稳斜段长15～20m, 稳斜段全角变化率不大于3°/30m, 同时保证稳斜段距水平段垂深25～30m;③SAGD双水平井垂直距离5m, 目标靶窗±0.75m×±2.0m;④将Ф244.5mm大尺寸技术套管下入水平段40～45m;⑤为后续完井管柱下入, 提供条件;⑥缩短建井周期, 提高工作效率, 减小劳动强度。

为了建立切合实际的优化模型, 我们做出如下假设:

(1) 井身轨迹由一系列光滑连接的圆弧曲线段和直线段构成, 每个曲线段的曲率是常量。

(2) 井身轨迹完全由工具的广义造斜率决定, 这里“广义”是指工具的造斜率不仅体现了地层与钻头的影响, 也包括了完井管柱、生产管柱及设备的影响 (抗弯强度等) 。

(3) 轨迹设计的工程可行度取决于井身轨迹进入靶点时的正负偏差、钻井成本主要取决于井身轨迹各段的长度。

基于此种假设, 把非线性不等式约束下非线性目标函数的非线性数学规划理论引入到定向井井身轨迹的最优化设计中。

1.2 数学模型

考虑到为了满足超稠油热采、便于下泵等等工艺要求, 需要在距离油层顶部垂直高度20m处且以上井段井斜角必须控制在60°以内, 必须在两个造斜井段之间保留一个稳斜段或缓增段, 因此本处采用“双增式”井眼轨迹设计模型[2]进行设计。此外, 考虑到工程上常规定向井造斜率K的取值分两种:一种是井下动力钻具造斜井段的造斜率为5～16°/100m之间;第二种是转盘增斜井段造斜率为4～8°/100m。

图1为“双增式”井身轨道示意图, 从图中容易得出已知条件为: (1) 坐标O (XO, ZO) ;靶点坐标T (XT, ZT) ; (2) 靶区半径J;第一造斜点最大许用造斜率K1max; (3) 第一最大稳斜角α1max; (4) 第二造斜点最大许用造斜率K2max; (5) 第二最大稳斜角α2max;工具可达造斜率K1, K2; (6) 第一造斜点A可选垂深Damin、Damax; (7) 第一层中间套管可选垂深Dbmin、Dbmax; (8) 第二造斜点垂深C可选垂深Dcmin、Dcmax; (9) 第二层中间套管可选垂深Ddmin、Ddmax; (10) 水平位移为S, 靶点垂深为Z。

结合通用圆弧形剖面计算公式, 由图1容易得出井眼轨迹各个关键参数的计算公式。如果考虑水平段的影响, 可得风城超稠油SAGD双水平井“直—增—稳—增—稳”型井身轨迹以井眼轨迹长度为目标的最优化数学模型:

目标函数:

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约束条件:

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显然, 公式 (1) 仅仅是井眼轨迹长度为目标的最优化数学模型, 除此之外, 还存在第二个优化目标为摩阻、扭矩最小的目标函数。于是可以得出第二优化目标函数表达式:

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式中:μ为摩擦系数;N为垂直管柱的支撑力, kN;R为力矩 (矢量) , N.m。

综合以上分析, 可以得出SAGD双水平井井眼轨迹最终优化设计模型为:

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显然, 公式 (4) 为一个非线性的多目标优化计算模型, 需要采用特殊的计算方法进行求解。

1.3 模型求解

求解多变量有约束非线性多元函数最小值的Matlab函数主要是fmincon函数, 其数学模型的标准形式为:[3]

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其中:x、b、beq、lb、ub是向量, A、Aeq为矩阵, C (x) 、Ceq (x) 是返回向量的函数, f (x) 为目标函数, f (x) 、C (x) 、Ceq (x) 可以是非线性函数。

2现场应用

采用上述分析计算模型, 对风城油田X井组进行了优化设计, 设计结果可以指导施工。

图2给出X井组轨迹设计垂直剖面图。该井组中X_P井 (生产井) 的A、B靶点设计垂深为204.8m, 造斜点井深40m, X_I井 (注汽井) A、B靶点设计垂深为199.8m, 造斜点井深40m。X_P井的209.63～229.81井段设计为一稳斜段, 稳斜角为60.30°;X_I井水平段长度为401m。由计算结果来看, 完全满足浅层SAGD双水平井完井工程要求。

3结论

(1) 目前定向井井眼轨道设计方法纵多, 但设计出来的结果大多不一定是最优井眼轨道, 本文根据地质条件及采油要求建立的模型, 满足最优井眼轨迹要求。

(2) 基于井眼轨道“通用圆弧面”设计方法和非线性不等式约束下非线性目标函数的非线性数学规划理论, 结合油藏实际, 建立了浅层SAGD水平井井眼轨道优化设计数学模型。该分析模型完全适合SAGD浅层水平井轨道优化设计。

(3) 根据现场应用效果分析, 文中模型较好地解决了风城浅层稠油油藏大直径套管下入困难的难题, 为新疆油田稠油开发提供了技术保障。

参考文献

[1]韩志勇.定向钻井设计与计算 (第二版) [M].东营:中国石油大学出版社, 2011

[2]刘乃震.定向井井眼轨道的最优化设计方法[J].石油钻探技术, 2011, 29 (4) :14-16

[3]刘寅立, 王剑亮等.MATLAB数值计算案例分析[M].北京:北京航空航天大学出版社, 2011

SAGD水平井 篇2

关键词：SAGD双水平井,注汽井,实钻轨迹,修正

1 修正设计的必要性

SAGD双水平井的生产井与注汽井水平段在空间上保持平行[1], 两井的垂直距离为5米, 因此对水平段的轨迹控制精度相对于常规的轨迹控制要高。目前, SAGD双水平井轨迹控制采用先进的MGS磁导向测量服务、轨迹反演分析等工具软件, 保证两对水平井的相对误差[1]。

但用于轨迹控制的磁导向工具都存在误差, 工具误差在实际测量过程中是无法避免的。如何进一步提高轨迹控制精度, 为注汽井水平段施工提供相对准确的目标, 从而降低两井水平段轨迹的相对偏差。其中方法之一就是根据生产井的水平段实钻轨迹数据对注汽井的水平段轨道进行快速的修正设计。

2 注汽水平井轨道修正设计方法

在对注汽井的轨道进行修正之前需确定注汽井水平段的控制目标点, 注汽井水平段控制目标点的确定方法见参考文献[2]。

注汽井水平段轨道设计原则是:选定的注汽井水平段控制目标点经过轨道修正设计后计算出注汽井与生产井井眼轨迹在水平段的平行度最高。

方案有两种:

(1) 最理想的情况就是将生产井的水平段实钻数据的垂深数据减去它们之间的垂深差, 再根据井口坐标与海拔高度换算到同一空间坐标系下即可;但此方法控制目标点太多, 不利于轨道设计。

(2) 间隔∆L米作一个控制点, 设计注汽井井眼轨道, 并计算它与生产井之间的平行度, 优化间隔距离∆L, 取平行度最高的间隔距离∆L (∆L通常取20m~40m之间的整数) 。

注汽井水平段轨道修正设计重要的是选好水平段的控制目标点。注汽井水平段的控制目标点的优化步骤如下:

(1) 生产井水平段实钻轨迹从入靶点开始间隔∆L离散出轨迹参数 (空间位置与方向) ;

(2) 双井空间坐标转换计算;

(3) 得到注汽井的水平段控制目标点的坐标的空间位置 (垂深, N坐标, E坐标) 与方向 (井斜角, 方位角) ;

(4) 对注汽井水平段进行多目标控制点的井眼轨道设计;

(5) 双井水平段空间平行度计算;

(6) 对注汽井修正设计后轨道的水平段与生产井的实钻轨迹水平段进行平行度计算;

(7) 在范围内 (20m~40m) , 得到各种间距下的平行度计算结果, 取平行度最高的间距即可用此间距进行修正设计;

通过对控制目标间距的优化分析后, 再对注汽井进行多目标控制点水平井轨道设计即可。

3 实例分析

XJ油田XX区块FHW107P井为生产井, 其实钻轨迹与注汽井的设计轨道图形如图1所示。

为了更好的满足平行度的要求, 对注汽井F H W107I进行了水平段的轨道修正设计, 水平段的控制点间距分别取了20m, 23m, 25m, 28m, 30m五个间距, 经计算得到双井水平段的平行度分别为:82.32%, 80.88%, 86.93%, 80.46%, 78.94%。

因此将注汽井的水平段控制目标点可取为生产井水平段离散间距为25m点得到的点, 经过空间变换得到其在注汽井中的水平段空间坐标 (垂深, 北坐标, 东坐标) , (井斜角, 方位角) , 代人轨道修正设计模型中, 取造斜工具造斜率为对应的水平段井眼曲率, 得到新的注汽井轨道设计图形与生产井实钻轨迹垂直投影图如图2。

经过注汽井的轨道修正设计, 这样也给出了磁导向工具每次下入的间隔也为25m, 跟注汽井轨道修正设计的水平段控制目标点间距一致即可。

4 结论

(1) 本文提出的水平井轨道修正设计方法计算方法简洁, 科学合理;

(2) 在磁导向技术的基础上, 再运用本文提出的轨道修正设计方法能够更进一步的提高轨迹的控制精度, 并进一步提高SAGD双水平井水平段的平行度。

参考文献

[1]杨睿, 关志刚, 蒋刚.新疆风城油田SAGD水平井钻井技术[J].石油机械, 2009, 37 (8) :79-82

[2]何小东.SAGD注汽水平井水平段控制目标点的确定方法[J].中国石油和化工标准与质量, 2013

[3]刘修善.三维定向井随钻监测的曲面投影方法[J].石油钻采工艺, 2010, 32 (3) :49-53

SAGD水平井 篇3

SAGD是国际开发超稠油的一项前沿技术。其理论最初是基于注水采盐原理, 即注入淡水将盐层中固体盐溶解, 浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动, 而密度相对较小的水溶液浮在上面, 通过持续向盐层上部注水, 将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。将这一原理应用于注蒸汽热采过程中, 就产生了重力泄油的概念。SAGD就是蒸汽驱开采方式, 即向注汽井连续注入高温、高干度蒸汽, 首先发育蒸汽腔, 在加热油层并保持一定的油层压力 (补充地层能量) , 将原油驱至周围生产井中, 然后采出。

2 工程概况

2.1 地质概况

风城油田位于准噶尔盆地西北缘西部, 距克拉玛依市120km, 西邻乌尔禾镇。由于风化作用, 地形起伏较大, 地面海拔296m~376米, 平均385m。简易油田公路在工区内纵横交错, 克拉玛依至阿勒泰的217国道从试验区东部通过, 交通、运输极为方便。通讯网络覆盖该区域。

风城地区地下浅层蕴藏着丰富的稠油资源。1985年估算中生界表外储量6×108t, 含油面积144.5km2 (叠加面积) 。截至2006年底风城油田完钻稠油专层探井47口, 评价井30口, 检查井4口, 热采试验井177口, 探明含油面积17.25km2, 探明地质储量3941.96×104t。

2.2 SAGD双水平井工程质量要求

(1) 水平段轨迹必须保证水平, 轨迹距靶心垂向误差不超过±0.5m, 平面上水平段轨迹距靶心误差不超过±1.0m, 即靶窗区间1m*2m;

(2) 为满足SAGD工艺配套要求, 水平段垂深以上20-30m要求井斜小于60°;生产井斜井段要留20-30m的稳斜或者微增斜段 (曲率不大于3°/30m) , 两井轨迹间距控制在5±0.5m

(3) 注、采水平井完井时, 表套、技套固井水泥必须返至地面, 并确保大斜度段固井合格;

(4) 水平段采用直径177.8mm激光割缝防砂筛管完井, 缝状为“锥形缝”, 即割缝向外逐渐缩小, 缝宽度为粒度中值1.5倍左右。

3

地质分层 (表1)

4

各次开钻结构 (表2)

5 钻具组合

5.1 FHW117P井钻具组合

一开:Ф444.5mm钻头+Ф203mm钻铤+方钻杆;

二开 (直井段) :Ф311.15m m钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆;

(造斜段) :Ф3 1 1.1 5 m m钻头+Ф197mm螺杆 (2°) +Ф127mm无磁钻杆+Ф165m m M W D短节+Ф165m m无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;

三开 (水平段) :Φ215.9m m钻头+Φ172mm螺杆+Φ127mm无磁钻杆 (1根) +M W D短节+Φ1 6 5 m m无磁钻铤 (1根) +Φ127mm斜坡钻杆 (24根) +Φ127mm加重钻杆;

5.2 FHW117I井钻具组合

一开:Ф444.5mm钻头+Ф203mm钻铤+方钻杆

二开 (直径段) :Ф311.15m m钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆;

(造斜段) :Ф311.15m m牙轮钻头+Ф197mm螺杆 (2°) +Ф127mm无磁钻杆+Ф165m m M W D短节+Ф165m m无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;

三开 (水平段) :Ф215.9m m钻头+Ф172mmRMRS+Ф172mmLZ+Ф127mm无磁钻杆+MWD短节+Ф165mm无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;

注:在FHW117I井水平段钻进过程中, 生产井FHW117P中用电缆传输下入电磁导向仪器, 从生产井获取数据引导注气井的钻进。同时利用MWD的工具面参数以滑动和旋转复合钻进结合的方式, 控制井眼轨迹位于生产井的正上方5.0m左右。

6 现场应用效果

FHW117 (含FHW117P和FHW117I) 井组是风城重32区施工的第9对平行水平井, 该井组于2012年7月21日16:00开钻, 于2012年8月9日23:00按设计成功完成施工, 各项技术指标达到甲方的要求。

在常规水平井施工工艺的基础上, 结合磁导向测量技术, 及反演逆推分析轨迹, 有效的控制了两井水平井段的相对误差, 满足了两井之间的有效蒸汽驱通道要求, 施工工艺达到了SAGD井作业的技术要求, 从而为高效注气、提高稠油油藏的采收率提供了良好的井眼通道。

摘要：针对新疆克拉玛依油田风城作业区目前采用的直井、定向井及常规水平井方式开采地下稠油方式不理想, 2008年开始试验SAGD水平井钻进, 该技术井眼轨迹采用5段制, 水平井抽油泵下泵位置为一稳斜段, SAGD双水平井垂直间距为5米, 水平段采用φ177.8mm激光割缝防砂筛管完井, 在常规水平井的施工工艺基础上采用磁导向定位技术, 有效控制两水平井水平段的相对误差, 从而提高采油的收获率。

关键词：SAGD,水平井,钻进技术,注汽

参考文献

[1]《钻井工程技术进展》 (孙宁, 苏义脑) 石油工业出版社

[2]陈生琯.《水平井钻井技术-水平井》

[3]王元基.《水平井油田技术开发文集》石油工业出版社

SAGD高温修井作业探讨 篇4

1 修井存在问题

1.1 SAGD井特性

风城油田SAGD先导试验区原始地层压力系数相对较高, 水平井井身结构复杂, 并且采用双水平井SAGD技术, 在生产一段时间后, 注汽井上方会形成一定规模蒸汽腔, 为了安全、高效地实施SAGD水平井修井作业, 作业前需要对注汽水平井停注, 同时对生产水平井排液降压, 待温度、压力下降到一定程度并具备作业条件后方可实施压井及后续修井作业;因此, 修井参数的不确定性对修井造成了以下影响。

1.1.1 排液降压时机不易确定

SAGD试验区各井组井下连通段长度不一, 开采时间和动用程度都存在差异, 在注汽井停汽、生产井排液降压过程中, 产液量、温度、压力等都可以作为评价排液效果的指标, 而在实际中很难对各井采取有效的判断, 以确定是否具备修井作业的条件。

1.1.2 压井液合理使用组合困难

通过对SAGD试验区的井下作业进行分析, 认为最大的困难在于压井作业, 也是影响作业周期的关键。而压井失败主要表现在出口有外溢, 外溢一定量后出口温度升高较快, 不利于井口施工作业。

1.2 水平井修井特性

目前国内外超稠油水平井常用的修井工艺主要难点:存在水平段和油稠均对管柱的提出、下入造成困难, 严重情况会导致管柱断脱。主要体现为:

(1) 受井眼轨迹限制, 直井常规井下工具、管柱难以满足水平井修井要求;

(2) 黏度、温度特性敏感的油藏, 压井后井筒容易出现死油段;

(3) 水平井摩阻大, 扭矩、拉力和钻压传递损失大, 解卡打捞困难, 倒扣作业时中和点掌握不准;

(4) 斜井段、水平段管柱贴近井壁低边, 受钟摆力和磨擦力影响, 加之流体流动方向与重力方向不一致和接单根, 井内脏物 (如砂粒等) 容易形成砂床, 以及作业管柱容易被卡等。

2 修井工艺改进与优化

针对超稠油SAGD修井难度大的特点, 结合此次SAGD修井作业, 对目前的SAGD修井工艺进行优化和完善, 达成必要的共识。形成适合于风城油田的超稠油SAGD修井工艺技术。

2.1 排液降压最佳时机的确定

2.1.1 生产参数对比法确定最优排液降压时间

根据产量不同将井类分为一类、二类、三类井。一类井:由于汽腔发育较好, 需要较长的排液时间, 其中I井套压是一个至关重要的因素, 建议一类井通过排液将I井套压降到1MPa左右可开始压井作业。二类井:排液过程中应注意I井和P井套压值之差, 以一个比较稳定的压力差来排液, 在产量低于20t/d时可开始压井作业。三类井:产量低于20t/d的可开始压井作业。

2.1.2 利用蒸汽腔大小确定最优排液降压时间

SAGD井下能量主要来自于注汽井上方蒸汽腔;因此, 蒸汽腔大小直接影响排液降压所需时间;而蒸汽腔大小主要由该井组累计产油量决定。假设排液降压速度、压井总共用时与蒸汽腔大小 (累计产油量) 成线性关系进行分析。即:实际排液降压时间×系数=累计产油量。

根据数据统计发现, 不同累计产油量范围对系数有一定影响;因此, 将目前试验区产油量情况分为两个范围:4000~10000吨和12000~20000吨。通过计算得出:以上两个范围的对应平均系数为550、750。经过现场数据验证, 该系数与实际情况对比总体吻合度高, 可供今后SAGD修井作业预测合理排液降压时机参考。

2.1.3 综合法确定排液降压时机

通过蒸汽腔大小确定法估算出排液降压时机, 在排液时间接近估算时间时, 跟据三类井的不同判别方法实时跟踪参数变化情况, 当符合条件时及时开展修井作业。避免过早或过晚压井。

2.2 压井液使用组合优化

通过使用盐水压井, 12口井中一次性成功的有8口;而未能一次性压井成功的井有4口, 除了由于排液降压时机选择不合理外还存在的原因有:

(1) 井内压井液被汽化后外溢并伴有H2S气体;

(2) 压井成功后未能及时进行作业, 导致井底压力上升;

(3) 未使用盐水进行压井;

(4) 油套管内井口附近被稠油堵死, 无法灌液降温;

(5) 套管压井时无法对筛管以下井段进行降温。

关于压井作业的几点认识:压井前可考虑先用本地区脱油热水进行循环洗井, 尽量洗干净井筒内的稠油, 保证井口闸门及外排管线不出现堵塞现象。因此, 在进行压井作业时, 采取先用热水脱油;再用冷水对井筒进行降温后, 特别是要保证井筒水平段A点的温度降至70~80℃;最后, 根据目前井口的压力, 综合考虑井口及井筒温度, 选用性能合适的压井液进行压井作业, 就能基本保证压井成功。若压井一开始就考虑用高密度的压井液, 由于井内温度较高, 一方面所使用的高密度压井液量较大, 另一方面井筒内特别是水平段高温的作用下, 即使短期内压住井, 也会因为高温传导作用使高温传递至井口后出现蒸汽或在井筒出现闪蒸现象, 最终导致压井失败。

3 认识及体会

(1) 排液降压时机的准确选择可以提高压井成功率, 避免反复压井, 通过蒸汽腔大小确定法和参数对比法准确判断出修井作业时间, 减少了作业过程中井控难度, 节约了大量压井液, 提高了经济效益。

(2) 修井所选用的压井液体系必须达到脱油、降温及控压作用, 对风城SAGD井的压井液体系优先选用本地区脱油热水+烧碱配制成p H值大于13的碱性修井液进行脱油, 以及中和H2S等有毒有害气体, 然后再选用清水或普通修井液进行降温, 最后采用一定密度的修井液进行压井作业, 平衡井筒内压力。

(3) 目前国内还没有成熟的SAGD修井工艺技术, 在此提出了风城超稠油SAGD双水平井修井工艺技术规范, 规范了SAGD修井工艺, 使工序得到统一, 提高了修井效率, 降低了存在的风险。

参考文献

SAGD水平井 篇5

关键词：低温余热,朗肯循环,冷凝器,蒸发器,热效率,汽轮机

在工业余热中,200℃以下的低温位余热占很大比例。据我国27个重点炼化企业的不完全统计,废蒸汽和冷凝水的余热占可利用的余热资源总量的47%。而低温位余热完全可以作为二次能源开发利用[1]。我国余热资源丰富,特别是在石油行业中的余热资源,如辽河油田曙一区杜84块采用了SAGD技术进行稠油开采。SAGD原油开采地区,单井日产液量350—400 t/d,井口压力>0.5 MPa,井口出口温度170—180℃。SAGD一期工程共有40口井组产液量为150 150 t/d,含水率为74%。如果这部分余热不加以回收利用而直接外排,不但导致能源的浪费,而且对周边环境造成热污染。此外,由于采出液大量的余热得不到合理的利用,致使原油开采的经济效益大大降低,从而导致了SAGD开采技术无法在其他区块进行推广。

为了有效地回收和利用剩余的热能,降低生产运行费用,提高蒸汽驱开发整体经济效益,本文将根据动力循环原理,研究利用井口采出液进行余热发电的初步方案。

1 工质的选择

在利用余热进行动力回收的过程中,要求工质吸热多,并使这一能量有效地转换。因此,被选用的工质必须具备如下条件[2]。

(1)工质的蒸发潜热是一个重要的热物性参数,因此工质循环的温-熵图应该趋向于潜热少、有效能效率高的三角形有效循环;

(2)工质的压力水平适中,即在相应的热水温度下,工质的饱和压力不很高;在冷源温度下,不会出现高度真空;

(3)工质应有比热大、导热系数大和密度适当的特性;

(4)具有无毒、不易燃、不爆炸且与设备材料和润滑油具有良好的兼容性;

(5)价格便宜,易于获得、输送和保存等。

在低温余热作动力回收时,由于可利用热源的温度比较低,为了能够最大限度的回收余热源的热量,使系统具有较高的效率,一般采用具有较高的换热能力、能有效地将热能转换成电能的低沸点工质,如R11,R134a,R22,R12,R142b,氨等。本文所采用的低温发电系统中,所选用的工质为R134a。其在标准大气压下,工质的沸点为-26.2℃,临界温度为101℃,临界压力为4.06 MPa,临界密度为512 kg/m3,破坏臭氧潜能值(ODP)为0,全球变暖系数值(GWP)是0.129,沸点下蒸发潜能为215.0 k J/kg。

2 低温余热发电系统原理

利用余热进行电能回收的发电设备容量主要应根据余热源流量、温度和工厂自身需要的电量来确定。余热发电系统有蒸汽轮机发电系统、氟里昂汽轮机双循环发电系统、油一氟里昂双循坏发电系统和三氟乙醇(F-85)汽轮发电系统等[3,4]。SAGD技术开采稠油试验区块,采出液的温度170—180℃。对于这种低温热水,本文采用以氟利昂为工质的郎肯循环发电系统。朗肯循环的系统图如图1所示,由四个过程组成:氟里昂在蒸发器中被余热流预热、汽化,变成过热氟里昂蒸汽(过程a—b),可视为可逆等压吸热过程;过热氟里昂蒸汽在汽轮机中通过喷嘴被加速,高速气流通过由叶片组成的流道时推动叶片转动,蒸汽在汽轮机中膨胀作功(过程b—c),可视为可逆绝热膨胀过程;由汽轮机排出的低压乏汽进入冷凝器后被循环水冷却(过程c—d),可视为可逆的等压放热;蒸汽被冷却为液态进入工质泵,在泵中升压并送至蒸发器(过程d—a),可视为可逆绝热压缩过程。

这种发电系统的装置由蒸发器、汽轮发电机组、冷凝器和增压泵用管道连接起来。由于其汽轮机内实际作功不是绝热膨胀,所以实际功率应乘以汽轮机效率。

3 系统换热元件结构参数设计

换热器的任务是使两种介质交换热量,该系统中的主要换热器件为蒸发器和冷凝器。

3.1 冷凝器结构参数的设计

冷凝器的主要作用是使汽轮机排出的乏气凝结成液体,并使汽轮机的排汽部分保持较低的压力,提高汽轮机出力,使热能得以充分的利用。本文选用水冷式冷凝器中的卧式壳管冷凝器。设计能够使绝对压力为0.73 MPa、流量为=17 210 kg/h饱和R134a蒸汽冷凝的冷凝器,冷却水温度为18℃,出口温度为25℃,比热c=4.18 k J/kg·℃。

压力为0.73 MPa的R134a饱和温度为28℃,蒸发潜热γ=175.12 k J/kg。根据热平衡和物料平衡,可得:

总传热量:

冷却水需要量:

假定热流密度q=7 500 W/m2,则所需的换热面积:

取管内水流速v=2.5 m/s,则毎流程肋管数:

则nl=AC/(Am)=4.74。其中A=0.156 m2。取流程数为2,则传热管的有效长度为2.32 m,传热管的总根数为300。

3.2 蒸发器结构参数的设计

蒸发器的作用是将热量从余热流传递给有机工质R134a,它是整个系统能量传递的中转站,在低温余热发电系统中起着举足轻重的作用。循环工质在蒸发过程中吸收大量的热量后变成蒸汽,推动汽轮机旋转,带动发电机发电。本系统采用壳管式蒸发器,换热系数在2 100—2 600 W/(m2·K)之间,对于氟里昂有效温差约为5℃[5]。

在本文所设计的发电系统中,由于热源和冷凝温度已知,则可知其对应的最佳温度为58℃。所以在蒸发器中,设定b点的温度为58℃,c点温度为28℃,d点温度为28℃,忽略泵功率损耗。对蒸发器的热负荷、蒸发器传热面积A和所需肋管数N进行了计算:

58℃时饱和蒸汽的比焓:h58=426.63 k J/kg;

28℃时饱和液体的比焓:h28=238.84 k J/kg。

工质流量:qm=17 210 kg/h

蒸发器的热负荷:

对数平均温差Δt=5℃,

取换热系数K=2 500 W/(m2·K),

采用波纹状内肋管,每根长L=1 m,外径d0=116 mm,内径di=14.2 mm,则需要的肋管根数:

3.3 系统的热效率

朗肯循环是蒸汽动力循环的基础,该低温余热发电系统的朗肯循环效率表示为:

式中,ha、hb、hc、hd为各点所对应的比焓值,功耗可以忽略不计。R134a状态值可查表得出:hb=426.63 kJ/kg,ha≈hd=238.84 kJ/kg,hc=hd+Tc(sc-sd)=410.23 k J/kg。

则朗肯循环效率为:η=8.7%。

由于汽轮机内实际做功不是绝热膨胀,所以实际功率应乘以汽轮机效率。

4 汽轮机参数的热力计算

对汽轮机效率和功率进行计算

进气温度:tj=58℃工质的流量:G=17 210 kg/h,转速:n=3 000 r/min。

4.1 汽轮机的转速和基本尺寸的确定

根据汽轮机的进、排气参数查R134a热力性质

进气焓:hj=426.63 k J/kg;

理论排气焓:h20=413.84 kJ/kg;

排气比容:v=0.028 m3/kg。

理想焓降:

设汽轮机为单列叶片级,发电机的转速为3 000 r/min,取喷管出口角α1=18°(一般取12°~25°)。

速度比:u/c1=cosα1/2=0.476,取0.46。

喷管出口理论流速:

叶片圆周线速度:

4.2 进排气速度计算

叶片进气速度ω1及进气角β1计算求得:

当叶片速度系数ψ=0.94时,叶片出口速度为:

取叶片排气角β2=β1=32°24'。

叶片出口的绝对速度c2及出口角α2解得

4.3 汽轮机损失

4.3.1 喷管损失

4.3.2 叶片损失

4.3.3 余速损失

相对内效率:

若考虑内部漏气损失,则汽轮机相对内效率稍低,取ηot=0.74。

汽轮机的内功率:

取汽轮机的机械效率ηl=0.95和发电机的效率为ηd=0.9,电功率为:

5 结论

(1)本文给出了SAGD稠油开采采用余热发电方案;

(2)SAGD稠油开采地区,一期工程共有40个井组,产液量为15 050 t/d,含水率为74%。其每天总的发电量可达42 336 k W;

(3)本发电系统运行参数:汽轮发电机电功率为39.22 k W,冷凝器换热能力为836 k W,蒸发器换热能力为897 k W,工质流量为17 210 kg/h,朗肯循环的效率8.7%;冷凝器为水冷型壳管式冷凝器,换热面积为111 m2,换热铜管300根,总热流密度7 500 W/m2,流程数为2;蒸发器为壳管式蒸发器,换热面积71.8 m2,换热系数2 500 W/(m﹒K),换热肋管198根;

(4)在本文的发电系统中,由于蒸发器排出热源的温度较高,因此需要考虑余热的梯级利用,如采取将余热给热用户供热这一方案。

参考文献

[1]王为民,吴玉国,申龙涉,等.蒸汽驱地面集输系统热能综合利用研究.辽宁石油化工大学报,2008;28(1):16—18

[2]谭羽飞.低温余热动力回收中选择工质的热力学原则.哈尔滨建筑大学学报,1995;28(5):82—85

[3]萧汉才,李可.余热发电工程中热力系统方案选择的研究.长沙电力学院学报(自然科学版),2001;(1):67—69

[4]Butcher C J,Reddy B V.Second law analysis of a waste heat recovery based power generation system.International Journal of Heat and Mass Transfer,2007;50(11):2355—2363