книги / Технологические процессы и технические средства для глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин

где qн – удельная мощность нагревателя, Вт/м.

Протяженность нагревателя, расположенного внутри НКТ, задается в соответствии с техническим заданием.

6.4. Математическая модель, учитывающая подогрев жидкости при наличии протяженного нагревателя на наружной поверхности НКТ

Математическая модель, устанавливающая распределение температуры по стволу скважины при наличии протяженного нагревателя на наружной поверхности НКТ, отличается от изложенного в подразд. 6.2. Так, при расчете температуры нефти с учетом ее подогрева протяженным нагревателем, уложенным на наружную поверхность НКТ, вводятся два коэффициента теплопередачи (K1 – от жидкости к кольцевому зазору и K2 – от кольцевого зазора в грунт). Коэффициенты теплопередачи K1 и K2 находят из следующих формул:

Таким образом, как следует из выражений (6.16) и (6.17), первый коэффициент теплопередачи K1 включает тепловые сопротивления от пограничного слоя и от стенки трубы НКТ, а второй коэффициент теплопередачи K2 включает все оставшиеся тепловые сопротивления, входящие в формулу (6.10).

Нагреватель, расположенный между НКТ и эксплуатационной трубой, увеличивает температуру в кольцевом зазоре и изменяет величину тепловых потоков от нефти к зазору и от зазора в грунт. Первый

241

из этих потоков уменьшается, второй – увеличивается. Для нахождения потоков нужно найти температуру среды в кольцевом зазоре. Это можно сделать с использованием уравнения теплового баланса:

Определяя потоки по уравнению теплопередачи (6.9), получаем неизвестную температуру в зазоре:

Тогда тепловые потери от нефти вместо уравнения (6.9) будут определяться по формуле

Далее по формуле (6.12) рассчитывается поток тепла на участке трубопровода и поформуле (6.13) – температура в конце этогоучастка.

На основе математической модели, устанавливающей характер распределения температуры жидкости, движущейся по стволу скважины, в соавторстве с К.С. Галягиным, М.А. Ошиваловым, Е.И. Вахрамеевым разработана программа для компьютерного моделирования теплового состояния нефтедобывающих скважин [186]. Результаты теоретических, лабораторных исследований подкреплены результатами промышленного использования протяженных распределенных нагревателей [135, 187]. Пример тепловой обработки добываемой жидкости с использованием внутрискважинного нагревателя представлен на рис. 6.5.

Как следует из графического материала, представленного на рис. 6.6 и 6.7, за счет тепловой обработки добываемой жидкости нефтяной скважины снизилась величина максимальной нагрузки на полированный шток с 4725 кГс (данные на 18.05.2005 г.) до 4127 кГс (данные на 30.01.2007 г.), при ходе его вверх с одной стороны, а также увеличилась нагрузка на полированный шток с 1660 кГс (данные

242

на 15.02.2002 г.) до 2075 кГс при ходе его вниз с другой стороны. Помимо изложенного, после внедрения с 21.10.2006 г. тепловой обработки жидкости нефтяной скважины исключены ее промывки горячей нефтью и водой.

{ – геотерма породы;– расчетная температура жидкости во внутренней полости НКТ;

– фактическаятемпературажидкости во внутреннейполостиНКТ

Рис. 6.5. Общий вид размещения внутрискважинного нагревателя и распределение температуры по стволу скважины № 52 Андреевского

месторождений, эксплуатируемой механизированным способом (УСШН), НКТ 2,5" без теплоизоляции с протяженным источником тепловой энергии: 1 – станок-качалка УСШН; 2 – насосно-компрессорные трубы (НКТ); 3 – станция управления источником тепловой энергии;

4 – низкотемпературный участок внутрискважинного нагревателя;

5 – место соединения участков внутрискважинного нагревателя;

6 – высокотемпературный участок внутрискважинного нагревателя;

7 – концевая заделка внутрискважинного нагревателя

243

Таким образом, по результатам исследований и промышленного использования технических средств для тепловой обработки жидкости нефтяных скважин установлено и подтверждено, что параметром, определяющим эффективность термообработки, является характерная по величине температура, связанная с фазовым изменением жидкости, тем самым достигнута возможность исключить с минимальными затратами осложнения при ее добыче без техногенной нагрузки на окружающую среду.

248

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Одинг И.А. Современные методы испытания материалов. – М.: Гос. науч.-техн. изд. лит. погорной и цветной метал., 1999. – 299 с.

2.Сварка, пайка и термическая резка материалов. Ч. 5. Контроль качества и технической безопасности: сб. ГОСТов. – М., 1979. – 376 с.

3.Пат. 1833688 СССР, МПК5 G 01 N 3/32. Способ испытаний материалов конструкций на усталость / В.В. Семёнов, Н.Н. Вассерман, Л.А. Замесов; заявитель и патентообладатель ОАО «ПермНИПИ-

нефть». – № 4872114/28; заявл. 05.10.90; опубл. 20.11.2001, Бюл.

№32. – 5 с.

4.Контроль качества термической обработки стальных полуфабрикатов и деталей: справочник / под общ. ред. В.Д. Кальнера. – М.: Машиностроение, 1984. – 384 с.

5.Пат. 1481668 СССР, МПК4 G 01 N 27/82. Способ неразрушающего контроля глубинно-насосных штанг / В.В. Семёнов, А.Н. Сюр, А.В. Кардынов, Г.А. Чазов; заявитель и патентообладатель ОАО

6.Пат. 1727486 СССР, МПК5 G 01 N 27/82. Способ контроля структуры протяженного ферромагнитного изделия / В.В. Семёнов, А.Н. Сюр, А.Е. Дюжиков; заявитель и патентообладатель ОАО

«ПермНИПИнефть». – № 4635004/28; заявл. 12.01.89; опубл. 30.04.94, Бюл. № 8. – 7 с.: ил.

7.Пат. 2029294 РФ, МПК6 G 01 N 27/82. Способ дефектоско-

пии глубинно-насосных штанг / В.В. Семёнов, В.П. Василяди, В.В. Пепеляев; заявитель и патентообладатель «ПермНИПИнефть». –

№5050554/28; заявл. 01.07.92; опубл. 20.02.95, Бюл. № 5. – 5 с.: ил.

8.Пат. 2049572 РФ, МПК6 В 21 D 3/12, 25/00. Устройство для правки изделий растяжением / В.В. Семёнов, В.П. Василяди, С.В. Омеличкин, Ю.Г. Бурков; заявитель и патентообладатель «ПермНИПИ-

249

нефть». – № 93010630/08; заявл. 01.03.93; опубл. 10.12.95, Бюл.

№34. – 5 с.: ил.

9.Пат. 2076008 РФ, МПК6G 01 N 19/08. Способ контроля насосных штанг при их правке / В.В. Пепеляев, В.В. Семёнов, В.Б. Пепеляева; заявители и патентообладатели В.В. Семёнов, В.В. Пепеля-

ев, В.Б. Пепеляева. – № 93057286/08; заявл. 24.12.93; опубл. 27.03.97, Бюл. № 9. – 3 с.: ил.

10.Пат. 2106624 РФ, МПК6G 01 N 27/82. Установка для нераз-

рушающего контроля глубиннонасосных штанг / В.В. Семёнов, В.П. Василяди, А.Н. Сюр, А.В. Кардынов; заявитель и патентообладатель ОАО «ПермНИПИнефть». – № 96111200/28; заявл. 06.06.96;

опубл. 10.03.98, Бюл. № 7. – 8 с.: ил.

11.Пат. 2115917 РФ, МПК601 N 27/80, G 01 N 27/82. Способ контроля структуры металла протяженного изделия / В.В. Семёнов, В.Е. Калугин, Н.Н. Вассерман; заявители и патентообладатели ОАО «ПермНИПИнефть», ЗАО «ИНОКАР». – № 96122014/28; заявл. 13.11.96; опубл. 20.07.98, Бюл. № 20. – 6 с.: ил.

12.Семёнов В.В., Пепеляев В.В. Работоспособность штанг насосных во взаимосвязи со структурой материала длинномерного из-

делия // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 12. – С. 37–45.

13. Мозберг Р.К. Материаловедение. – Таллин, Валгус, 1976. –

533 с.

14. Шур Е.А., Клещева И.И., Дудкина Т.П. Строение изломов сталей с неоднороднойструкурой // Материаловедение и термическая обработка металлов. – 1978. – № 2. – С. 25–28.

15.Замесов Л.А., Пепеляев В.В., Семёнов В.В. Оценка остаточного ресурса насосных штанг для нефтедобычи, бывших в эксплуатации // Динамика и прочность механических систем: межвуз.

сб. науч. тр. / ПГТУ. – Пермь, 1993. – С. 16–22.

16.Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных насосных установок: справочник. – М.: Недра, 1987. – 209 с.

17.Федорович Я.Т., Сичов Ю.С., Семёнов В.В. Оцiнкаэксплуатацiйних дефектiв на опiр втомi насосных штанг // Розвiдка та разборка нафтовых i газовихродовищ // Сер. Нафтопромислова механiка /

250