УДК 622.276.65.05
© А.М.Насыров, Р.Р.Багиров, 1998
А.М.Насыров, Р.Р.Багиров (НГДУ «Ижевскнефть»)
Оценка степени технического совершенства скважинного оборудования
паронагнетательных скважин
A.M.Nasirov, R.R.Bagirov (NGDU "Ijevskneft")
Evaluation of technical perfection degree for vapour injection wells down-hole equipment
Presented is a traditional design of vapour injection well. Determined are heat losses, while vapour is mooving toward bottom-hole area through tubing. Calculations are made of heat losses over the well depth for thermo-insulated tubing, equipped with pakers, and without them.
ффективность тепловых методов добычи нефти во многом зависит от скважинного оборудования паронагнетательных скважин (ПНС), которое определяет объемы неизбежных эксплуатационных затрат. К прямым затратам можно отнести, в частности, затраты на ремонт-но-восстановительные работы ПНС и тепловые потери энергоносителей, используемых в ПНС.
Классическая схема оборудования ПНС (рис. 1) состоит из устьевой арматуры с термокомпенсатором АТП 50-1635000040 5, которая соединяется с колонной термоизолированных НКТ 2. Колонна НКТ представляет собой последовательное соединение с помощью муфт термоизолированных труб. Высота колонны, расположенной вертикально в скважине внутренним диаметром 152 мм, составляет 1100 м . Термоизолированные трубы (рис. 2) предназначены для транспортирования теплоносителя, в данном случае водяного пара, с устья скважин на забой с минимально возможными потерями тепла. Нижняя труба снабжается специальным термостойким пакером для защиты эксплуатационной колонны от высоких температур и давления.
В фонде ПНС Гремихинского месторождения пакерами ОС -140 Т или ПД-ГМШ-Т-140-30 оборудовано 18 скважин, однако только в трех они обеспечивают необходимую герметичность. Низкая степень надежности обоих типов пакеров обусловлена несоответствием материала герметизирующих манжет экстремальным условиям работ при закачке пара. В то же время пропуск пакера в условиях герметичной эксплуатационной колонны выше пакера не является препятствием для дальнейшей эксплуатации ПНС, так как теплоотдача через образовавшиеся неплотности незначительна. Однако при превышении
устьевого давления закачки пара 9 - 10 МПа существует опасность разгерметизации эксплуатационной колонны. В таких случаях давление закачки регулируется в распределительных пунктах (ВРП) или непосредственно на устье скважины.
Эксплуатация скважин показала, что выше пакерного оборудования накапливаются окалина и минеральный осадок, что затрудняет срыв пакера при ремонте. Аварийность и осложнения при его срыве достигают 10-20%, а при срыве пакеров 0С-140Т - до 60%. Кроме того, требуются значительные трудовые затраты бригад капитального ремонта скважин (КРС). Продолжительность ремонта одной скважины, оборудованной пакером, в 1,5-2 раза выше, чем при беспакерном оборудовании. Таким образом, принятая схема оборудования ПНС требует совершенствования с целью повышения проти-воаварийной устойчивости при недопустимости увеличения тепловых потерь.
Для предварительной оценки возможной эксплуатации без пакера в скв. 929 были спущены термоизолированные трубы без его установки. Через 20 сут для определения тепловых потерь было слито из затрубного пространства работающей ПНС 3м3 воды в емкость и замерена средняя температура, которая составила 50°С. Поскольку тепловые потери в термоизолированных трубах, как показывают замеры, составляют всего 20-25°С на 1000 м, можно предположить, что даже при длительной эксплуатации скважин без пакера средняя температура затрубной жидкости до глубины 200 м не превышает 50°С. В тех случаях, когда установка пакера осложнена, вполне допустима беспакерная закачка теплоносителя. При этом для снижения конвективного массообмена между забоем и затрубным пространством целесообразно снабдить нижнюю часть колон-
62 3/1998
Сжатие о = 250 кН
Рис.1. Схема оборудования ПНС (а) и эпюра продольных нагрузок на НКТ (б):
1- пакер; 2 - термоизолированные НКТ; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - шток термокомпенсатора; 5 - термокомпенсатор устьевой арматуры АТП 50-16-350 000; стрелками указаны места интенсивного теплообмена
ны НКТ лабиринтным устройством - тепловым замком (рис. 3), более приемлемым при ремонтно-восстановительных работах в скважине. Тепловой замок представляет собой насажанные
на НКТ дюралюминиевые втулки общей длиной примерно 1,5 м. Диаметр замка Dз=Dвн к-(5-6)мм, (D к - внутренний диаметр эксплуатационной колонны). Тепловой замок по внешнему диаметру имеет кольцевые выточки (лабиринты), создающие дополнительные сопротивления.
Для того, чтобы сделать более обоснованные выводы по возможному совершенствованию скважинного оборудования, проведены поверочные расчеты по тепловым потерям, причем тепловые потери водяного пара определены на всей длине скважины от устья до забоя для случая, когда пакер выполняет свои функции, и для случая, когда пакер не срабатывает или отсутствует. Изменение температуры в поперечном сечении скважины схематично представлено на рис.4. Внутри НКТ температура пара равна 320°С.
Изменением температуры в поперечном сечении стенки трубы можно пренебречь, так как теплопроводность металла более чем в 1000 раз выше, чем теплопроводность воздуха при атмосферном давлении. Теплопроводность разреженного воздуха внутри НКТ примерно в 10 раз меньше его теплопроводности при атмосферном давлении. Если вместо воздуха между НКТ и скважиной находится вода (рис.4), то интенсивность тепло-отвода от трубы к скважине увеличивается. Однако, поскольку между внутренней и внешней трубами ничего не меняется, кроме увеличения теплового потока, должна возрасти разность температур внутренней и внешней трубы, т.е. понизиться температура внешней трубы. При этом изменение температуры определяется нижней ломаной линией (рис.4).
Для определения теплового потока от НКТ к скважине необходимо знать температуру внешней трубы t . Она должна определяться из условия равенства теплового потока от внутренней трубы к внешней и теплового потока от внешней трубы к стенке скважины.
В теории теплопередачи общепринято поток тепла 0 разбивать на три составляющие: теплопроводность О1 (в нашем случае это поток тепла по металлу, соединяющему внутреннюю и наружную трубы); конвективный теплообмен (между трубами) О2; излучение (от внутренней трубы к внешней) О3.
Теплопередача определяется следующим соотношением [ 1] :
0. = ,
(1)
Рис.2. Схема термоизолированной трубы:
1 - место сварки; 2, 4 - соответственно наружная и внутренняя труба; 3 - теплоизоляция; 5 - клапан
1п / dl )
где 4,2 - коэффициент перевода килокалории в килоджоули; ^ - коэффициент теплопроводности металла; ^ - длина участка, на котором внутренняя труба соединяется с внешней, м; dl, d4 -диаметры труб (см. рис.2), м; Д^ - разность температуры (320^ ), °С;
3/1998 63
^ 4,2-2п-Я2-12 А
Я2 =-7-Ч-^-£;
"(¿3 / d2 )
(2)
Рг= и/а, £к = 0,18 ^г - Рг)°,25; Gr = g р 83 Д(2М
где Я2 - коэффициент теплопроводности воздуха; 12 - длина участка, покрытого изоляционным слоем, м; d2,dз - диаметры труб, м (см. рис.2); Д?2 - разность температуры (320-^х), °С; Gr - критерий Грасгофа; Рг - критерий Прандтля; §=9,81 м/с2 - ускорение свободного падения; В =1/Т - коэффициент объ-
ср
емного расширения; 5=dз-d2; V-коэффициент кинематической вязкости, м2/ч; а - коэффициент температуропроводности,
м2/ч;
Оз = 4,2-£„. Со - Fз
С \ 1 Т1 I 4 / Л 1 т 1 4 , (3)
1100 J 1100 J
1 —+ 2 -2) коэффициент приведенной
£2 £
степени черноты при наличии однослойного экрана; С0 = 4,2 - 4,9 кДж/(м2 -ч - К4)- коэффициент лучеиспускания абсолютно черного тела; Г^ - площадь внешней поверхности внутренней трубы на участке длиной 12, м2; £1, £2 - степень черноты соответственно внешней поверхности внутренней трубы и внутренней поверхности внешней трубы (^=£2=0,8), безразмерные величины; Т - температура пара, К; Тх=273+(х - температура внешней трубы, К.
Величины, входящие в приведенные соотношения, имеют следующие значения: 11=0,034 м, 12= 8,996 м, dl=0,038 м, d2=0,05 м, d3=0,076 м, d4=0,089м, Я1=4,2х30 кДж/(м-ч-°С), Я2=4,2- 0,003 кДж/(м -ч - °С), £1=£2=0,8, £э=0,1, Тср= (866+д/2, К; v=3- 10-5м2/с, Рг=0,68, Т1=320+273=593 К.
Соотношения (1) - (3) были использованы для определения суммарного теплового потока О= О1+О2+О3 от внутренней к внешней стенке НКТ при различной температуре внешней стенки (х. Результаты расчетов представлены на рис.5 линией О.
Максимально возможные потери в одной НКТ могут достигать 12600 кДж/ч, если температура внешней поверхности НКТ (х = 7°С. В реальном случае температура ^ будет несколько выше в зависимости от среды, находящейся между
НКТ и стенкой скважины.
Если между НКТ и стенкой скважины находится воздух, то тепловой поток определяется линией Овозд, если жидкость, то линией О . Величины О и О определяются из соотно-
^-жид ^-возд ^-жид г
СУ = 250 кН Растяжение
К
Рис.3. Схема беспакерного оборудования ПНС (а) и эпюра нагрузок на НКТ (б):
1 - эксплуатационная колонна; 2 - термоизолированные НКТ; 3 - лабиринтный тепловой замок; стрелками указаны места интенсивного теплообмена
„ 4,2- 2п- Я- / . £ г Р
О =—I-—-Дц - £Р + £пСо
1п (¿5 / ¿4 )
£ =0,18 (Gг - Рг),
Г \4
т
,100 ,
4
280
V100/
,(4)
Экран от излучения
Рис.4. Изменение температуры в поперечном сечении скважины
шения
64 3/1998
21 ООО
"г 16 800 о*
ее
0^12 600 О
8400 4 200
0 /
/
0возд
0
50 100 150 200 250 300 С
Рис.5. Зависимость тепловых потоков от температуры внешней стенки
Ст--
g■ -Д1Ъ еп = 1/[
1
1
где 1=9 м, d5=0,152 м, d4=0,089 м, Дt3=(tx-7)°С, 2=9,81м/с2, р= [273 + (tx+7)/2]-1 К; 5=0,063 м, С0 = 4,2x4,9 кДж/(м2 .ч ■ К4);
Fтp = П0,089■ 9 м2 - площадь внешней поверхности НКТ; Т=(273+д, К; для воздуха: Х=4,2 ■ 0,03 кДж/(м-ч-°С), V =1,6 ■ 10-5 м2/с, Рг=0,68, еск=0,9, етр=0,8; для жидкости: Х=4,2 ■ 0,52 кДж/(м .ч■ °С), V ск1 ■ 10-6 м2/с, Рг«5, еп=0.
Температура внешней поверхности НКТ при ее соприкосновении с воздухом определяется из условия 0возд = 0 и равна 90°С, а соответствующ
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.