Материал: 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