Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Термоизолированые насосно-компрессорные трубы c глубокой вакуумной изоляцией



Закачка теплоносителя в пласт через насосно-компрессорные трубы, не имеющие надежной теплоизоляции, является малоэффективной, так как при этом, особенно для глубокозалегающих пластов, большая доля тепловой энергии уходит в окружающие ствол скважины горные породы.

Отсутствие высокоэффективного теплоизолированного внутрискважинного оборудования (термоизолированных НКТ) являлось одним из главных сдерживающих факторов применения тепловых методов воздействия на нефтяные пласты в нашей стране. Поэтому создание и внедрение термостойкого внутрискважинного оборудования было одной изважных задач.

Импортные термоизолированные трубы и термостойкие пакера не могли широко использоваться из-за их высокой стоимости. Стоимость одного комплекта термоизолированных насосно-компрессорных труб импортного производства была равна стоимости бурения новой скважины (глубиной 1200 м).

Опытные партии термоизолированных насосно-компрессорных труб и пакеров, выпускаемых экспериментальным заводом «Терммаш» при НПО «Термнефть» (г. Краснодар), были неприемлемы для циклических процессов попеременной закачки теплоносителя и холодной воды и быстро выходили из строя. В 1996 году специалистами ОАО «Вакууммаш» (г. Казань) и ОАО «Удмуртнефть» был создан, построен и введен в эксплуатацию (впервые в России) цех по выпуску термоизолированных насосно-компрессорных труб с глубокой вакуумной изоляцией. На рис. 149 показана теплоизолированная НКТ с вакуумной термоизоляцией. (Патент РФ №2129205 «Теплоизолированная колонна» (термоизолированная насосно-компрессорная труба), приоритет от 12.08.97 г. (В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, М.П. Завьялов, Г.Р. Багиров).)

Эффективность разработки месторождений с высоковязкими нефтями термическими методами тем выше, чем меньше потери тепла при движении теплоносителя от парогенератора до забоев скважин.

Закачка в продуктивный нефтяной пласт теплоносителя с наименьшими потерями решается с помощью теплоизолированных колонн. Однако существующие теплоизолированные колонны не в полной мере удовлетворяют производственным потребностям по уровню теплопотерь и надежности конструкции, в созданном устройстве решается задача создания колонны меньшими теплопотерями и высокой надежности.

На рис. 149 представлена теплоизолированная колонна, включающая внутреннюю трубу 1, выполненную цельной, с высаженными профилированными концами 2, наружную трубу 3, сжатую 4 на 9-12 мм, с конусно-упорной резьбой 5 по концам 6, снабженную седлом 7 и клапаном 8, равноудаленным от концов 6 трубы и после герметизации обваренным вакуумно-плотным швом 9. Внутренняя 1 и наружная трубы 3 выполнены из одного материала и по торцам обварены вакуумно-плотными швами 10. На внутренней трубе 1 расположена многослойная экранная изоляция, состоящая из слоев стеклянной сетки 11 и алюминиевой фольги 12 и с размещенным между слоями многослойной экранной изоляции газопоглотителем 13. Многослойная экранная изоляция удерживается центрирующими кольцами 14. В межтрубном пространстве 15 создан вакуум 10-4-10-3 мм рт. ст. Муфта 16 навернута на наружные трубы 1. Уплотнительная втулка 17 снабжена кольцевой канавкой 18 и поджимает профилированные концы 2 внутренней трубы 1 к наружной трубе 3.

Теплоизолированную колонну собирают следующим образом.

На внутреннюю трубу 1 наматывают слой стеклянной сетки 11, затем слой алюминиевой фольги 12, снова слой стеклянной сетки 11, затем снова слой алюминиевой фольги 12. При этом исключается непосредственный контакт между поверхностью внутренней трубы 1 и алюминиевой фольгой 12, служащей экраном. В межтрубном пространстве 15 создают вакуум 10-4-10-3 мм рт.ст., при этом трубы прогревают до температуры порядка 350°С, что исключает газоотделение с поверхностей труб в процессе эксплуатации. На основе проведенных вакуумных расчетов определены размеры межтрубного пространства 15, откачного отверстия (седла 7 клапана 8), его местоположение на наружной трубе 3, позволяющее обеспечить приемлемую проводимость на всех режимах течения газа и создать в межтрубном пространстве 15 режим течения газа, близкий к молекулярному, т.е. к наиболее предпочтительному с точки зрения теплопроводимости. Между алюминиевой фольгой 12 и стеклянной сеткой 11 помещают газопоглотитель 13, который содействует получению и сохранен вакуума за счет поглощения газов в кольцевых зазорах между слоями алюминиевой фольги 12. Внутреннюю 1 и наружную трубу 3 сваривают вакуумно-плотными швами 10. Наружную трубу 3 перед сваркой сжимают на величину порядка 9-12 мм. В результате не происходит искривления колонны под воздействием температуры теплоносителя в процессе эксплуатации, что позволяет беспрепятственно производить демонтаж. Конусно-упорная резьба, например НКМ-89, также обеспечивает демонтаж колонны. Внутренние трубы 1 выполнены цельными, что повышает надежность колонны. Профиль внутренней трубы 1 на конце рассчитан таким образом, что усилие сжатия для уплотнительной втулки 17 при соединении с другой трубой в колонне не вызывает деформацию уплотнительной втулки 17 в проточную часть; для гарантии исключения такого дефекта в самой уплотнительной втулке предусмотрена кольцевая канавка 18, размеры которой соответствуют тому объему уплотнительной втулки 17, который мог бы выступить в проточную часть внутренней трубы 1.

Теплоизолированная колонна работает следующим образом.

Свинченные трубы 1 и 3 посредством муфты 16 и уплотнительной втулки 17 опускают в нагнетательную скважину и закачивают по колонне пар в нефтяной пласт. Потери температуры пара от устья скважины до забоя не превышают 23° С.

Пример конкретного выполнения.

Изготавливают теплоизолированную трубу в соответствии с рис. 149 со следующими показателями: материал внутренней 1 и наружной труб 3 - ЗОГ2С, наружная труба 3 имеет на концах конусно-упорную резьбу НКМ-89, перед сваркой наружная труба сжата по оси на 12 мм, многослойная экранная изоляция 11 состоит из стеклянной сетки 11 марки ССФ-4 и алюминиевой фольги 12 марки А-99, в качестве газопоглотителя 13 (геттера) используют газопоглотитель марки ТНТФ-10, в межтрубном пространстве 15 создан вакуум 10-4-10-3 мм рт.ст.

Наружная труба 3 имеет длину 9000 мм, наружный диаметр 89 мм, толщину стенок 6,5 мм, седло 7 клапана 8 имеет метр 30 мм. Внутренняя труба 1 имеет наружный диаметр 50 мм, толщину стенок 6 мм.

Свинченные трубы 1 и 3 посредством муфты 16 и уплотнительной втулки 17 опускают в нагнетательную скважину и закачивают по колонне пар в нефтяной пласт.

По своим технологическим характеристикам созданные и выпускаемые термоизолированные НКТ (см. рис. 146) не уступают зарубежным, а стоимость их значительно ниже (табл. 37).

Как видно из таблицы 37, потери температуры на 1000 м составляют 17-23° С, что ниже, чем при использовании японских труб.

 

Таблица 37. Сравнительная характеристика термоизолированных насосно-компрессорных труб

№ п/п   Параметры   Нефтемаш, г. Краснодар   ТНЕКМСА, Япония   «Удмуртнефть», г. Ижевск  
  Тип теплоизоляции   Вакуумно-экранный   Вакуумно-экранный   Вакуумно-экранный  
  Диаметр наружной трубы, мм        
  Диаметр внутренней трубы, мм        
  Вес одной трубы, кг        
  Марка стали внутренней трубы   Ст-20   К-55   ЗОГ2С  
  Средняя теплопроводность, Вт/(м-°С)   0,0062   0,0043   0,0026  
  Потери температуры на 1000 метров, °С   50-55   35-38   17-23  
  Возможность попеременной закачки тепло- носителя и холодной воды   непригодна   непригодна   пригодна  
  Глубина применения, м   до 1400   до 1800   до 2500  
  Стоимость одной трубы, руб.        



Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.