Файл: Курсовая работа по дисциплине Теплотехника Студент гр. Гр2011 М. Н. Осокин.docx

Скачать файл (0,44Мб)

Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Курсовая работа

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 11.04.2024

Просмотров: 29

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

^{6) температура пара на устье,}^t^1у⁼^{250 °С;}

^{7) среднее давление пара,}^Р^ср⁼^{7,2 МПа;}

^{8) средняя температура пара,}^t^п⁼^{190 °С;}

^{9) внутренний диаметр трубы НКТ,}^d⁰⁼^{79 мм;}

^{10) толщина стенки трубы НКТ,}^δ^нкт⁼^{4,5 мм;}

^{11) коэффициент теплопроводности материала трубы НКТ,}

^λ^нкт⁼^{45 Вт/(м·°С);}

^{12) толщина изоляции трубы НКТ,}^δ^из⁼^{1,5 мм;}

^{13) коэффициент теплопроводности изоляции трубы НКТ,
λиз}⁼^{0,21 Вт/(м·°С);}

^{14) коэффициент эффективности теплопроводности среды кольцевого пространства,}^λ^эф⁼^{18 Вт/(м·°С);}

^{15) внутренний диаметр обсадной колонны,}^d^з⁼^{194 мм;}

^{16) наружный диаметр обсадной колонны,}^d⁴⁼^{234 мм;}

^{17) коэффициент теплопроводности материала обсадной колонны,}

^λ^ок⁼^{50 Вт/(м·°С);}

^{18) толщина цементного камня,}^δ^ц⁼^{22 мм;}

^{19) коэффициент теплопроводности породы,}^λ^п⁼^{1,37 Вт/(м·°С);}

^{20) коэффициент температуропроводности породы,}^aⁿ⁼^11,57^^{10-7 м2/с;}

^{21) коэффициент теплопроводности цементного камня,}

^λ^ц⁼^{0,36 Вт/(м·°С).}

3.2 Схема оборудования скважины для нагнетания пара
^{При расчете тепловых потерь в стволе скважины}^{нужно знать, что при нагнетании высокотемпературных теплоносителей в нефтяной пласт наиболее напряженный тепловой режим характерен для нагнетательных скважин. Нагнетательная скважина (рисунок 3.1) конструктивно представляет собой многослойную цилиндрическую систему, состоящую из насосно-компрессорной трубы 1 с изоляцией 2, обсадной колонны 4, цементного камня 5 и горной породы 6. Кольцевое пространство 3 между трубой НКТ и обсадной колонной может быть заполнено воздухом, жидкостью или другой средой. При нагнетании теплоносителя в пласт значение толщины прогретого слоя горной породы прямо пропорционально коэффициенту температуропроводности породы и времени нагнетания теплоносителя.}

^{При подаче высокотемпературного теплоносителя (водяного пара или горячей воды) в скважину теплота передается (рисунок 3.2):}

^{– от однородного теплоносителя к}^{внутренней поверхности трубы НКТ вынужденной конвекцией (характеризуется коэффициентом теплоотдачи}^α^1);

^{– через стенку трубы НКТ теплопроводностью (характеризуется коэффициентом теплопроводности}^λ^нкт);

^{– через изоляцию стенки трубы НКТ теплопроводностью (характеризуется коэффициентом теплопроводности}^λ^из)^;

^{– через среду кольцевого пространства – теплопроводностью и конвекцией, если среда – жидкость, или теплопроводностью, конвекцией и излучением, если среда – газ (характеризуется коэффициентом теплопроводности}^λ^эф);

^{– через стенку обсадной колонны, цементную оболочку и горную породу – теплопроводностью (характеризуется коэффициентами теплопроводности}^λ^ок^.^,^λ^ц,^λⁿ^).

^{1 – обсадная колонна; 2 – нагнетательная колонна; 3 – устьевой сальник;
4 – лубрикатор; 5 – разгрузочная стойка; 6 – паровая передвижная установка (ППУ); 7 – центрирующая шайба; 8 – сальниковая муфта; 9 – термостойкий пакер; 10 – нефтеносный пласт}

Рисунок 3.1 – Схема оборудования скважины для нагнетания пара

Водяной пар

1

6

2

3

4

d₀= 79 мм

d₁= 88 мм

d₂= 91 мм

d₃= 194 мм

d₄= 234 мм

d₅= 278 мм
^{1 – трубы НКТ; 2 – изоляция; 3 – среда кольцевого пространства;
4 – обсадная колонна; 5 – цементный камень; 6 – горная порода}

Рисунок 3.2 – Схема участка нагнетательной скважины
3.3 Изменение температуры теплоносителя на участке скважины

(200-600) м
Температура пара