Петля маслоподъемная: Петля маслоподъемная — Маркон Холод

Содержание

Петли медные от производителя | Русские Медные Трубы

Компания «Русские медные трубы» поставляет маслоподъемные петли для кондиционеров промышленного и бытового назначения напрямую от ведущих производителей медных фитингов. Доставка осуществляется во все регионы страны, наличие всех видов петель постоянно поддерживается на складах компании.

Типоразмеры

Мы предлагаем дюймовые маслоподъемные петли диаметром от 1/2″ до 2 1/8″.

Если у вас есть вопросы по выбору фитингов для вашей системы кондиционирования, маслоподъемные петли и другие детали под ваши требования подберут наши специалисты.

Стандарты качества

Медные маслоподъемные петли соответствуют следующим стандартам:

  • европейский стандарт EN 1254
  • ГОСТ 32590-2003

Все детали проходят тщательную проверку на предприятиях-производителях и сертифицируются.

Особенности

Маслоподъемные петли используются на вертикальных участках трубопроводов высотой свыше 3 метров. Они могут применяться в различных по сложности сплит-системах, поскольку обладают такими характеристиками:

  • продолжительный срок службы;
  • неподверженность коррозии;
  • гладкость внутренней поверхности, благодаря которой внутри петель не скапливаются остатки транспортируемых веществ и грязь;
  • герметичность при правильно выполненной капиллярной пайке;
  • сравнительно простой монтаж.

Такие особенности позволяют применять медные петли и в промышленных, и в бытовых системах кондиционирования и охлаждения.

Упаковка

Петли поставляются в индивидуальных пакетах с маркировкой, в коробках по 10 штук. При заказе крупных партий используется тара, подходящая для выбранного способа транспортировки. Все сертификаты и документация прилагаются.

Чтобы заказать нужное вам количество маслоподъемных петель, позвоните нам. Доставка партии любого объема будет организована в сжатые сроки. 

                Маслоподъемная петля   1/2″ медная
                Маслоподъемная петля   5/8″ медная
                Маслоподъемная петля  3/4″ медная
                Маслоподъемная петля  7/8″ медная
                Маслоподъемная петля 1 1/8″ медная
                Маслоподъемная петля 1 3/8″ медная
                Маслоподъемная петля 1 5/8″ медная
                Маслоподъемная петля 2 1/8″ медная

Маслоподъемные петли — от 1/2″ до 2 1/8″.

Цена, параметры, фото.

МАСЛОПОДЪЕМНАЯ ПЕТЛЯ

Изогнутая трубка с небольшим радиусом изгиба.

Маслоподъемные петли используются при монтаже фреоновых (холодильных) установок.

Цель использования маслоподъемных трубок — защита холодильных систем от поломок, а так же надлежащее обеспечение системы смазочными материалами.
_____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Принцип работы маслоподъемных петель

Масло, которое течет по трубам системы, скапливается в нижней части петли. Чем больше масла стекает в петлю, тем выше становиться его уровень на данном участке. При повышении уровня масла в петле, снижается сечение прохода, которым должен проходить газ. Соответственно, скорость прохождения газа по трубам постепенно увеличивается. Благодаря высокой скорости, газ увлекает за собой в трубопровод микроскопические капельки масла.

Таким образом, на поверхности трубопровода и деталях охладительной системы, через которые проходит газ, образуется масляная пленка.

Телескопический труборез 6-35 мм TUBE CUTTER 35

Телескопический труборез 6-42 мм TUBE CUTTER 42

FELDER 5 Припой серебряный

ROLOT S5 Припой серебросодержащий

FELDER 15 Серебряный припой

SANHA 4948 Флюс для пайки твердым припоем

LP 5 Флюс для твердого припоя Rothenberger

ROFIRE GLOBAL газовая горелка на МАПП газ

Пропановая горелка TURBOPROP Rothenberger

Универсальная горелка для пайки и сварки ALLGAS 2000

Огнеупорный коврик Felder

Огнеупорный коврик ROTHENBERGER

Маслоподъемная петля

Каталог товаров

Поиск

Корзина

0

Личный кабинет  

Личный кабинет

Логин:

Войти Пароль:

Регистрация Забыли пароль?

Расширенный поиск  

от    до 

Название:

Артикул:

Текст:

Выберите категорию:

Все Припой » Felder » Castolin » Harris Холодильные масла » Bitzer » Fuchs Reniso Triton » Emkarate » ERRECOM » TOTAL Хладагенты (Фреон) Медная труба » Дюймовые трубы »» Отожженная (бухты) »» Неотожженная (хлысты) » Метрические трубы »» Отожженная (бухты) »» Неотожженная (хлысты) Медные фитинги » Метрические фитинги »» Медный отвод »» Медный угол »» Медная муфта »»» Муфта прямая »»» Муфта переходная »» Медный тройник »»» Тройник прямой »»» Тройник переходной »» Медная заглушка »» Маслоподъемная петля » Дюймовые фитинги »» Медный отвод »» Медный угол »» Медная муфта »» Медный тройник »» Медная заглушка »» Маслоподъемная петля

Производитель:

ВсеBitzerCastolin EutecticErrecomFelder lottechnikFuchsHarrisStella weldingTotalUniqemaViegaАГМКМайданпек (Европа)

Новинка:

Вседанет

Спецпредложение:

Вседанет

Результатов на странице:

5203550658095

Найти

Пришло время газлифту реализовать свой потенциал

Газлифт — один из самых популярных способов увеличения добычи нефти, и не секрет, что он неэффективен.

Еще в 2014 году компания ExxonMobil сообщила, что, создав группу передвижных экспертов по газлифту, она смогла увеличить производительность в среднем на 22% на нескольких сотнях скважин, в которых была оптимизирована закачка газа.

Прибыль ожидалась, потому что «скважины не остаются неизменными с течением времени; они меняются», — сказал Родни Бейн, глобальный менеджер по механизированной добыче в ExxonMobil, в статье JPT , посвященной конференции и выставке SPE по механизированной добыче 2014 года.

Проблема с впрыском газа заключается в том, что его трудно изменить. Регулировка впрыска или ремонт требуют либо вытягивания НКТ, чтобы добраться до оправок для впрыска, либо прокладки троса. Те, у кого есть хорошие продуктивные скважины, особенно морские, должны взвесить возможный выигрыш по сравнению с затратами и потерями добычи во время работы.

Те, кто управляет все большим количеством скважин, живут с сомнительными данными, склонными к сбоям в работе систем нагнетания, неравномерным потоком в горизонтальных скважинах и трудоемким процессом расчета надлежащих скоростей нагнетания.

Новые подходы к устранению этих недостатков побудили несколько крупных операторов опробовать новые системы, предназначенные для обеспечения постоянной корректировки на основе скважинных данных с более надежными электрическими системами управления.

Программируемые цифровые элементы управления вызывают очевидный вопрос: как вы используете эту возможность? Постоянно обновляемые данные закачки на основе традиционных методов оценки — это первый шаг. А новые возможности вдохновляют на новые размышления о том, как нагнетать газлифт и как сделать его более эффективным.

Оптимизация процесса не была приоритетом в газлифте.

«Это была довольно неточная вещь. Но прелесть газлифта в том, что он работает даже там, где он сломан. Это не насос; это обеспечение потока», — сказал Брент Ванголен, менеджер по технологиям управления наземными и базовыми технологиями в Occidental.

Компания Occidental является одной из первых компаний, внедривших новые методы газлифта, наряду с такими компаниями, как Chevron, Shell, ExxonMobil, Petronas и ADNOC.

Ванголен ожидает, что индустрия последует за ним.«Газлифт претерпевает те же изменения, что и штанговые насосы в 60-х и 70-х годах», — сказал он. В то время инженеры по штанговым насосам начали отслеживать изменения нагрузки на шток при каждом ходе насоса с помощью динамометрических карт. Эти данные были использованы для улучшения программирования управления помпой.

«Вы перешли от таймеров для яиц на насосных установках к полномасштабным контроллерам оптимизации откачки, приводам с регулируемой скоростью… этой огромной младенческой технологии, которая изменила пространство штанговых насосов», — сказал он.

В докладах на прошлогодней конференции SPE по искусственной добыче говорилось о продолжающейся цифровизации штангового подъема и о том, что газлифт, наконец, движется в этом направлении.

Компания Chevron сообщила о своей программе испытаний новой газлифтной системы, которая подключена к цифровому наземному блоку управления и использует данные датчиков в местах закачки, чтобы регулировать, где и сколько газа закачивается. В документе говорится, что система повышает «эксплуатируемость и прибыльность газлифтных скважин», но не приводится никаких цифр (SPE 201140).

Объяснения развития работы газлифта. Краткое определение: закачка газа снижает плотность флюидов в скважине. Эти жидкости для зажигалок облегчают подъем нефти и воды.

Сейчас некоторые люди пытаются понять, как газлифт поднимает жидкости, применяя многофазные модели, чтобы сделать подъем более эффективным и расширить его возможности.

Те, кто продает новые системы впрыска, предлагают положительные стороны, не требующие понимания чего-то столь эзотерического. Они варьируются от систем, которые доставляют весь сжатый газ в точку, где он принесет наибольшую пользу, до потоков данных в реальном времени, которые позволяют инженерам автоматизировать реакцию систем на изменение расхода во многих скважинах.

«Существует ограниченное количество колодцев, которые может обследовать один человек. На каждую из этих моделей уходит 3-4 часа, чтобы сделать ее должным образом», — сказал Ванголен.

Количество скважин на одного инженера в нетрадиционных месторождениях велико, и эти быстро меняющиеся скважины требуют большего внимания. «То, что раньше происходило годами, теперь занимает месяцы», — пишет газета Chevron.

Shell сообщила в своем документе на конференции, что независимые операторы в Оклахоме завершили более 100 газлифтных работ за год, чтобы обновить конструкцию газлифта (SPE 201124).

Сланцевые скважины являются мотиватором, но преимущества более распространены. В документе Chevron говорится, что «дистанционно управляемые газлифтные клапаны предоставляют значительную возможность улучшить работу скважины независимо от того, является ли разработка нетрадиционной или традиционной».

Когда более мелкий газлифтный клапан не закрывается, когда начинается закачка более глубокого, страдает добыча.

Источник: SPE 201140.

Электрическая система

Наиболее ощутимым отличием нового внутрискважинного оборудования являются линии, идущие от наземного блока управления к точкам закачки газа
. Они подают питание на клапаны с электрическим приводом, передают сигналы на электрические приводы, открывающие и закрывающие клапаны, и передают данные вверх по скважине от датчиков давления и температуры.

Есть общие черты в новых и старых системах. В обоих случаях газ из наземного компрессора стекает вниз к ряду все более глубоких точек нагнетания.

Многоэтапный процесс в конечном итоге снижает плотность жидкости на более глубоких уровнях, чтобы снизить давление закачки, необходимое в самой глубокой точке.Это ограничивает компрессионную способность, необходимую на поверхности для закачки вблизи забоя вертикальной секции скважины.

Большинство газлифтных систем имеют механические элементы управления, которые открываются и закрываются в зависимости от изменения давления.

«Обычные газлифтные системы имеют шаг 25 фунтов на квадратный дюйм между клапанами, поэтому пластовое давление и последующее гидравлическое давление из-за гидростатики и трения должны уменьшиться на 25 фунтов на квадратный дюйм, чтобы газ попал в более глубокий клапан. Если вы находитесь между этими значениями, газ может сместиться и стать нестабильным, что приведет к вибрации клапана и преждевременному выходу из строя», — сказал Ванголен.

Неравномерный поток может быть особенно проблематичным в сланцевых скважинах. Длинные извилистые отводы работают как газовый сепаратор, приводя к прерывистым структурам потока, которые могут сбивать с толку механические органы управления клапанами.

На диаграмме в газете Chevron показано, как открытый клапан на высоком уровне может снизить эффективность добычи ненамного больше, чем без газлифта.

Традиционные конструкции газлифта создаются при планировании заканчивания. Они полагаются на эмпирические правила для оценки плотности в каждой точке закачки и того, сколько газа потребуется для достижения целевого уровня депрессии.

Данные новых систем показывают, что колодцы не так предсказуемы. Основываясь на данных о давлении и температуре в скважине, собранных Chevron, ее оценка удельного веса жидкости была ошибочной на 12%. В его документе говорится, что оценка не учитывала высокий уровень газового конденсата в указанном пермском месторождении.

Заинтересованы, но не покупают

Препятствием для большинства инноваций является нежелание нефтяных компаний выделять деньги и время, необходимые для изменений. Новые системы впрыска газа не являются исключением.

«Мы не скрываем, что это дороже обычных газлифтных систем в Перми. Это принципиально другое. Это управляется данными, и вам не нужно делать все это вмешательство», — сказал Грэм Макин, вице-президент по продажам, маркетингу и связям с инвесторами в Silverwell Energy.

Он вспомнил эксперта по газлифту, который сказал ему, что несколько других компаний пытались коммерциализировать такую ​​систему, но Silverwell была первой, кто продал системы, используемые в скважинах, по цене, которая привлекла группу крупных первых последователей.

Oracle Downhole Services, канадская компания, изначально разработала свою систему для закачки с улучшенной нефтеотдачей, которая, как поняла Occidental, функционально аналогична закачке газлифтом и дешевле.

Как это часто бывает, новаторы, заплатившие за разработку и проверку новой идеи, сталкиваются с сопротивлением покупателей нефтяной промышленности, которые отказываются платить больше за новую систему.

Макин возражает, что в течение срока службы скважины эти системы могут увеличивать добычу за счет постоянной корректировки закачки на основе данных в реальном времени и без затрат на внутрискважинные работы.

Поскольку эти системы можно контролировать и обслуживать удаленно, пользователи Silverwell также сократили время и риск, связанные с посещениями скважин и внутрискважинными работами.

Долгосрочные данные могут открыть двери для повышения производительности на основе цифрового анализа.

До сих пор большинство компаний отрасли выжидали, чтобы увидеть, стоит ли предпринимать эти усилия.

«Я думаю, что отрасль сейчас очень молода», — сказал Ванголен. Хотя пользователей не так много, «к ней есть большой интерес.

Silverwell работает с несколькими клиентами по всему миру, включая Petronas в оффшорной Азии, ADNOC на Ближнем Востоке и Chevron в нетрадиционных наземных разработках, чтобы «продемонстрировать ценность цифрового анализа и контроля», — сказал Макин.

После многих лет работы количество скважин, оборудованных Silverwell, по-прежнему исчисляется низкими двузначными числами, но Макин ожидает, что «мы находимся в начале момента хоккейной клюшки».

Компания подчеркивает надежность конструкции привода.В то время как внутрискважинная проводка сопряжена с техническими трудностями, сочетание данных и управления на поверхности упрощает написание программного обеспечения для управления и автоматизации.

Ванголен сказал, что они смогли начертить одну такую ​​программу в три цикла на белой доске, добавив: «Это относительно легко сделать, если у вас есть информация в реальном времени».

Размер пузыря имеет значение

Ананд Нагу — консультант по лифтам, который видит возможности в газлифте с цифровым управлением.

В то время как в документе Chevron говорится о программировании на основе широко используемого программного обеспечения для газлифта, Nagoo видит много возможностей для улучшения.

«Базового моделирования недостаточно, чтобы воспроизвести поведение многофазного потока, которое влияет на производительность газлифта», — сказал Нагу. Пока такие компании, как Silverwell, работают над созданием автоматизированных систем управления газлифтом, он думает о том, как сделать программное обеспечение более совершенным.

«Приз здесь состоит в том, чтобы определить различные механизмы многофазного потока, которые определяют оптимальную производительность», — сказал Нагу. Например, стратегия закачки при низком соотношении газ/нефть должна отличаться от стратегии закачки при гораздо более высоком соотношении газ/нефть, сказал он.

Хотя он считает новые системы управления значительным шагом вперед, в его планах не предполагается, что они будут у пользователей.

Многое можно сделать, используя данные скважинного манометра, точные таблицы и понимание минимального расхода газа, необходимого для подъема — критического расхода — плюс данные о скважине и добыче, а также некоторую информацию от третьих лиц.

Фраза, которая всплывает снова и снова, — «многофазный поток».

«Существует больше данных о многофазном потоке, чем о результатах [газлифтного] промысла», — сказал Нагу.

Nagoo работает как над упрощенными справочными таблицами для расчета скорости закачки в различных типах скважин, так и над внедрением этой информации в новое программное обеспечение для расчета критической скорости закачки газа, необходимой для эффективной подъемной силы.

Взаимодействие между восходящим газом и жидкостью в газлифте представляет собой форму многофазного потока. И есть еще много многоэтапной работы, на которую можно опираться.

В совместном документе Vangolen и Nagoo рассматривалось влияние скважин с длинными ответвлениями на эффективность газлифта (SPE 201403).

Чем глубже, тем лучше при вертикальной установке подъемных систем, но не в поперечном направлении. То, что течет через скважину, ведет себя иначе, потому что эта длинная боковая труба выглядит и действует как горизонтальные резервуары в сепараторе газа/жидкости.

Быстро движущийся газ, собирающийся в верхней части трубы, может проскальзывать мимо жидкостей. Проскальзывание одной фазы за другой является определяющей характеристикой многофазного потока. По этой причине, если самый нижний газовый инжектор находится под углом ниже 45° — на половине кривой от вертикали к горизонтали — в статье Ванголена и Нагу предупреждают, что проскальзывание газа, вероятно, снизит эффективность газлифта.

Газлифт по-прежнему направлен на преодоление силы тяжести по вертикали. Нагу сказал, что это наиболее эффективно, когда газ находится в форме крошечных пузырьков, сконцентрированных у стенок трубы. Пузырьки газа меньшего размера более эффективно вытягивают капли воды и масла на поверхность.

Пузырьки, сконцентрированные в середине скважины, скорее всего, будут крупнее и, скорее всего, объединятся с другими пузырьками, что приведет к пробкам, которые склонны проскальзывать мимо жидкостей и имеют пониженную подъемную силу.

Нагу сказал, что хотя слизни не все плохие (некоторые виды могут эффективно переносить жидкости), они могут быть «действительно плохими новостями».

В ходе экспериментов, например, в Университете штата Луизиана (LSU), были сняты высокоскоростные видеоролики, демонстрирующие различные типы газовых потоков.

К сожалению, даже когда газлифтные системы создают концентрации эффективных крошечных пузырьков у стенок, как те, что в бокале для шампанского, все меняется во время долгого пути к устью скважины.

Это приводит к неэффективному газлифту с меньшим объемом закачиваемой жидкости на миллион кубических футов.Инструмент для наблюдения за пузырьковым течением в добывающих скважинах отсутствует. Объем закачиваемого газа не отвечает на вопрос.

Различия могут быть вызваны давлением нагнетания, смесью газа и жидкостей, обводненностью, количеством газа, выходящего из раствора, и трением, вызванным размером НКТ. Все это может изменить способность скважины создавать «турбулентную жидкость, которая действует как разрушитель микропузырьков».

Ванголен сказал, что турбулентность, создаваемая закачкой, может помочь создать небольшие пузырьки газа, которые могут эффективно транспортировать нефть и воду на поверхность.Но по мере продвижения вверх эта фаза может меняться.

В статье Нагу, размещенной на его LinkedIn, говорится о возможности добавления оборудования в скважину для поддержания пузырькового потока.

«Размещение газлифтного клапана вдоль пути потока должно привести к улучшению контроля» примыкающего к стенке пузырькового потока.

Другим вариантом может быть размещение устройств в нескольких точках вдоль пути потока, что приведет к уменьшению размера пузырьков и приведет к лучшему контролю размера пузырьков.

Простое впрыскивание большего количества газа кажется очевидным решением.Но в документе приводится эксперимент, в котором сравнивали жидкость с низкой средней концентрацией газа и жидкость с более высокой концентрацией газа.

Испытание показало, что у того, у которого была более низкая концентрация газа, было больше активных крошечных пузырьков вдоль стенки скважины.

Некоторое нелогичное мышление

Ограничения производительности компрессора оказывают большое влияние на конструкцию газлифта. Впрыскивание газа требует достаточного повышения давления для достижения критической скорости, необходимой для преодоления силы тяжести.

По мере того, как скважины стареют и в поток поступает больше воды, а естественное давление за ним уменьшается, задача становится все более и более серьезной, пока скважина полностью не перестанет работать.

Компрессоры большего размера могут делать больше, расширяя роль газлифта на ранних и поздних стадиях эксплуатации скважин. Но по мере того, как скважины стареют, а естественное давление и производственный потенциал падают, платить больше за компрессионную мощность становится трудно продать.

Новые системы впрыска предназначены для более эффективного использования мощности сжатия, сокращения отходов за счет направления всего сжатого газа в зону, где он больше всего необходим.

И еще есть идея, которая обещает расширить возможности типичного компрессора в три или четыре раза.

На прошлогодней конференции по механизированной добыче Пауло Вальтрих, адъюнкт-профессор ЛГУ, представил доклад, в котором сообщаются результаты успешного испытания метода, при котором закачивается жидкость, а затем газ для вытеснения заполненной водой пробы длиной 2800 футов. скважину и запустить газлифт менее чем за 2 часа с использованием компрессора, расчетный предел которого составляет 800 фунтов на квадратный дюйм.

Это не первая подобная статья Уолтриха, который также является главным техническим директором компании Lift Well International, пытающейся коммерциализировать метод, основанный на исследованиях LSU, начатых Shell более 10 лет назад.

Идея состоит в том, что, начав с закачки воды перед закачкой газа, можно более эффективно выметать жидкости, чем с помощью одного газа. Концептуально он похож на методы повышения нефтеотдачи, которые чередуют закачку воды и газа, и его трудно реализовать.

Посторонние видят, что добавленная вода увеличивает плотность скважинного флюида, что противоположно тому, чего пытается добиться газлифт.

«Это нелогично; Я тоже это слышал. Вот почему некоторые люди боятся это делать», — сказал Уолтрих.

Он признает, что еще одним препятствием является то, что другие пытались и не смогли это сделать.

«Мы много раз терпели неудачу, прежде чем смогли добиться успеха», — сказал он. «Мы пытались это сделать, и это не сработало, поскольку мы пытались в течение нескольких лет. Если вы не знаете хитрости, вы потерпите неудачу».

Хитрость метода, известного как газлифт с использованием жидкости (LAGL), заключается в контроле скорости перехода от воды к газу и давления закачки. По словам Уолтриха, начальная фаза закачки воды позволяет снизить уровень воды в скважине до уровня, при котором можно использовать обычную закачку газа.

Цифровая установка начинается с закачки воды, которая запускает поток в скважину, увеличивая количество добавляемого газа и маленьких пузырьков, необходимых для эффективного подъема жидкости.

Эти заявления были проверены, когда компания прошла через программу Shell GameChanger, которая выбирает несколько идей из тысяч с целью продвижения этих идей к коммерциализации.

При испытании исследовательской скважины длиной 2800 футов в LSU этот метод позволил очистить заполненную водой скважину за 2 часа при максимальном давлении компрессора 535 фунтов на квадратный дюйм. За этим последовало управляемое компьютером испытание, в ходе которого заполненная водой скважина была очищена за 1 час 24 минуты при максимальном давлении 724 фунта на кв. дюйм.

Компания Lift Well разработала автоматизированную систему управления закачкой, но Уолтрих сказал, что это единственное необходимое специализированное оборудование. Вместо системы газлифтных клапанов они говорят, что их метод позволяет закачивать НКТ вниз, а U-образную трубу поддерживать в затрубном пространстве или наоборот. Обратный клапан может быть добавлен, если потеря воды в резервуаре является проблемой.

Эта установка предназначена для подачи потока воды под высоким давлением, а затем газа для увеличения эффективного давления.

Источник: Лифт Колодец.

Без гидроподпора давление, необходимое для закачки на глубину, где кольцевое пространство может втекать в НКТ, выходит за пределы возможностей компрессоров, обычно устанавливаемых на кустовых площадках.

В скважине глубиной 10 000 футов, производящей 300 баррелей нефти в сутки, вспомогательная жидкость может разгрузить скважину при давлении компрессора около 700 фунтов на квадратный дюйм по сравнению с примерно 4500 фунтов на квадратный дюйм, если бы использовалась одноточечная закачка, говорится в документе.

В этом испытании «Шелл» использовал клапан управления нагнетанием, предназначенный для работы вместе с пакером в морской скважине. В нем говорилось, что система с одним клапаном сэкономит деньги по сравнению с более сложной системой закачки на несколько глубин.

«В LAGL используется один газлифтный клапан, что снижает стоимость системы по сравнению с традиционным использованием нескольких клапанов и оправок, а также снижает риск утечек из НКТ в обсадную колонну», — говорится в документе.

Большой проблемой здесь является убедить людей в отрасли, что они получат воду, которую они влили.

Оценка Ванголена необходимой воды во много раз превышает ожидания Уолтриха. Например, Уолтрих сказал, что в скважине глубиной 10 000 футов закачка воды будет заменена газлифтом за 10 часов. В течение этого периода используемая вода будет рециркулироваться, что еще больше уменьшит требуемое количество. Ванголен возражает, что скважина, дающая много воды, не похожа на тестовую скважину, изначально заполненную водой.

Джордж Кинг, директор GEK Engineering, сказал: «Это может работать при правильной конфигурации НКТ и обсадной колонны.

«Объем воды, вероятно, рассчитывается и контролируется таким образом, чтобы он был таким же, как объем малого кольцевого пространства, где длина столба воды (а не объемы) самая большая. Напор воды сжимает газ, и если насосно-компрессорная труба и обсадная труба правильно сконфигурированы, газ будет поднимать больший объем жидкости, чем объем воды, нагнетаемой в кольцевое пространство», — сказал Кинг.

В примере скважины Waltrich длиной 10 000 футов эти объемы равны по 230 баррелей каждый.

Кинг также сказал, что, вероятно, потребуется несколько циклов закачки воды, чтобы эффективно удалить воду из скважины, в то время как Уолтрих сказал, что это можно сделать за один цикл.

Учитывая вопросы и путаницу в том, что они делают, результаты полевых испытаний будут иметь решающее значение. Тесты были запланированы в прошлом году, но провалились после того, как пандемия COVID-19 закрыла поездки и несущественные полевые операции.

Уолтрих сказал, что они работают над испытанием в ближайшее время в скважине недалеко от границы Техаса и Оклахомы, где оператор хочет увидеть, является ли метод работоспособной заменой откачки с использованием электрического погружного насоса (ESP).

Если это сработает, газлифт может стать альтернативой ЭЦН.Операторы часто используют эти насосы большой производительности на ранних этапах эксплуатации скважин, когда добыча нефти, а часто и воды, высока.

Они хотели бы найти альтернативу ЭЦН, которые являются дорогими, высокопроизводительными машинами, которые обычно заменяются другой формой подъема через год или около того — чаще всего газлифтом — из-за быстрого падения добычи и роста газа. уровни представляют проблемы для ESP.

Газлифт с самого начала мог бы сэкономить деньги, но перемены далеко не бесспорны. Уолтрих узнал, что «очень трудно заставить людей думать по-другому.

Для дополнительной информации

SPE 201140 Пилотное применение дистанционно управляемых газлифтных клапанов в нетрадиционных скважинах Пермского бассейна Йоханнесом Виссером и Томиславом Бейсиком, Chevron.

SPE 201124 Полномасштабные проверочные испытания газлифта LAGL с использованием жидкости, проведенные Амандой М. Скотт, Стюартом Л. Скоттом, Petroleum ETC; Брайан Дж. Шваниц, Welltec; и Стивен Фримен, Shell .

SPE 201403 Улучшит ли газлифтинг в пяточной и боковых частях горизонтальных скважин эффективность добычи? Представление многофазного потока А.С. Нагу, Nagoo & Associates и Брент Н. Ванголен, Occidental Petroleum.


Для получения большей отдачи от газлифта необходимо понимать, как закачка газа взаимодействует с нефтью, водой и газом, поднимающимися по скважине. Другими словами: многофазный поток. Вот дополнительные документы, которые помогут вам начать работу: Diving Into Multiphase Flow.


Аналитическая оценка безводной добычи в нефтяных скважинах с забойным водяным контуром для контроля конусообразования | Симпозиум SPE по нефти и газу в Оклахома-Сити / Симпозиум по добыче и эксплуатации

Как правило, при наличии обводненного конуса добыча без воды экономически недостижима, поскольку критические скорости слишком малы.Было доказано и продемонстрировано, что технология поглотителя воды в скважине (DWS) способна значительно увеличить критические скорости. Однако на практике скважины DWS давали нефть выше критической, но с более низкой обводненностью, что приводило к высоким дебитам нефти и необходимости отделения воды. На самом деле обращение с водой является неотъемлемым недостатком DWS, поскольку дренаж воды в скважине (для контроля конусообразования) предполагает самостоятельный подъем нефти и большого количества воды на поверхность. В отличие от этого, метод скважинного водяного контура (DWL) будет сочетать контроль конусообразования с безводной добычей за счет рециркуляции дренированной воды из окончаний поглотителя (дренаж) и источника (нагнетание) и удержания воды на месте.Эксперименты показывают, что положительное влияние рециркуляции воды на работу скважины очень велико – умеренная скорость рециркуляции воды увеличила бы критический дебит нефти в десять раз по сравнению с обычной скважиной.

Несмотря на свою привлекательность, метод DWL ограничен свойствами системы скважина-коллектор, такими как вязкость нефти, относительная проницаемость нефти, толщина подошвенной воды, проникновение в скважину и анизотропия коллектора. Это исследование предлагает простую аналитическую модель, описывающую влияние вышеуказанных параметров на дебит безводной нефти.Модель получена с использованием принципов теории потенциала потока и преобразования анизотропии, дополненных некоторыми эмпирическими корреляциями. Сравнение с симулятором пласта демонстрирует экономию времени и приемлемую точность аналитического подхода. Исследование чувствительности выявляет факторы, наиболее критичные для использования DWL в конкретных коллекторах: критическая толщина призабойной воды, предельное значение коэффициента подвижности флюидов и сильное влияние анизотропии проницаемости в пласте и водном слое.Также представлена ​​статистическая оценка систем резервуаров, потенциально подходящих для метода DWL.

NOAA — Нефтяной отросток «вероятно» направился в петлевой поток

Тонкий столб нефти, простирающийся к востоку от разлива BP PLC, с большей вероятностью попадет в Петлевое течение, мощный поток Мексиканского залива, который проходит мимо Флорида-Кис и вверх по Атлантическому побережью, Национальному океаническому океану. — сказал сегодня глава Управления атмосферы.

Спутниковые снимки Stark, опубликованные вчера, показали, что, в то время как большая часть нефти все еще качается у побережья Луизианы, «щуп легкой нефти был перенесен вниз к Петлевому течению», — заявил администратор NOAA. — сказала Джейн Лубченко.

На самом деле нефть уже может быть унесена течением, сказал Лубченко, и сегодня NOAA отправляет самолеты с изображениями, чтобы определить степень дрейфа нефти.

Как только нефть окажется в потоке, она, скорее всего, достигнет Флорида-Кис в течение 10 дней. К концу месяца нефть может достичь Майами, предупреждают также океанологи.

«Нефть, если она попадет в Петлевой поток, станет очень, очень разбавленной и сильно выветреет», — сказала она, прибыв на Ключи, скорее всего, в виде смолистых шариков и эмульгированных стримеров.

Любая нефть или диспергаторы, выброшенные на юг, к Флоридскому проливу, могут представлять опасность для окружающей среды, особенно для коралловых рифов, заявила Нэн Уокер, директор Лаборатории сканирования Земли в Университете штата Луизиана.

«Диспергенты могут убить кораллы», — сказал Уокер ранее в этом месяце. «Очевидно, что нефть не будет полезна для кораллов. Это, вероятно, одна из самых больших проблем, если [нефть] будет унесена».

Отражая это распространение, NOAA расширило свои ограничения на вылов рыбы на большую часть Персидского залива. Закрытая территория составляет 24 241 квадратную милю, что составляет около 10 процентов исключительной экономической зоны Персидского залива. Ограничения распространяются на коммерческое и любительское рыболовство, но не на транзит.

Невозможно предсказать, сколько нефти пойдет на юг. В настоящее время усик находится на извилистой линии между северными границами Петлевого течения и южными границами небольшого течения, идущего против часовой стрелки. известный как водоворот, который мог отбросить нефть на север.

Нефть можно представить себе как поток автомобилей, движущихся по шоссе, идущему на восток, который вот-вот повернет на север, с выездом на юг, в сторону Кольцевого течения. Ученые не уверены в размере выход или сколько масла возьмет этот поворот. Все, что известно наверняка, это то, что выход ведет, в конце концов, во Флориду.

Федеральные агентства следили за течением с самого начала разлива и в настоящее время готовятся к возможным последствиям вокруг южного побережья Флориды, заявил вчера контр-адмирал береговой охраны Питер Неффенгер во время заседания Конгресса. показания.По его словам, дегтярные шарики во Флориде было бы «более удобной частью» убрать, чем обширные залежи нефти, которые сейчас распространяются в Персидском заливе.

Министр внутренней безопасности Джанет Наполитано добавила, что правительство относится к Петлевому течению «как к собственной береговой линии», что означает, что правительство будет предпринимать усилия по предотвращению и реагированию, как если бы По ее словам, Петлевое течение было частью береговой линии.

Флорида-Кис в яблочко

Ключи, вероятно, станут первой береговой линией Флориды, которая почувствует воздействие нефти.По словам Стива Муравски, представителя NOAA, течение проходит далеко от западного побережья Флориды и, скорее всего, пощадит такие районы, как Тампа. главный научный консультант по рыбному хозяйству.

Береговая охрана сообщила вчера, что 20 смоляных шариков уже выбросило на берег в государственном парке Форт Закари Тейлор в Ки-Уэст. Смоляные шарики, обнаруженные смотрителями парка, имеют диаметр от 3 до 8 дюймов. Они будут отправлены в лабораторию для анализа, чтобы определить, связаны ли они с разливом Deepwater Horizon.

Береговая охрана и Национальное управление океанических и атмосферных исследований (NOAA) проведут обследование береговой линии, начиная с сегодняшнего дня в Национальном морском заповеднике Флорида-Кис.

Независимо от того, связана ли смола с разливом BP, по словам Лубченко, «можно с уверенностью сказать, что смоляные шарики, выброшенные на берег во Флорида-Кис, являются примером того, что может произойти, если нефть попадет в Петлю». Текущий.»

Независимые океанографы теперь практически уверены, что часть нефти попадет в течение, и давно предупреждали, что непредсказуемый поток представляет угрозу ( Greenwire , 5 мая).Все четыре прогностические модели Университета Южной Флориды теперь предсказывают, что по крайней мере часть ветви нефтяного пятна переместится из водоворота в течение.

Сколько нефти пойдет по этому пути, будет зависеть от того, как будет развиваться водоворот, который в последние дни становится все сильнее, сказал Вилли Курафалоу, модельер Мексиканского залива в Морской школе Розенстила при Университете Майами. и атмосферная наука.

«Любые пути вдоль Петлевого течения сильно зависят от эволюции вихревого поля», — сказал Курафалоу.«Ясно, что северный циклон начал уносить нефть. Он не находится на главном фронте Петлевого течения. все же. Велика вероятность, что так оно и будет.»

По словам океанографа Тони Стерджеса, вчерашний снимок, сделанный НАСА, указывает на то, что часть «хвоста» пятна, обращенного на восток, поворачивается на север. в Университете штата Флорида.

«Единственная хорошая часть — это то, что прямо в конце «хвост» кажется изгибающимся и отходящим от основного потока», — сказал он.Тем не менее, добавил он, нынешнее изображение — «плохой знак».

Менее ясно, как поведет себя нефть глубже под водой и ближе к основной части разлива, сказал Муравски из NOAA. По его словам, на глубине более 1500 метров под водой течения резко падают и не тянутся к Петле. Текущий, по крайней мере, в настоящее время.

Репортеры Ноэль Штрауб и Кэти Хауэлл внесли свой вклад.

Copyright 2010 E&E Publishing.Все права защищены.

Произошла ошибка при настройке пользовательского файла cookie

Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности. Если ваш браузер не принимает файлы cookie, вы не можете просматривать этот сайт.


Настройка браузера на прием файлов cookie

Существует множество причин, по которым файл cookie не может быть установлен правильно. Ниже приведены наиболее распространенные причины:

  • В вашем браузере отключены файлы cookie.Вам необходимо сбросить настройки браузера, чтобы принять файлы cookie, или спросить вас, хотите ли вы принимать файлы cookie.
  • Ваш браузер спрашивает, хотите ли вы принимать файлы cookie, и вы отказались. Чтобы принять файлы cookie с этого сайта, нажмите кнопку «Назад» и примите файл cookie.
  • Ваш браузер не поддерживает файлы cookie. Попробуйте другой браузер, если вы подозреваете это.
  • Дата на вашем компьютере в прошлом. Если часы вашего компьютера показывают дату до 1 января 1970 г., браузер автоматически забудет файл cookie.Чтобы это исправить, установите правильное время и дату на своем компьютере.
  • Вы установили приложение, которое отслеживает или блокирует установку файлов cookie. Вы должны отключить приложение при входе в систему или проконсультироваться с системным администратором.

Почему этому сайту требуются файлы cookie?

Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности, запоминая, что вы вошли в систему, когда переходите со страницы на страницу. Предоставить доступ без файлов cookie потребует от сайта создания нового сеанса для каждой посещаемой вами страницы, что замедляет работу системы до неприемлемого уровня.


Что сохраняется в файле cookie?

Этот сайт не хранит ничего, кроме автоматически сгенерированного идентификатора сеанса в файле cookie; никакая другая информация не фиксируется.

Как правило, в файле cookie может храниться только та информация, которую вы предоставляете, или выбор, который вы делаете при посещении веб-сайта. Например, сайт не может определить ваше имя электронной почты, если вы не решите ввести его. Разрешение веб-сайту создавать файлы cookie не дает этому или любому другому сайту доступ к остальной части вашего компьютера, и только сайт, создавший файл cookie, может его прочитать.

Своевременное решение управления механизированной добычей для быстрого управления контуром | Интернет-исследования в области здравоохранения и окружающей среды (HERO)

Заголовок

Своевременное решение управления механизированной добычей для быстрого управления контуром

Авторы)

Кампос, СРВ; Сильва-младший, MF; Корреа, Дж. Ф.; Болонини, Э. Х.; Филью, Д.Ф.

Абстрактный

В этом документе описываются усилия компании Petrobras по разработке стратегий управления для оптимизации механизированной добычи.Работа опирается на несколько задач, начиная с идентификации технологических переменных для каждого метода механизированной добычи и заканчивая внедрением алгоритмов управления на устье скважины. Достигнутая цель — замкнутый цикл управления механизированной добычей. Будут представлены наземные и морские примеры, демонстрирующие различную чувствительность и важность, которую может представлять одна и та же переменная в зависимости от метода механизированной добычи и типа заканчивания скважины. Также будет обсуждаться вариант языкового инструмента высокого уровня для перевода опыта инженеров-нефтяников в промысловые алгоритмы.Petrobras выбрала три ценности в качестве основной цели для проектирования быстрой петли: — Во-первых, разработать инструменты для повышения эксплуатационной гибкости и своевременного принятия решений для методов механизированной добычи. Цель состоит в том, чтобы обеспечить наилучшую экономичную точку добычи для каждой скважины, даже при изменении дебита из-за избирательности зон и управления вторичной добычей. Еще одним направлением деятельности является обеспечение возможности анализа в реальном времени, диагностики неисправностей и постоянного мониторинга. Технологии, лежащие в основе этих инструментов, основаны на эвристике и искусственном интеллекте.- Во-вторых, разработать методологию, облегчающую перевод знаний старшего аналитика нефтяных скважин в полевые стратегии. На фотографии нефтяников виден преклонный возрастной профиль. Опыт этих инженеров, применяемый в режиме реального времени, является одним из этапов достижения прибыли, которую позволяет разработка интеллектуальных месторождений. — В-третьих, связь на местах и ​​доступность данных. Архитектура автоматизации спроектирована так, чтобы быть независимой от аппаратного и программного обеспечения. Цель состоит в том, чтобы обеспечить доступность данных к аналитику с прозрачностью реализации аппаратного и программного обеспечения. Спецификации связи представляют собой гарантию потока данных проекта. Эта директива по связи является ключом к интеграции интеллектуального заканчивания и автоматизации механизированной добычи. Синхронизированные данные о добыче, интегрированные с инженерным анализом коллектора, позволили Petrobras разработать стратегию быстрого и медленного управления циклами. Copyright 2006, Общество инженеров-нефтяников.

Испарители для высокотемпературного лифтового контура сжатия паров для космических применений

Tadej Semenic & Xudong Tang
Advanced Cooling Technologies, Inc.
Ланкастер, Пенсильвания, США

Аннотация

Разработан усовершенствованный контур сжатия пара (AVCL) для высокотемпературного подъема для отвода тепла на горячую поверхность Луны в лунное время суток. Контур состоит из испарителя, компрессора, конденсатора и электронного расширительного клапана. В этом исследовании оценивались различные типы испарителей: испаритель с круглой трубой, испаритель с круглой трубой со скрученной лентой, испаритель с круглой трубой с фитилем и испаритель с круглой трубой с фитилем и скрученной лентой. Испарители были протестированы с двумя разными компрессорами. Первый был безмасляным компрессором мощностью 0,5 л.с., а второй – компрессором мощностью 5,3 л.с., в котором в качестве смазки использовалось масло. Теплообменник (рекуператор) использовался для переохлаждения жидкости высокого давления и перегрева пара низкого давления. Испытания проводились с рекуператором и без него. Перегрев пара во время испытаний контролировался электронным регулятором расширительного клапана. Рабочая жидкость R134a.

Результаты показывают, что тепловое сопротивление источника тепла рабочей жидкости испарителя с круглой трубой с фитилем и скрученной лентой составляет одну треть от сопротивления испарителя с круглой трубой.Рекуператор смог снизить качество пара на входе в испаритель и увеличить перегрев пара на входе в компрессор. Испарители без фитилей могли работать при тепловом потоке 5,7 Вт/см с рекуператором и перегревом пара, установленным на 5°C. Испарители с фитилями достигли осушки при меньших тепловых потоках при поддержании перегрева на уровне 5°C. Однако испарители со злом достигли теплового потока 7,6 Вт/см 2 при снижении перегрева ниже 5°C. Повышение температуры на 70°C было достигнуто с 5.компрессор 3лс.

Введение

Новое видение НАСА в отношении космических исследований включает в себя возвращение людей на Луну к 2020 году и возможное исследование Марса людьми. Предполагается, что первым шагом будет исследование лунной поверхности с помощью Altair Lunar Lander, ранее известного как модуль доступа к поверхности Луны (LSAM).

Задача систем термоконтроля (TCS) лунного посадочного модуля «Альтаир» состоит в том, чтобы поддерживать температуру кабины и электроники в допустимых пределах в любом месте на лунной поверхности в жаркое лунное дневное время.Это сложно, потому что температура поверхности Луны на экваторе может колебаться от -173°C до 121°C [1-5].

Наиболее эффективным методом отвода тепла является излучение тепла в космос. Разница температур между поверхностью радиатора и радиатором должна быть достаточно большой, чтобы обеспечить компактность радиатора. Известно, что максимальная температура радиатора составляет около 47°C на лунном экваторе в лунный полдень [2]. Ожидается, что температура TCS для системы лунной поверхности будет около 0°C.Следовательно, требуется повышение температуры не менее чем на 50°C для отвода отработанного тепла от наземной системы к радиатору.

Существует несколько технологий TCS [6]. Наиболее перспективными являются тепловые насосы [7], использующие электрическую энергию для отвода тепла от источника с более низкой температурой к радиатору с более высокой температурой. Существует множество различных типов тепловых насосов [7-9]. Одним из наиболее распространенных типов является тепловой насос Ренкина или парокомпрессионный тепловой насос.

Типичный тепловой насос Ренкина состоит из компрессора, испарителя, конденсатора и расширительного клапана.В нем участвуют два изобарических и два адиабатических процесса. Цикл может быть либо одиночным контуром хладагента, либо каскадным (двухступенчатым) контуром хладагента. Конденсатор холодильного контура может быть либо радиатором, либо теплообменником между холодильным контуром и радиаторным контуром.

Существует множество различных типов испарителей для теплового насоса Ренкина. По диаметру гидравлического канала их можно разделить на: макро-, малые, мини- и микроканальные испарители. Микро/миниканальные испарители широко изучались в последнее десятилетие из-за их компактности, минимального использования охлаждающей жидкости и превосходных характеристик охлаждения [10-15].Микро-/мини-канальные испарители могут работать с большим тепловым потоком при низком термическом сопротивлении испарителя, но требуют высокой мощности насоса для преодоления высокого перепада давления в каналах.

Относительно большая разница плотностей паров хладагента и жидкой фазы через микроканалы может вызвать нестабильность потока и колебания давления. Также было обнаружено, что взаимодействие двухфазной смеси в испарителе с находящимся выше по потоку сжатым паром в контуре потока может вызвать сильные колебания давления, которые могут привести к преждевременному критическому тепловому потоку [12]. Микроканальные испарители также подвержены вторичной нестабильности параллельных каналов, вызванной взаимодействием между каналами. Эта нестабильность в целом мягче, чем вышеупомянутые нестабильности, но носит довольно случайный характер.

Чтобы избежать проблем, связанных с микро/миниканальными испарителями, в этой работе был разработан усовершенствованный контур сжатия паров (AVCL) с усовершенствованным испарителем для терморегулирования лунного посадочного модуля «Альтаир». Уникальность концепции AVCL заключается в конструкции испарителя, состоящей из пористой структуры фитиля и вихреобразующей скрученной ленты.Комбинация капиллярных и центробежных сил способна обеспечить пассивное и эффективное разделение жидкой и паровой фаз и, следовательно, улучшить характеристики теплового потока испарителя, снизить температуру источника тепла и изотермизировать источник тепла.

Номенклатура

E Испаритель
H Enthalpy (KJ / KG)
Гестрый рекуператор (теплообменник)
Гц Тепловые зоны
Q Тепло [W]
R Тепловое сопротивление [° C / W]
T Температура [° C]
W Работа ]
x                 качество пара

Абоненты

:

e                 испаритель
л                  жидкость
v                  пар

Метод

Малогабаритный AVCL

Был построен малогабаритный AVCL мощностью 500 Вт, который использовался для тестирования четырех различных конструкций испарителей (рис. 1).AVCL состоит из испарителя, компрессора, конденсатора и электронного расширительного клапана.

В небольшой AVCL было включено несколько дополнительных элементов для обеспечения правильной работы компрессора и повышения производительности AVCL. Испаритель и транспортные линии были изготовлены из толстостенных медных труб. Два алюминиевых нагревательных блока седловидной формы со встроенными патронными нагревателями были сгруппированы вокруг испарителя, чтобы имитировать источник тепла.

Рисунок 1: Небольшой AVCL

Теплообменник (рекуператор) использовался для переохлаждения жидкого хладагента, поступающего в расширительный клапан, и для перегрева пара, выходящего из испарителя.Фильтр и осушитель использовались для удаления влаги и любых твердых частиц, которые могли попасть в пар.

В этой работе были протестированы два различных типа компрессоров: двухпоршневой компрессор Appion G5 мощностью 0,5 л.с. и поршневой компрессор Maneurop MTZ064-3 мощностью 5,3 л. с. Компрессор Appion является безмасляным компрессором, а компрессор Maneurop использует масло в качестве смазки.

На стороне нагнетания компрессора был установлен маслоотделитель для отделения масла от смеси масло-хладагент.Реле высокого давления после маслоотделителя использовалось для отключения компрессора, если давление нагнетания превышало максимально допустимое давление компрессора. Обводная линия с перепускным клапаном использовалась для подачи горячего газа на сторону всасывания контура во время запуска и работы при низкой тепловой нагрузке. Необходимо было обеспечить, чтобы в любой момент работы в компрессор поступал только перегретый пар.

Конденсатор представлял собой плоский пластинчатый теплообменник с водяным охлаждением (GEA PHE Systems, FP 3×8-14), в котором использовалась вода из водонагревателя с ПИД-регулированием для имитации различных температур радиатора.Для имитации расстояния между конденсатором и испарителем использовались паровой змеевик длиной 80 дюймов (203 см) и жидкостный змеевик длиной 100 дюймов (254 см) и диаметром 0,245 дюйма (0,6 см).

Ресивер после жидкостного змеевика использовался для хранения хладагента при замене испарителей. После ресивера располагался расширительный клапан (ТРВ СЭИ-0,5 Спорлан электронный). Расширительный клапан вместе с компрессором контролировал температуру и массовый расход хладагента.В клапане используется шаговый двигатель с электронным управлением для точного управления потоком жидкого хладагента. Контроллер перегрева отслеживал температуру и давление на выходе из испарителя в режиме реального времени и рассчитывал термодинамические состояния. Контроллер соответствующим образом отрегулировал шаговый двигатель и клапан, а также скорость потока хладагента для получения однофазного (перегретого) пара на выходе из испарителя.

На рис. 1 также показано расположение термопар (TC) и датчиков давления.На стороне низкого давления использовались датчики давления Omega PX603-100G, а на стороне высокого давления использовались датчики давления Omega PX603-1KG. Для измерения температуры и расхода воды, поступающей в теплообменник конденсатора, с целью калориметрии использовались два ТП и расходомер. Температуры на испарителе измерялись четырьмя равноудаленными ТП. Расстояние между ТС составляло 1,4 дюйма (3,6 см).

Точность показаний давления составляла ±0,4 фунта на квадратный дюйм (±2,8 кПа) на стороне низкого давления и ±4 фунта на квадратный дюйм (±27.6 кПа) на стороне высокого давления. Точность показаний температуры составляла ±0,1°С.

Все компоненты AVCL были хорошо изолированы с использованием силиконовой пены. Теплопроводность изоляции составила 0,2 Вт/м·К.

Было исследовано несколько хладагентов: R-12, R-22, R-125, R-134a и R143a. R-11 и R-22 были исключены из соображений защиты окружающей среды. Расчетные требуемые скорости потока при соответствующих условиях испытаний для R-125 и R-143a намного выше, чем для R-134a; поэтому в качестве рабочего тела был выбран R-134a.

На рис. 2 показана упрощенная модель AVCL. Двухфазная смесь (1) поступает в испаритель, где подводимое к испарителю тепло испаряет жидкую фазу смеси. Расширительный клапан регулирует поток через испаритель, так что пар в точке (2) перегревается на 5°C.

Рисунок 2: Упрощенная модель AVCL

Перегретый пар в точке (3) поступает в компрессор и сжимается до более высокого давления и температуры в точке (4). Пар высокого давления поступает в конденсатор в точке (5), охлаждается до насыщенной жидкости в точке (6) и далее переохлаждается до более низкой температуры в точке (7).Переохлажденная жидкость поступает на вход расширительного клапана (8) и подвергается снижению давления, что приводит к адиабатическому испарению части жидкого хладагента. Это снижает температуру жидкости (двухфазной смеси) до желаемого уровня.

В контуре было четыре критических положения: вход испарителя (1), выход испарителя (2), вход конденсатора (5) и вход расширительного клапана (8). Пока определены термодинамические свойства этих мест, механизм работы и производительность AVCL полностью определены.

Испарители

Подводимое к наружной стенке испарителя тепло увеличивает качество пара двухфазной смеси, поступающей в испаритель. В результате скорость и импульс потока увеличиваются по мере испарения жидкости. В общем процессе теплообмена в испарителе хладагента преобладают два режима. Первый режим — пузырьковое кипение от нагретой стенки, где коэффициент теплоотдачи сильно зависит от теплового потока. Второй режим – принудительное конвекционное испарение пленки жидкости, где коэффициент теплопередачи в основном зависит от массового расхода и качества пара.Ключом к успешной конструкции испарителя является обеспечение максимального контакта между жидкой фазой и нагретой стенкой и минимальное воздействие пара на контакт жидкости со стенкой.

Конструкция нашего испарителя включает фазовый сепаратор внутри испарителя, который разделяет жидкую и паровую фазы во время испарения. Испаритель изготавливается путем формирования фитиля на внутренней стенке круглой трубы и запрессовки скрученной ленты в трубу.

Когда двухфазная смесь хладагентов поступает в испаритель, скрученная лента вызывает тангенциальное движение, создавая центробежный вихрь (завихрение). Центробежная сила перемещает более тяжелую жидкую фазу к внутренней стенке трубки к капиллярному фитилю, где применяется тепло. Более легкая паровая фаза в основном течет в центральной области ядра. Как только жидкая фаза соприкасается со стенкой, она всасывается в поры фитиля и равномерно распределяется по всей поверхности подвода тепла. Пористый фитиль также обеспечивает увеличенную поверхность теплопередачи для лучшего распределения тепла и снижения теплового сопротивления испарителя.

В рамках данного исследования были изготовлены и испытаны пять испарителей (см. Таблицу 1).Испарители представляли собой круглые трубы длиной 7 дюймов (17,8 см) и диаметром 0,75 дюйма (1,9 см). Общая площадь нагреваемого испарителя составила 106 см 2 .

Испаритель 1 (Е1)

был изготовлен из гладкой круглой трубы и использовался в качестве базовой линии. Испаритель Е2 представлял собой круглый трубчатый испаритель с витой лентой (рис. 3). E3 был похож на E2, но имел витую ленту с большим количеством витков (меньший шаг). E4 представлял собой испаритель с круглой трубкой с фитилем, а E5 был испарителем с круглой трубкой как с фитилем, так и со скрученной лентой.

Рисунок 3: Испаритель E2, конструкция

Процедура испытаний

Первоначально AVCL был откачан, а в ресивер заправлен хладагент R134a. Он был рассчитан на основе конденсатора, ресивера и объема трубопровода, при котором требуется 3 фунта (1,4 кг) хладагента. После пуска компрессора на испаритель было подано несколько тепловых нагрузок. Испарители E1, E2, E4 и E5 были протестированы с компрессором Appion мощностью 200 Вт, а все пять испарителей были протестированы с компрессором Maneurop мощностью 400-600 Вт (3.8-5,7 Вт/см2). Стационарное состояние считалось, когда температура не изменялась более чем на 1°C в течение 15 минут. Постоянные температуры и давления использовались для расчета термического сопротивления испарителя и термодинамических состояний в различных местах контура. Все испарители были испытаны с рекуператором и без него. Трехходовой клапан после ресивера использовался для направления потока либо в рекуператор, либо непосредственно в расширительный клапан.

Результаты и обсуждения

После регистрации температур и давлений при различных устойчивых мощностных нагрузках температура поверхности испарителя T и была рассчитана как среднее значение четырех показаний температуры испарителя (от HZ1 до HZ4 на рис. 4). .Температуру пара, T v , рассчитывали как среднюю температуру между температурой пара на входе и температурой на выходе пара. Термическое сопротивление испарителя было рассчитано как:

Где Q в — мощность, подводимая к нагревателю, рассчитанная как произведение напряжения и тока. Потери тепла от нагревателя не учитывались, так как температура нагревателя во время испытаний была ниже или близка к температуре окружающей среды.

На рис. 4 показаны значения температуры и давления для испарителя E2, испытанного с рекуператором. Мы видим, что температура испарителя начала убегать при увеличении тепловой нагрузки с 600 Вт до 700 Вт. Максимальная тепловая нагрузка для этого испарителя Q max составляла 600 Вт.

Рисунок 4: (a) Температура и (b) давление для испарителя E2, испытанные с помощью рекуператора

Во время испытания расширительный клапан поддерживал постоянный перегрев пара на уровне 6°C между входом в испаритель и выходом из испарителя. При изменении тепловой нагрузки с одного уровня мощности на другой температура испарителя не испытывала переходных скачков температуры.По мере увеличения мощности разница между максимальной и минимальной температурой испарителя (зоны нагрева) увеличивалась с 5,8°С при 400 Вт до 10,1°С при 600 Вт.

Температура жидкости на входе расширительного клапана увеличилась с 38°С до 41°С, а температура конденсации увеличилась с 60°С до 62°С при изменении мощности с 400-600Вт. Это означает, что конденсатор и рекуператор переохладили жидкость на 21°C.

Диаграмма давления (рис. 4 б) показывает, что самое высокое давление в контуре было на выходе из компрессора (точка (4) на рис. 2) и что давление снижалось по контуру до самого низкого давления на входе в компрессор (точка ( 3) на рисунке 2).Среднее падение давления на стороне высокого давления составило 4 фунта на квадратный дюйм или 27,6 кПа (в пределах точности измерения), а среднее падение давления на стороне низкого давления составило 3,5 фунта на квадратный дюйм (24,1 кПа). Большая часть падения давления приходится на фильтр/осушитель и маслоотделитель.

В таблице 2 приведены результаты испытаний четырех испарителей, протестированных с компрессором Appion. Установлено, что температура испарения (температура двухфазной смеси) в среднем на 3°С ниже при использовании рекуператора.

Поскольку и температура, и давление измерялись до и после расширительного клапана, качество пара на входе в испаритель было получено как

.

Где, h e,inlet – энтальпия двухфазной смеси на входе в испаритель, h l энтальпия жидкости при температуре насыщения двухфазной смеси и h v энтальпия пара при температуре насыщения двухфазной смеси. Все энтальпии были получены из NIST [16]. Поскольку расширительный клапан был хорошо изолирован, предполагалось, что расширение через расширительный клапан было изэнтальпийным (постоянная энтальпия) процессом.

При использовании рекуператора качество пара снизилось в среднем на 4%. Сравнивая тепловые сопротивления различных типов испарителей, мы видим, что тепловое сопротивление испарителя Е5 составляет одну треть от теплового сопротивления базового испарителя Е1.

Все пять испарителей были протестированы с компрессором Maneurop.Результаты испытаний приведены в таблице 3.

Мы видим, что E1, E2 и E3 достигли Q max при 600 Вт при использовании рекуператора и при 500 Вт без использования рекуператора. Также переохлаждение жидкости рекуператором снизило качество пара в среднем на 13%. Считается, что при более низком качестве пара большее количество жидкой фазы находится в контакте с нагретой стенкой, что приводит к более высокому значению Q max . Температура испарения была в среднем на 2°С ниже при использовании рекуператора.Как и в испытаниях с компрессором Appion, тепловое сопротивление испарителя E5 по-прежнему составляет одну треть от теплового сопротивления базового испарителя E1. Это указывает на то, что фитиль и скрученная лента улучшили распределение жидкости в испарителе и привели к снижению термического сопротивления испарителя.

Известно, что маслоотделитель не обеспечивает 100% эффективность отделения масла от хладагента, и ожидается, что небольшое количество масла попадет в фитиль испарителя.Масло не оказало пагубного влияния на работу испарителей с фитилями.

Интересно, что испарители с фитилем (E4 и E5) достигли Q max при меньшей тепловой нагрузке, чем другие испарители. Было обнаружено, что причиной этого является контроллер расширительного клапана, который постоянно открывает и закрывает расширительный клапан таким образом, чтобы поддерживать перегретый пар на выходе из испарителя. Когда контроллер расширительного клапана считывает перегрев ниже заданного перегрева, он начинает закрывать клапан.Это приводит к тому, что фитиль начинает истощать жидкость и, следовательно, начинает высыхать. Сухому фитилю очень трудно повторно смачиваться, если тепловая нагрузка на фитиль не снижена. Также возможно, что время между двумя последовательными открытиями клапана слишком мало для повторного смачивания фитиля.

Для проверки этой гипотезы положение расширительного клапана устанавливали постоянным в зависимости от тепловой нагрузки и пускали двухфазную смесь из испарителя. Для этого испытания использовали испаритель Е5.Таблица 4 показывает, что за счет увеличения расхода хладагента и снижения качества пара на входе в испаритель тепловое сопротивление испарителя можно еще больше снизить. Кроме того, Qmax был увеличен с 500 Вт до 800 Вт. Мы видим, что при достаточном количестве жидкости в фитиле можно уменьшить тепловое сопротивление испарителя и увеличить максимальную тепловую нагрузку.

В последней колонке таблицы 4 показан подъем температуры, ΔT подъем , определенный как разница между температурой конденсации и температурой испарения.На рис. 5 показан подъем температуры для испарителя E5, протестированного с рекуператором и двумя разными компрессорами.

Рисунок 5: Температурный подъем для E5, испытанный с рекуператором и двумя разными компрессорами

Повышение температуры для 200 Вт с компрессором Appion составило 30°C, а для 400 Вт с компрессором Maneurop — 71°C. Температурный подъем компрессора Maneurop может быть дополнительно увеличен за счет увеличения температуры стока.

Коэффициент полезного действия, COP, был определен как:

где Q в мощность, подаваемая на испаритель и Вт компрессор , электрическая работа, потребляемая компрессором.Так как компрессор Maneurop был приобретен для полномасштабной АВК с тепловой нагрузкой выше 3кВт, КПД для испытаний, представленных в данной работе, составил всего 0,1-0,2. КПД компрессора Maneurop MTZ064-3 при температуре кипения -10°С и температуре конденсации 60°С составляет 1,32 [17]. Тепловая нагрузка в этих условиях составляет 4,2 кВт. КПД для испытаний с компрессором Appion составил 0,5-0,6.

Будущая работа будет сосредоточена на улучшении контроля перегрева расширительного клапана и снижении качества пара на входе в испаритель.Кроме того, COP будет увеличен путем тестирования испарителей вблизи оптимальной точки производительности компрессора.

Заключительные замечания

Небольшой усовершенствованный контур сжатия пара (AVCL) был построен и использовался для испытаний четырех различных типов испарителей: испарителя с круглой трубой, испарителя с круглой трубой с витой лентой, испарителя с круглой трубой с фитилем и круглой трубы. испаритель с фитилем и витой лентой. Испарители были испытаны с двумя разными компрессорами и с рекуператором или без него.

Испаритель с фитилем и витой лентой смог отвести тепло на одну треть теплового сопротивления испарителя с круглой трубой. Ухудшения производительности испарителей из-за присутствия компрессорной смазки в контуре не наблюдалось. Установлено, что испарители без фитиля достигают более высокого максимального теплового потока, чем испарители с фитилем. Было обнаружено, что причиной этого был контроль перегрева расширительного клапана, из-за которого фитиль частично высыхал.Гипотеза частично подтвердилась, если расширительный клапан поддерживали в постоянном положении, чтобы двухфазная смесь могла выходить из испарителя. Результаты показали, что критический тепловой поток увеличился с 5,6 до 7,6 Вт/см 2 , а тепловое сопротивление уменьшилось с 0,017°C/Вт до 0,006°C/Вт при увеличении потока хладагента и поддержании насыщения фитиля.

При использовании компрессора мощностью 0,5 л.с. и тепловой нагрузки 200 Вт было достигнуто повышение температуры на 30°C, а при использовании компрессора мощностью 5,3 л.с. и тепловой нагрузки 400 Вт было достигнуто повышение температуры на 71°C.Компрессоры не были оптимизированы для небольших испытаний AVCL, в результате чего коэффициент полезного действия (COP) составил всего 0,1–0,6. Будущая работа будет направлена ​​на контроль качества пара и увеличение КПД за счет работы компрессора в оптимальной рабочей точке.

Благодарности

Работа выполнена в рамках программы NASA SBIR Phase II (номер контракта: NNC08CA28C). Техническим наблюдателем программы был г-н Эрик Сунада. Вклад сотрудников ACT г-на Эндрю Радески и г-наДжефф Райхл высоко ценится.

Ссылки

  1. Суонсон Т., Радермахер Р., Костелло Ф., Мур Дж. и Менгерс Д., 1990 г., «Низкотемпературный термоконтроль для лунной базы», ​​20-я Межобщественная конференция по экологическим системам, 9–12 июля 1990 г. , Вильямбург, Вирджиния.
  2. Эверт М., 1993 г., «Исследование вариантов системы теплового контроля лунной базы», ​​23-я Международная конференция по экологическим системам, 12–15 июля 1993 г., Колорадо-Спрингс, Колорадо.
  3. Никанпур Д.и Де-Паролис Л., 1996 г., «Космические тепловые насосы для теплового контроля лунного посадочного модуля/марсохода», 26-я Международная конференция по экологическим системам, 8–11 июля 1996 г., Монтери, Калифорния.
  4. Айдоун З., Никанпур Д. и Де-Паролис Л., 1996 г., «Парокомпрессионный тепловой насос для терморегулирования лунного посадочного модуля/марсохода», 26-я Международная конференция по экологическим системам, 8–11 июля 1996 г., Монтерей, Калифорния.
  5. Мортон Р.Д., Бержерон Д., Херлберт К.М., Эверт М. и Корнуэлл Дж., 1998 г., «Проверка концепции теплового насоса большой подъемной силы для лунной базы» SAE Paper No. 9816.
  6. Саймонсон, М.Дж., ДеБарро, Дж.Т., 1988 г., «Концептуальный проект системы терморегулирования лунной базы», ​​Симпозиум по лунным базам и космической деятельности в 21 веке, Хьюстон, Техас, апрель 1988 г.
  7. Шридхар К.Р. и Горрманн М., 1996, «Система терморегулирования для охлаждения лунной базы», ​​Журнал теплофизики и теплопередачи, 10 (3), стр. 490-496.
  8. Хэнфорд, А.Дж., и Эверт, М.К., 1996, «Исследование архитектуры усовершенствованных систем активного терморегулирования», NASA TM-104822.
  9. Ламберт, Массачусетс, и Джонс, Б.Дж., 2007, «Сравнение тепловых насосов для постоянной лунной базы», ​​Журнал теплофизики и теплопередачи, 21 (1), стр. 209-218.
  10. Агостини, Б., Вател, Б., Бонтемпс, А., и Тонон, Б., 2003, «Теплообмен при кипении в мини-каналах: влияние гидравлического диаметра», Proc. 21-й IIR Международный конгресс по холодильной технике.
  11. Агостини, Б., Бонтемпс, А., 2005 г., «Вскипание хладагента R134a в вертикальном потоке в небольших каналах», Международный журнал потоков тепла и жидкости, 26, стр.296-306.
  12. Qu, W., Mudawar, I., 2003, «Измерение и прогнозирование перепада давления в двухфазных микроканальных теплоотводах», Int. J. Тепломассообмен 46, стр. 2737–2753.
  13. Ли, Дж., Мудавар, И., 2005 г., «Двухфазный поток в микроканальном радиаторе с высоким тепловым потоком для систем охлаждения: Часть I. Характеристики перепада давления», Int. J. Тепломассообмен, 48, стр. 928-940.
  14. Ли, Дж., Мудавар, И., 2005, «Двухфазный поток в микроканальном радиаторе с высоким тепловым потоком для холодильных систем охлаждения: Часть II — Характеристики теплопередачи, Int.J. Тепломассообмен, 48, стр. 941-955.
  15. Ли, Дж., Мудавар, И., 2008, «Характеристики потока жидкости и теплопередачи низкотемпературных двухфазных микроканальных радиаторов. Часть 1: экспериментальные методы и результаты визуализации потока», Int. J. Тепломассообмен 51, стр. 4315-4326
  16. Теплофизические свойства жидкостей, NIST, http://webbook.nist.gov/chemistry/fluid/
  17. Поршневые компрессоры Maneurop, технический паспорт, http://doc.3c-e.com/danfoss/odsg/pdf/FRCC-UD-0

    -022415.пдф

Новый исследовательский центр GE применяет науку для добычи нефти и газа

Нефтяные и газовые операторы пережили два года избытка нефти, который не собирается уменьшаться. Фактически, на прошлой неделе Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК) впервые с 2014 года согласилась сократить добычу, чтобы остановить поток дешевой нефти.
Замедление производства — самый очевидный способ повысить прибыль на слабом рынке. Но исследователи GE вместе с подразделением компании Oil & Gas, которое продает оборудование энергетическим компаниям по всему миру, делают ставку на науку.«Сегодня производители нефти и газа ищут немедленные решения, чтобы работать на жестком рынке дешевой нефти», — сказал Лоренцо Симонелли, президент и главный исполнительный директор GE Oil & Gas. По его словам, глобальные исследования GE позволяют не только помочь клиентам преодолеть этот сложный период, но и стать более эффективными в будущем.

Симонелли говорил из Оклахома-Сити, где GE только что открыла свой новый Центр нефти и технологий. Объект является частью глобальной исследовательской сети GE, которая уже включает 10 центров, простирающихся от Рио-де-Жанейро до Шанхая, и будет служить центральным каналом для внедрения новых технологий в отрасль.

Вик Абате, главный технический директор GE и глава GE Global Research, говорит, что центр будет использовать опыт других подразделений GE для ускорения внедрения инноваций. Возьмем специальные термобарьерные покрытия, которые GE изначально разработала для реактивных двигателей. Их можно использовать для создания более прочных деталей для специальных насосов, которые работают глубоко внутри нефтяных скважин, что позволяет им работать в более суровых условиях и повышать производительность. GE называет это перекрестное опыление технологий хранилищем GE. «Мы можем использовать магазин, чтобы растянуть каждый доллар, который мы тратим на исследования, чтобы получить максимальную отдачу от технологии, которую мы создаем», — сказал Абате.

Вверху и вверху: новый GE Oil & Technology Center является частью глобальной исследовательской сети компании, которая уже включает 10 центров, простирающихся от Рио-де-Жанейро до Шанхая. Он будет служить центральным каналом для доставки новых технологий в отрасль. Изображение предоставлено: GE Oil & Gas

На объекте есть две подземные испытательные скважины — одна глубиной более 400 футов, а другая глубиной 60 футов — для испытаний таких технологий, как новые насосы с покрытиями для реактивных двигателей.В центре также есть «петля потока», где инженеры могут моделировать условия добычи нефти и газа и проверять, как новые детали могут справиться с ними. В этом месте также есть машины для 3D-печати, которые могут быстро печатать новые конструкции деталей, чтобы ускорить прототипирование и тестирование.

Команды Абате и Симонелли также используют программное обеспечение для подключения энергетических объектов к Predix, облачной операционной системе GE для промышленного Интернета, а также для сбора и анализа данных, чтобы сделать их более эффективными. Например, одна группа инженеров разрабатывает дроны, которые могут проверять буровые установки и трубопроводы, расположенные за сотни миль.

Сегодня выездные инженеры проводят проверки вручную, выезжая на объект и используя камеру для захвата изображения, например, для оценки выбросов. Им нужно вернуться в офис, чтобы задокументировать выводы. Процесс может занять часы, если не дни. Прототип дрона GE работает по-другому. Он может одновременно просматривать, анализировать и автоматически генерировать отчет в полевых условиях с помощью интерфейсов прикладного программирования (API) Predix.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.

*