Теоретические основы и порядок расчета. При расчете тепловых потерь в стволе скважинынужно знать, что при нагнетании высокотемпературных теплоносителей в нефтяной пласт наиболее напряженный тепловой

При расчете тепловых потерь в стволе скважинынужно знать, что при нагнетании высокотемпературных теплоносителей в нефтяной пласт наиболее напряженный тепловой режим характерен для нагнетательных скважин. Нагнетательная скважина (рис.5.1) 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:

– от однородного теплоносителя квнутренней поверхности трубы НКТ вынужденной конвекцией (характеризуется коэффициентом теплоотдачи α₁);

– 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, λ_n).

Температуры на границе многослойной конструкции можно определить по формуле:

(26)

где t – температура на границе рассматриваемых слоев, ˚С;

τ – температура невозмущенных пород в данном сечении скважины, ˚С;

t₁ –температура теплоносителя в рассматриваемом сечении, ˚С;

R_i –суммарное термическое сопротивление слоев скважины, находящихся в зоне теплового влияния, до точки, в которой определяется температура;

R_{i + n} – полное термическое сопротивление, определяемое всей зоной теплового влияния.

Температура пара t₁ в любом сечении скважины определяется по формуле:

(27)

где τ₀ – температура нейтрального поля Земли, (исходные данные);

t_1у – температура пара на устье нагнетательной скважины, ˚C (исходные данные);

Г – геотермический градиент, ˚C∕м (исходные данные);

х – осевая координата сечения скважины, м (исходные данные);

А – (k π d₀) ∕(G с_р), 1/м (расчетные данные);

k – коэффициент теплопередачи, Вт ∕(м²×˚C) (расчетные данные);

d₀ – диаметр трубы НКТ, по которой осуществляется нагнетание пара, м (исходные данные);

G – расход пара, кг∕с (исходные данные);

с_р – теплоемкость пара, (Дж)∕(кг×˚C) (по справочным данным в зависимости от средней температуры пара)

Коэффициент теплопередачи для данного случая рассчитывается по упрощенной формуле вида:

(28)

где d₀ – внутренний диаметр трубы НКТ, (исходные данные), м;

δ_i – толщина i-го слоя многослойной цилиндрической стенки нагнетательной скважины (исходные данные), м;

δ_n – толщина разогретого слоя породы, (расчетные данные), м;

(29)

где a_п – коэффициент температуропровод­ности породы, (исходные данные), м²/с,

Ζ – время закачки пара, (исходные данные), с;

λ_i и λ_n – коэффициенты теплопроводности материала i-го слоя и слоя горной породы, (исходные данные), Вт/(м×град);

d_m.i и d_m.n – средние логарифмические значения диаметров i-го слоя и разогретого слоя породы, (расчетные данные), м;

(30)

где α₁ – коэффициент теплоотдачи от пара к площади внутренней поверхности трубы НКТ, по которой осуществляется нагнетание, (расчетные данные) Вт/(м²·град).

Коэффициент теплоотдачи рассчитывается с помощью критериальных зависимостей для случая вынужденной конвекции. Определяющая температура теплоносителя – средняя температура пара (исходные данные). Физические параметры пара выбираются по справочным данным.