Расчет температуры на забое нагнетательной скважины при закачке в пласт горячей воды.

К тепловым методом увеличения нефтеотдачи относится закачка в пласт теплоносителя (горячей воды или пара). Засчет превышения температуры закачиваемого теплоносителя над пластовой температурой происходит передача тепла пластовым флюидам. Динамическая вязкость нефти снижается, увеличивается ее подвижность, глобулы нефти, «прилипшие» к поверхности поровых каналов, отрываются. Происходит тепловое расширение коллектора, нефти, воды, и что и ведет к увеличению нефтеотдачи.

Задача.

В нагнетательную скважину закачивается теплоноситель – горячая вода. Глубина скважины Η=1300м; геотермический градиент Г_т=0,01°С; диаметр скважины d_c=0,168м; расход закачиваемой в пласт воды q_в=500м³/сут; температура воды на устье Т_у=180 °С. Теплопроводность окружающих скважину пород λ_оп=2,33Вт/(м·К); температуропроводность пород χ_оп=8,55·10^-7 м²/с; плотность воды ρ_в=10³кг/м³; теплоемкость воды с_в=4,2кДж/(кг·К).

На некоторой глубине под землей имеется некоторый слой пород, называемый нейтральным, в котором температура не зависит от климатических условий на поверхности. Температура нейтрального слоя θ₀ = 10 °С. Требуется определить температуру Т_зна забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды[4] .

Решение.

Температуру воды на забое скважины определяем по формуле А. Ю. Намиота:

, (6.1)

где

;(6.2)

. (6.3)

При выводе формулы (6.1) предполагалось, что теплопроводность окружающих пород в направлении, перпендикулярном к оси скважины, равна реальной, а в направлении, параллельном ее оси,— нулю.

Подставив исходные данные, получим

Ответ.

Температура на забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды будет равна 146,7ºC.

Варианты задачи.

№	Η	Гт	dc	qв	Ту	λоп	χоп, 10-7	ρв	св	θ0
		0,03	0,168			2,33	8,55	103	4,2
		0,03	0,168			2,33	8,5	103	4,2
		0,03	0,168			2,33	8,45	103	4,2
		0,03	0,168			2,33	8,4	103	4,2
		0,03	0,168			2,33	8,35	103	4,2
		0,03	0,168			2,3	8,3	103	4,2
		0,025	0,168			2,3	8,25	103	4,2
		0,025	0,168			2,3	8,2	103	4,2
		0,025	0,168			2,3	8,15	103	4,2
		0,025	0,168			2,3	8,1	103	4,2
		0,025	0,110			2,22	8,05	103	4,2
		0,025	0,110			2,22		103	4,2
		0,02	0,110			2,22	7,95	103	4,2
		0,02	0,110			2,22	7,9	103	4,2
		0,02	0,110			2,22	7,85	103	4,2
		0,02	0,110			2,2	7,8	103	4,2
		0,02	0,110			2,2	7,75	103	4,2
		0,02	0,110			2,2	7,7	103	4,2
		0,015	0,110			2,2	7,65	103	4,2
		0,015	0,110			2,2	7,6	103	4,2
		0,015	0,124			2,12	7,55	103	4,2
		0,015	0,124			2,12	7,5	103	4,2
		0,015	0,124			2,12	7,45	103	4,2
		0,015	0,124			2,12	7,4	103	4,2
		0,01	0,124			2,12	7,35	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,3	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,25	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,2	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,15	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,1	103	4,2

Определение степени сухости пара на забое нагнетательной скважины.

При вытеснении нефти из пласта паром для определения площади прогрева необходимо знать степень сухости пара на забое нагнетательной скважины.

Задача.

С целью повышения нефтеотдачи пласта в нагнетательную скважину закачивается пар. Глубина скважины Η=250м; диаметр скважины d_c=0,143м; темп нагнетания пара q_п=500т/сут; степень сухости пара на устье Х_у=0,8; температура пара Т_п=250°С; средняя начальная температура в скважине Т_ср=15°С; скрытая теплота парообразования ξ_п=1750кДж/кг; теплопроводность окружающих скважину пород λ_оп=8,1Вт/(м·К); температуропроводность окружающих скважину пород χ_оп=2,89·10^-6 м²/с. Требуется определить степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после начала закачки [4] .

Решение.

Степень сухости пара на забое нагнетательных скважин можно вычислить, используя следующую зависимость:

, (7.1)

где

; (7.2)

; (7.3)

Х_з — степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через время t.

Тогда

;

.

Подставив в формулу (5.7) соответствующие значения, получим

.

Ответ.

Степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после начала закачки будет равна 0,747.

Варианты задачи.

№	Η	Ху	dc	qп	Тп	λоп	χоп, 10-6	Тср	ξп
1.		0,93	0,168			8,55	2,33
2.		0,93	0,168			8,5	2,33
3.		0,93	0,168			8,45	2,33
4.		0,93	0,168			8,4	2,33
5.		0,93	0,168			8,35	2,33
6.		0,93	0,168			8,3	2,3
7.		0,92	0,168			8,25	2,3
8.		0,92	0,168			8,2	2,3
9.		0,92	0,168			8,15	2,3
10.		0,92	0,168			8,1	2,3
11.		0,92	0,110			8,05	2,22
12.		0,92	0,110				2,22
13.		0,82	0,110			7,95	2,22
14.		0,82	0,110			7,9	2,22
15.		0,82	0,110			7,85	2,22
16.		0,82	0,110			7,8	2,2
17.		0,82	0,110			7,75	2,2
18.		0,82	0,110			7,7	2,2
19.		0,85	0,110			7,65	2,2
20.		0,85	0,110			7,6	2,2
21.		0,85	0,124			7,55	2,12
22.		0,85	0,124			7,5	2,12
23.		0,85	0,124			7,45	2,12
24.		0,85	0,124			7,4	2,12
25.		0,8	0,124			7,35	2,12
26.		0,8	0,124			7,3	2,1
27.		0,8	0,124			7,25	2,1
28.		0,8	0,124			7,2	2,1
29.		0,8	0,124			7,15	2,1
30.		0,8	0,124			7,1	2,1