3.2 Схема оборудования 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.}

^{Схема оборудования скважины для нагнетания пара представлена на рисунке 2. Нагнетательная скважина (см. рисунок 3) 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 прямопропорционально коэффициенту температуропроводности породы и времени нагнетания теплоносителя.}

^{При подаче высокотемпературного теплоносителя (водяного пара или горячей воды) в скважину теплота передается (рисунок 3):}

^{– 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 λок, λц, 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 2 – Схема оборудования скважины для нагнетания пара

^{d0 = 63 мм}

^{d1 = 71 мм}

^{d2 = 75 мм}

^{d3 = 194 мм}

^{d4 = 234 мм}

^{d5 = 284 мм}

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

Рисунок 3 – Схема участка нагнетательной скважины. Водяной пар

3.3 Изменение температуры теплоносителя на участке скважины (200-600)м

^{Температура пара в любом сечении скважины определяется по формуле:}

^{где τ0– температура нейтрального поля Земли, τ0 = 6°С (исходные данные);}

^{t1у– температура пара на устье нагнетательной скважины, t1у= 250˚C (исходные данные);}

^{Г – геотермический градиент, Г = 0,0137˚C/м (исходные данные);}

^{х – осевая координата сечения скважины, м (задаемся 100м ,200м, 300м, 400м, 500м в интервале 100 – 500м),(исходные данные);}

^{А – (kπd0) ∕(Gср), 1/м (расчетные данные);}

^{G – расход пара, кг∕с (исходные данные); G = 4,5 т/ч = 4,5·103/3600 = 1,25кг/с;}

^{k– коэффициент теплопередачи, Вт ∕(м2˚C) (расчетные данные);}

^{d0 – диаметр трубы НКТ, по которой осуществляется нагнетание пара, м}

^{d0 = 0,079м (исходные данные).}

^{Коэффициент теплопередачи рассчитывается по упрощенной формуле для нагнетательных скважин:}

^{где 1 – коэффициент теплоотдачи от пара к площади внутренней поверхности трубы НКТ, по которой осуществляется нагнетание, Вт/(мград);}

^{δi – толщина i-го слоя многослойной цилиндрической стенки нагнетательной скважины (исходные данные), м;}

^{δп – толщина разогретого слоя породы, м;}

^{где аn–коэффициент температуропроводности породы, м/с2;}

^{i и n – коэффициенты теплопроводности материала i-го слоя и слоя горной породы, Вт/(мС);}

^{dmi и dm.n – средние логарифмические значения диаметров i-го слоя и разогретого слоя породы, м;}

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.

^{а) определим среднее логарифмическое значение диаметров труб НКТ}

;

^{б) определим среднее логарифмическое значение диаметров для изоляции}

^;

^{в) определим среднее логарифмическое значение диаметра для кольцевого пространства}

; м;

^{г) определим среднее логарифмическое значение диаметра для обсадной колонны}

;

^{д) определим среднее логарифмическое значение диаметра для цементного камня}

;

^{е) определим среднее логарифмическое значение диаметра породы}

;

^{Свойства водяного пара в состоянии насыщения при средней температуре пара при tпара =180°С (таблица 3 приложения):}

^{Ср=2,709 кДж/(кгК) – изобарная теплоёмкость пара;}

^{λ=3,26810-2.Вт/(мград)– коэффициент теплопроводности пара;}

^{ν =2,9310-6 м2/с – кинематическая вязкость водяного пара;}

^{Prж =1,25– критерий Прандтля;}

Найдем число Рейнольдса:

Определим число Нуссельта:

При этом температура стенки трубы:

Число Прандтля при t_c=170^oC по таблице 3 приложения Pr_c=1,21.

Коэффициент теплоотдачи составит:

Определим коэффициент теплопередачи:

^{Для построения графика изменения температуры теплоносителя на участке нагнетательной скважины 100-500 выбираем сечение xi и определяем для каждого t невозмущённой породы и пара:}

^{х1 = 100 м τ1 = 6 + 0,0137  100 = 7,37°С}

^{х2 = 200 м τ2 = 6 + 0,0137  200 = 8,74°С}

^{х3 = 300 м τ3 = 6 + 0,0137  300 = 10,11°С}

^{х4 = 400 м τ4 = 6 + 0,0137  400 = 11,48°С}

^{х5 = 500 м τ5 = 6 + 0,0137  500 = 12,85°С}

^{Сведём полученные данные в таблицу}

хi, м	100	200	300	400	500
τi, °С	7,37	8,74	10,11	11,48	12,85
ti, °С	230,042	211,912	195,336	180,06	166,53

Таблица 1

^{где xi – осевая координата сечения скважины, м;}

^{τi – температура невозмущенной породы для каждого сечения, оС;}

^{ti – температура пара в сечении, оС}

^{По полученным расчётным данным построим график изменения температуры пара на участке нагнетательной скважины (200-600)м}

Рисунок 4 - График изменения температуры пара на участке нагнетательной скважины (100-500)м