книги / Теплопередача в скважинах

теплопередачи в скважине позволяет организовать нагнетание горя­ чей воды с наименьшими затратами энергии.

В отличие от нагнетания холодной воды процесс нагнетания горячей воды сопровождается большими потерями тепла в окружа­ ющие горные породы, обусловленными главным образом наличием значительного перепада температуры в радиальном направлении от оси скважины. Реальные температуры нагнетаемой воды таковы, что в процессе теплообмена начинают играть значительную ролы потери тепла излучением.

С учетом лучистого теплообмена дифференциальное уравнение для удельных теплопотерь можно записать в следующем виде [153, 199]:

dq = ,2я*кЕк ^ _ т ^ d z + 2ягхест(Т{ - Т \ )dZ, (VIII.2),

In 12-

Г1

где Хк — коэффициент теплопроводности вещества, заполняющего межтрубное пространство; £к — коэффициент, учитывающий кон­ векцию в межтрубном пространстве; если (Pr-Gr) >1000, то !*к = = 0,18 (Pr-Gr)0’25; ггг 2 — соответственно радиус колонны насосно­

пространства.

Так как температура колонны насосно-компрессорных труб незначительно отличается от температуры потока, то с определенной

Нетрудно убедиться в справедливости следующих соотношений:

где Хц — теплопроводность заколонного пространства; Т — темпе­ ратура нагнетаемой в скважину жидкости.

Решение (VIII.4), (VIII.5), (VIII.6) приводит к следующему диф­ ференциальному уравнению:

Y 6

где

Уравнение (VIII.7) предполагается решать для отдельных интер­ валов глубин, характеризующихся различными средними темпера­ турами, При этом среднюю температуру горных пород i-того интер­ вала можно найти из выражения

9, = *0+ Hui+Hi Г, (VIII.8)

где Н 19 Н 2У . . ,, Н { — координаты границ интервалов.

Если определяющим способом передачи тепла через межтрубное пространство является излучение, то целесообразно учесть влияние конвекции и теплопроводности путем увеличения степени черноты

где ес — приведенная степень черноты, учитывающая теплопередачу за счет теплопроводности и конвекции.

Из сопоставления выражений (VIII.2) и (VIII.9) получим

Решение уравнения (VIII.И) приводит к следующему выражению:

Типичная термограмма, характеризующая процесс нагнетания горячей жидкости (рис. 85), представляет собой кривую, обращен­ ную выпуклостью в сторону геотермы. Причем, наклон этой кривой тем больше, чем выше температура жидкости на устье, ниже темп закачки и выше уровень теплопотерь при движении от устья к забою.

Расчеты и результаты промысловых исследований показывают также, что температурные условия в скважине с течением времени

182

изменяются (обычно температура увеличивается) (рис. 86). Особенна это заметно в первый период нагнетания. С течением времени роль временного фактора уменьшается.

При нагнетании горячих агентов особое внимание уделяют меро­ приятиям, способствующим уменьшению потерь тепла потоком. Для этого межтрубное пространство заполняют осушенным возду­ хом, а колонну насосно-компрессорных труб покрывают алюмини­ евой белой краской. Эти мероприятия позволяют снизить теплопотери в несколько раз и значительно повысить эффективность термообработки пласта.

Снижение уровня теплопотерь особенно важно при нагнетании в пласт высокотемпературных теплоносителей* таких, как водяной пар, воздух и газ.

§ 3. НАГНЕТАНИЕ ВОДЯНОГО ПАРА

Другим эффективным теплоносителем, обеспечивающим высокую скорость распространения горячей зоны в пласте относительно скорости фильтрации воды в данных условиях, является водяной пар при высоком давлении. Исследования показали, что водяной пар при температуре около 100° С обеспечивает почти полное вытеснение нефти из пласта, хотя и уступает воде как теплоноситель.

Пар, как тепловой агент, обладает следующими отличительными свойствами:

а) высокой энтальпией; б) высоким коэффициентом сжимаемости;

в) хорошими вытесняющими свойствами (вытеснение нефти из пористой среды достигает 95—98%).

183

В практике термоинтенсификации отдачи нефтяного пласта изве­ стны три основных варианта паротеплового воздействия на пласт: циклический, циркуляционный и площадной [15].

При циклическом варианте пар нагнетают в пласт по насоснокомпревсорным трубам в течение 20—40 сут, затем процесс нагнета­ ния пара прекращают и через 2—3 сут после остановки начинают отбор пластового флюида. После падения дебита нефти цикл повто­ ряют. 4

При циркуляционном варианте пар нагнетают по кольцевому пространству к забою скважины с применением специального пакера, который позволяет одновременно откачивать из пласта флюид по колонне насосно-компрессорных труб. Этот вариант применяют для обработки однородных пластов большой мощности. Циркуляционный вариант отличается высоким уровнем теплопотерь при движении пара в скважине.

При площадном варианте пар закачивают в нагнетательную скважину, а вытесняемая при этом из пласта нефть добывается из соседних эксплуатационных скважин. Реализация площадного ва­ рианта требует больших затрат тепловой энергии.

Ввиду того, что паронагнетательная скважина как теплообменник принципиально не отличается от водонагнетательной скважины, не будем останавливаться на теории теплопередачи, а лишь рас­ смотрим общую схему расчета тепловых потерь при движении пара от котла до обрабатываемого пласта.

При использовании пара для тепловой обработки пластов неиз­ бежны потери тепла, которые включают в себя потери в парогенера­ торной установке, в поверхностных паропроводах и в стволе сква­ жины. Эффективность паротеплового воздействия на пласт зависит

20%. Основная доля этих потерь приходится на унос с продуктами сгорания топлива.

Для определения потерь тепла 1 м паропроводов обычно исполь­

и окружающего воздуха; Хиэ — коэффициент теплопроводности мате­ риала изоляции; Dj Оцэ — соответственно диаметр трубопровода и диаметр изоляции; а'2 — коэффициент теплоотдачи от поверхности изоляции к окружающему воздуху (приближенно можно принять <х2 = 8—10 ккал/м2-ч-градус).

Полную потерю тепла при движении по паропроводу определяют из равенства

A Q = l , l + i , i 5 q ( l + 2 . l 3KB),

где l — длина паропроводов; /экп — длина паропровода, эквива­ лентная по тепловым потерям фланцу или другим элементам арма­ туры паропровода.

Таким образом, при движении от парогенератора к устью сква­ жины температура пара понижается на величину

Тепловые потери в паропроводах достигают 5—7% от общего количества транспортируемого тепла. Поэтому вопросу теплоизоля­

теплопроводности межтрубного пространства (ЯЭф), который учиты­

вещества, заполняющего межтрубное пространство (например, воз-

Коэффициент теплового излучения можно определить с помощью приведенных ранее зависимостей.

185

Несмотря на то, что тепловые потери в стволе скважины при движении пара значительно больше, чем при движении горячей воды (рис. 87), бесспорным преимуществом пара как теплоносителя яв­ ляется его способность сохранять за счет скрытой теплоты конден­ сации практически неизменной свою температуру на пути от устья к забою *(рис. 88).

На рис. 89 приведена типичная термограмма, зарегистрированная в паронагнетательной скв. 87 месторождения Зыбза Краснодарского края. Как видно из приведенно­ го графика, несмотря на высокий уровень теплопотерь (перепад тем­ пературы между скважиной и мас­ сивом горных пород достигает 100—150° С), заметное изменение температуры наблюдается только

взоне поглощающего пласта

н результате резкого увеличения теплопотерь в кровлю и подошву пласта по сравнению с потерями в приствольный массив горных пород.

§ 4. НАГНЕТАНИЕ ВОЗДУХА И ГОРЯЧЕГО ГАЗА

Воздух и горячий газ используют в качестве нагнетаемого в пласт теплоносителя сравнительно редко, так как эффективность таких агентов весьма низка по причине малой величины их теплоемкости.

На рис. 90 приведена диаграмма, характеризующая температур­ ные условия в скважине, использованной для нагнетания воздуха [216]. Измерения проведены в процессе нагнетания в течение О сут воздуха со скоростью 6,5 -106 м3/сут при температуре на устье 34—35° С. Температуру измеряли внутри колонны лифтовых труб,

.закрытых снизу, а воздух нагнетали по межтрубному пространству.

•186

Г Л А В А I X

ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГЕТЕРОГЕННЫХ ВЕЩЕСТВ

Расчетные методы оценки температурных полей и интенсивности теплообмена в системе «скважина — массив горных пород» требуют надежных сведений о теплофизических свойствах таких гетерогенных веществ, как горные породы, буровые и тампонирующие растворы, тампонажные камни, пластовые флюиды, а также различных тепло­ носителей, нагнетаемых по скважинам в пласты.

Несмотря на то, что некоторые из этих веществ достаточно хорошо изучены, большинство последних результатов исследований не систематизировано и не обобщено. Так, по глинистым растворам имеются лишь разрозненные сведения о тенлофизических свойствах суспензий глина — вода — утяжелитель, приготовленных в лабора­ торных условиях. Аналогично положение с цементным камнем.

Обобщение и систематизация необходимых для тепловых расчетов в скважинах теплофизических характеристик имеют вполне опре­ деленную практическую направленность.

§ 1. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ

Тенлофизические свойства горных пород зависят от многих факторов: температуры, давления, пористости, влажности, минера­

жинах, с увеличением температуры несколько уменьшается тепло­ проводность пород. Причем эта зависимость сглаживается с увели­ чением влажности пород, так как теплопроводность воды с повышением температуры увеличивается. Аналогичным образом зависит от температуры коэффициент температуропроводности.

Лабораторные определения теплопроводности кернового мате­ риала обычно проводят при комнатной температуре. Для введения температурных поправок можно пользоваться эмпирической фор­

где То — температура, при которой проведены лабораторные изме­ рения; Яо — коэффициент теплопроводности при температуре Т о; А — поправочный коэффициент: К = (1—5) *10“ 3.

188

Прямые измерения влияния температуры на теплопроводность показывают, что на каждые 10 градусов роста температуры тепло­ проводность уменьшается на 1—2%.

С увеличением давления за счет роста глубины залегания тепло­ физические свойства горных пород почти не изменяются. По данным измерений теплопроводности пород в камерах высокого давления установлено, что при увеличении давления до 1000 кгс/см2 тепло­ проводность базальта изменяется на 0,47%, известняка — на 0,1%, талька — на 1,57%. Считают, что коэффициенты давления равны:

объясняется неодинаковым распределением воды и воздуха, различ­ ным механизмом связи частиц с водой. Темп роста теплопроводности

сувлажнением зависит также от плотности исследуемого материала:

сувеличением плотности темп роста увеличивается.

Коэффициент теплопроводности воды в 3—4 раза выше, чем нефти, в 14 раз больше, чем природного газа, и в 25 раз выше, чем воздуха. При замещении норовой воды указанными флюидами теплопровод­ ность пород существенно понижается. Сухие породы, насыщенные воздухом, имеют наименьший коэффициент теплопроводности.

489

Слоистые породы имеют разные коэффициенты теплопроводности вдоль напластования и перпендикулярно к напластованию. Коэф­ фициент вдоль напластования выше, чем перпендикулярно к напла­ стованию. Эта разница может достигать 30—35%.

Зависимость теплопроводности от температуры, давления, влаж­ ности и других факторов указывает на необходимость при опре­ делении теплофизических свойств горных пород иметь характери­ стику их физического состояния и данные петрографического анализа.

В табл. 29 приведены результаты исследований теплофизических свойств горных пород некоторых литологически однородных интер­ валов разрезов скважин Ромашкинского нефтяного месторожде­ ния [48], а в табл. 30 — обобщенные результаты определений этих свойств для ряда осадочных, магматических и метаморфических горных пород, полученные в институте физики Земли АН СССР [1031, в Грозненском нефтяном институте [166], в Лениногорской лабора­ тории МИНХиГП [48].

Т а б л и ц а 29

Результаты исследований теплофизических свойств горных пород Ромашкинского нефтяного месторождения

Из сопоставления результатов этих исследований можно сделать вывод о том, что дифференциация теплофизических параметров