книги / Теплопередача в скважинах

Результаты исследования скв. 108 Шебелинского газового месторождения

					Понижение тем­	Среднее значение
	Время	Забойное	Депрессия	Забойная	пературы на	коэффициента
						Д ж оуля—Томсо­
	наблюде­	давление,	на пласт,	температура,	забое за счет
						на на забое сква­
	ния, с	К ГС/см2	кгс/см2	°С	дросселирования,	жины,
					°С	°С/кгс/см*
	0	186,0	0	45,0	0	0,09
	120	126,0	60	40,0	5,0
	240	111,0	75	37,0	8,0	0,11
	480	90,6	95,4	33,2	11,8	0,125
	900	73,5	112,5	29,8	15,2	0,135
	1800	62,5	123,5	25,7	19,3	0,156
	3600	53,0	133,0	21,7	23,3	0,175
	7200	41,5	144,5	20,0	25,0	0,173

Очевидно, что величина коэффициента Джоуля — Томсона, рас­ считанная по забойным условиям, изменяется во времени. Это свя­ зано с неупорядоченностью процесса теплообмена после пуска сква­ жины. С течением времени процесс стабилизируется и средняя вели­ чина коэффициента, рассчитанная по данным исследования скважины, сохраняется неизменной. Однако эта величина может существенно отличаться от истинного значения коэффициента за счет

распространения	воронки депрессии на	значительное	расстояние
в глубь пласта. Поэтому средняя величина е = ДГ/Др			позволяет
только судить о величине забойной динамической температуры
но не о свойствах добываемого газа.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений в колонне
лифтовых труб,	как правило, движется	двухфазовый	поток: газ

сконденсатом. В количественном отношении температурные условия

вгазоконденсатных скважинах занимают промежуточное положение между условиями нефтяных и газовых скважин и описываются зависимостями, аналогичными приведенным выше.

Особой чертой газоконденсатных скважин с точки зрения тепло­ передачи является конденсация в потоке газа паров жидких угле­ водородов. Часто условия максимальной конденсации имеют место непосредственно в лифтовых трубах. Это приводит к возникновению на глубине максимальной конденсации некоторого положительного скачка температуры (несколько градусов), искажающего расчетную термограмму. Учесть подобное явление теоретически трудно, а роль его не так существенна, поэтому влиянием конденсации на темпе­ ратурный режим скважины обычно пренебрегают.

§4. КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ

ВФОНТАННЫХ СКВАЖИНАХ

Определение температурных условий в фонтанных скважинах возможно только в том случае, когда достоверно известны коэффи­ циенты, характеризующие теплообмен между потоком и массивом

171

горных пород, а также теплофизические свойства добываемых пла­ стовых флюидов.

При практических расчетах большую роль играет величина коэффициента теплопередачи между потоком флюида и горными породами. Применительно к фонтанным скважинам известны следу­ ющие формулы, позволяющие оценить в конкретных условиях величину коэффициента теплопередачи:

J _ + - |	<	ri	r i+1
CLrQ ' 4т	A,i+1
i=l		1
K s

a

где a — коэффициент теплоотдачи от потока к стенкам фонтанных труб (или наоборот); %— коэффициент теплопроводности окружа­ ющей среды; а — коэффициент температуропроводности среды; г0 —

ккал	внутренний			радиус			фонтанных
м ч ° С	труб;	K L — коэффициент						теплопе­
	редачи,		отнесенный			к		единице
	длины трубы;				K s — коэффициент
	теплопередачи,				отнесенный к еди­
	нице поверхности фонтанных труб;
	т — длительность фонтанирования
	скважины.							проверка
	Экспериментальная
	справедливости				приведенных фор­
	мул	требует			идеализированных
	условий		проведения			опыта: одно­
	родности		и	однофазности потока,
	линейного распределения давления
	по длине		лифта, линейной							гео­
	термы и стационарности процесса.
	Этим	жестким			условиям				лучше
Рис. 77. График зависимости коэффи­	всего	удовлетворяют					скважины
циента теплопередачи от времени для	месторождений				термальных					вод,
скв. 45 Махачкалинского месторожде­	эксплуатация				которых			осущест­
ния термальных вод	вляется при			малых депрессиях на
Исследования, проведенные	пласт и низких скоростях течения.
	в скв.	45	Махачкалинского						место­

рождения термальных вод, показали (рис. 77), что коэффициент теплопередачи существенно изменяется в первые несколько часов после пуска скважины в эксплуатацию. Это связано с изменением соотношения сопротивлений теплоотдаче и теплопроводности. Если первое сохраняется практически неизменным, то второе постоянно возрастает в результате увеличения радиуса теплового влияния

172

скважины. Замедление темпа увеличения радиуса теплового влияния скважины приводит к сравнительной стабилизации коэффициента теплопередачи.

Для водяных и нефтяных скважин стабилизированный коэффи­ циент теплопередачи составляет K t = 5 -т- 50 ккал/м2 ч • градус. По данным промысловых исследований на Шебелинском месторожде­ нии величина коэффициента К $ для газовых скважин составляет 10—30 ккал/м2*ч-градус [76]. Однако следует помнить, что указан­ ные величины коэффициентов теплопередачи получены в конкрет­ ных условиях и являются сугубо ориентировочными.

Расчетный метод оценки коэффициента теплопередачи связан с определением коэффициента теплоотдачи от потока к колонне лифтовых труб в условиях вынужденного движения.

При аналитических расчетах учет непостоянства физических параметров в совокупности с учетом других влияющих факторов требует сложной и трудоемкой работы. Поэтому в настоящее время практические расчеты ведут с помощью эмпирических формул; отражающих результаты экспериментальных наблюдений.

Для случая постоянного теплового потока в массив горных пород при ламинарном течении флюида можно использовать формулу, предложенную энергетическим институтом им. Г. М. Кржижанов­ ского, позволяющую определять местные коэффициенты теплоотдачи в начальном термическом участке (в призабойной зоне сква­ жины) [58]

Здесь в качестве определяющей температуры принята средняя температура по сечению потока.

Для участка лифта, значительно удаленного от зоны перфорации, средние коэффициенты теплоотдачи при вязкостном ламинарном течении можно определить по формуле

Здесь средний коэффициент теплоотдачи отнесен к среднему логарифмическому температурному напору.

М. А. Михеев [125] обобщил большое количество эксперимен­ тальных данных различных исследователей и предложил для расчета среднего коэффициента теплоотдачи при турбулентном течении различных жидкостей в прямых гладких трубах уравнение

Nu - 0,021 ReSi8Pi*43 ( ^

) 0’25.

За определяющую температуру здесь принята средняя темпера­ тура жидкости.

173

Рис. 78. Средняя теплоотдача при ламинарном и пере­ ходном режимах течения жидкости в трубах

Рис. 79. Теплоотдача при турбулентном течении в коль­ цевых каналах:

1 — вода; 2 — воздух; 3 — трансформаторное масло

Для расчета местных коэффициентов теплоотдачи при турбулент­ ном течении газов в прямой гладкой трубе А. С. Сукомелом [58] была получена формула

Nu = 0,022Re°*8Pr0’43.

За определяющую здесь принята средняя в данном сечении тем­ пература газа.

Теплоотдача при движении жидкости и газа в трубах при пере­ ходном режиме (Re = 2 • 103 -г- 104) зависит от большого числа фак­ торов, трудно поддающихся учету.

На рис. 78 приведен график, позволяющий определить средний коэффициент теплоотдачи при ламинарном и переходном режимах течения жидкости. Из графика очевидно, что в переходной области теплоотдача резко возрастает с увеличением Re, пока не установится развитый турбулентный режим.

Средние коэффициенты теплоотдачи при турбулентном течении газов и жидкостей в каналах кольцевого сечения можно рассчитать с помощью графиков (рис. 79) или по формуле [58]

Nu = 0,017Re№5{« (-£ £ -)°'25 ( А ) 0*18.

Г Л А В А VIII

ТЕПЛОПЕРЕДАЧА

ВНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Впоследние годы широкое распространение получили методы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового

давления, а также термоинтенсификация добычи нефти. Осуществле­

ние указанных процессов связано с	необходимостью нагнетания
в пласты постоянно или периодически	воды, газа, воздуха, пара
и других агентов.

Нагнетаемый в пласт агент изменяет температурные условия пластового флюида и поэтому оказывает значительное влияние на физические и реологические его свойства. Так, при закачке холодной воды в нефтяной пласт наблюдается увеличение вязкости нефти, в результате чего эксплуатационная характеристика пласта ухуд­ шается. При закачке горячих агентов наблюдается разжижение нефти. Это явление положено в основу термического метода интен­ сификации добычи нефти.

Для осуществления термодинамических расчетов процессов, происходящих в пласте при нагнетании в него значительных коли­ честв подвижного агента, необходимо в первую очередь знать дина­ мику изменения температуры в стволе скважины и в призабойной зоне. Это особенно важно при нагнетании теплоносителей с высокими параметрами. Количество тепла, поступающего в пласт, регулируется в первую очередь теплопотерями в стволе скважины. Эти потери в основном и предопределяют техническую и экономическую выгод­ ность метода термоинтенсификации.

В условиях скважины изменение температуры нагнетаемого агента неизбежны. Знание условий теплообмена при нагнетании жидкости или газа позволяет решать задачи регулирования тепло­ передачи в скважине в зависимости от цели закачки.

Процессы нагнетания агентов в пласты с точки зрения тепло­ обмена в скважине имеют некоторые специфические особенности, связанные со свойствами этих агентов, поэтому последовательно рассмотрим теплообменные процессы при нагнетании холодной воды (при законтурном и внутриконтурном заводнении), при закачке горячей воды, пара и газа (воздуха) при термоинтенсификации добычи нефти.

176

§ 1. НАГНЕТАНИЕ ХОЛОДНОЙ ВОДЫ

Закачка холодной воды в пласты широко применяется при раз­ работке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давле­ ния. Для этой цели используют отфильтрованную воду рек, арте­

зианских колодцев или пласто­

вую воду,

полученную при де­

гидратации

нефти.

Физико­

химические

свойства

воды

ре­

гулируются

в

зависимости

от

свойств

пород, слагающих про­

дуктивные

горизонты. Контро­

лируемыми

являются:

содер­

жание

механических примесей

и остаточных

нефтепродуктов,

показатель pH.

Кондиционную воду собира­

ют в отдельную емкость и с по­

мощью центробежных или порш­

невых насосов по системе водо­

Рис. 80.

Температурные

профили в во­

водов нагнетают

в

скважину.

донагнетательных

скважинах

при

раз­

Давление

нагнетания

поддер­

личных

темпах закачки:

живается сравнительно высоким

7, 2 ,

3 ,

4

— соответственно

15, 48, 80,

(до

200 кгс/см2).

160 ма/сут

Длина водоводов и водорас­

нескольких

километров,

пределительной системы часто достигает

поэтому

температура

нагнетаемой в скважину

воды регулируется

автоматически

тепловым полем

поверхностного

слоя Земли.

Движение

нагнетаемой

воды

в

стволе

скважины

обычно

происходит

но

ко­

лонне

насосно-компрессор­

ных

труб,

опущенных

до

интервала перфорации,

хотя

в отдельных случаях

в

ка­

честве канала могут исполь­

зовать и кольцевое простран­

ство.

физиче­

Таким образом,

Рпс.

81.

Изменение

глубинной температу­

скую

модель

нагнетатель­

ной

скважины как

теплооб­

ры

в скважине

при нагнетании холодной

менной

системы

можно

уп­

воды

рощенно

представить

вер­

тикальным бесконечно длинным каналом круглого сечения, обмени­ вающимся теплом с окружающим массивом горных пород. Эта тепло­ обменная система аналогична фонтанной скважине и отличается от последней лишь направлением теплового потока. Поэтому теория теплообмена в фонтанной скважине справедлива и для нагнетатель-

12 Заказ 1249

177

ной скважины и процесс характеризуется зависимостями, приведен­ ными в предыдущей главе. Разница состоит в том, что начало коорди­

нат и постоянная температура движущегося агента									соответствует
Q,M2/cyn ■f			не забою		(как	это	было при рассмот­
			рении теплопередачи при фонтанирова­
«4
750			нии),	а устью. Забойная температура —
	41		величина		искомая		и	зависит от мно­
500			гих технологических					и	геологических
			факторов, главными				из которых явля­
			ются:	геотермическая				характеристика
			разреза,		интенсивность				нагнетания,
			условия		теплообмена			и	температура
ЬО	50	80 ЮО 120 t f С	нагнетаемой воды.
			При		низких	скоростях нагнетания
Рис. 82. Величина нсевдоста­			температурный профиль скважины бли­
ционарной температуры в при­			зок к геотерме (рис. 80). С увеличением
забойной зоне		скважины (глу­	скорости нагнетания динамический гра­
бина 3200 м) в зависимости от
объемов	закачиваемой воды		диент температуры по оси потока умень­
			шается, стремясь в пределе к нулю.
В первый период после начала				закачки		(1—3 сут) наблюдается

интенсивное изменение температуры по стволу скважины (рис. 81). В следующие несколько суток (5—6) теми изменения температуры уменьшается, и через 30—40 сут он становится едва заметным. Дли­

тельное

нагнетание

воды при­

водит к установлению

режима

10

К 18 22 26 30

J4 38

U2 Т,ЛС

теплообмена

между потоком и

2

массивом

горных пород,

близ-

кого

к

стационарному.

4

Результирующее распределе­

°

ние температуры

вдоль

ствола

нагнетательной скважины на- 8

ходится

в прямой зависимости

и

от объемов закачиваемой жид- 1200

кости.

Практически

заметное

охлаждение

забоя при

глубине

Л

скважины

3200

м

отмечается

00

при

длительной

закачке

во-

_

Термограммы

нагнетательных

г

в

-

превышающем

Рис.

83.

ды

объеме,

* скважин:

100 М3/сут

(рис. 82).

u

j

—скв 350j расход

172 м3/с; 2 — скв. 2629,

При

закачке

холодной ВОДЫ

расход Н50 м*/с; 3 —

СКВ. 9381, расход 30 м*/с;

возможны

два случая: 1) темпе-

гомГрасход1ем’ Sv” ? -

2с°квМ 9$в<?, расход

натура

воды ниже температу-

380

8 — геотерма скв. 394;

а, б, в —

г °

^

^

слоя

J

точки

инверсии

ры

«нейтрального»

Зем­

ли;

2)

температура

воды вы­

слоя

Земли.

В первом

случае

ше

температуры

«нейтрального»

по мере продвижения воды к забою скважины наблюдается ее повсеместный нагрев окружающими горными породами. Во втором случае движущаяся вода до определенной глубины охлаждается,

178

отдавая часть тепла более холодным горным породам. Ниже этой глубины процесс теплообмена протекает в обратном направлении. Точка пересечения геотермы с термограммой нагнетательной сква­ жины, соответствующая глубине, на которой температура в стволе остается постоянной в те­ чение всего периода нагне­ тания, называется точкой температурной инверсии.

Местоположение темпера­ турной инверсии можно определить из формулы, предложенной Э. Б. Чекалюком [191]:

	К	CBGQ
		2лК г0
*	4	1 + - щ		£	д 4
					(VIII.1)
где ho — глубина,					на ко­
торой наблюдается						темпе­
ратурная инверсия в сква­
жине, в м;			Go — весовой
расход воды в кгс/ч; Д71—
перепад температуры меж­
ду	закачиваемой				водой и
горными		породами вблизи
поверхности			Земли			в °С.
На рис.			83	приведена
серия термограмм					некото­
рых нагнетательных						сква­
жин Ромашкинского место­							Рнс. 84.	Распределение		температуры по ство­
рождения. Как видим, ре­							лу нагнетательной скв. 52 Озек-Суат (Ставро­
зультаты промысловых из­									польский край):
мерений			подтверждают				1 — динамическая температура при нагнетании; 2 —
							спустя несколько часов после остановки; з — 10 — спу­
приведенные			выше			рассу­	стя соответственно 1 ,2 , 3 ,4 , 5, 6, 9 и				25 сут после
ждения. Так, при больших							остановки;	11 — спустя		несколько месяцев после
							остановки; а — высокопроницаемый пропласток; б —
темпах закачки				(кривые 2,				менее	проницаемый пропласток
5) термограмма				почти па­			значительно		отличается от		геотермы.
раллельна оси				глубин и

При малых скоростях закачки (кривая S) термограмма мало отли­ чается от геотермы. В том случае, когда устьевая температура нагне­ таемой воды выше среднегодовой температуры почвы (кривая 4, 5, 6) отмечается точка инверсии, глубина положения которой зависит от устьевой температуры воды и скорости нагнетания. Возможен случай, когда температура закачиваемой воды выше пластовой

12'

179

(кривая 7). Тогда точка инверсии может отсутствовать и по всей длине ствола скважины будет наблюдаться повсеместное охлаждение воды в результате потерь тепла в массив окружающих горных пород.

Особый интерес представляет режим восстановления температуры в остановленной нагнетательной скважине. При длительном нагнетании*воды устанавливается псевдостационарный теплообмен между скважиной и горными породами. Строение температурного поля таково, что вдоль основной части ствола возмущение статической температуры отмечается на сравнительно небольшом расстоянии от стенки скважины, в то время как в зоне поглощения жидкости пластом радиус возмущения температуры определяется активным переносом массы воды в пористой среде и достигает огромных вели­ чин. В результате этого после прекращения нагнетания восстановле­ ние температуры в стволе выше интервала поглощения более интен­ сивное, чем в интервале поглощения.

Типичные кривые восстановления температуры в остановленной нагнетательной скважине (рис. 84) можно разделить по глубине на пять характерных интервалов.

I — от устья до точки температурной инверсии. В этом интервале после остановки скважины наблюдается повсеместное охлаждение скважины;

I I — интервал равномерного прогрева жидкости до уровня есте­ ственной температуры пород;

I I I — интервал замедленного восстановления температуры, кото­ рый характеризуется увеличенным радиусом теплового влияния, обусловленным совместным влиянием возмущенного поля скважины и пласта;

I V — интервал — зона активного поглощения воды и формирова­ ния радиального потока в пласте — характеризуется весьма мед­ ленным восстановлением естественной температуры, причем скорость восстановления температуры обратно пропорциональна приемистости пласта;

V — застойная зона скважины, в которой возмущение темпера­ турного поля обусловлено теплообменом через подошву эксплуата­ ционного горизонта и вертикальной естественной конвекцией в сква­ жине. В зависимости от длины этого участка восстановление температуры в нем происходит с различной степенью интенсивности.

Анализ процессов восстановления естественного температурного поля водонагнетательной скважины после ее остановки убеждает, что наличие аномалий пониженной температуры в интервале перфо­ рации может служить методом для отбивки поглощающих горизонтов и для сравнительной оценки эксплуатационной характеристики отдельных пропластков.

§ 2. НАГНЕТАНИЕ ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ

Нагнетание горячей воды осуществляется для повышения нефте­ отдачи пласта. Чем выше температура нагнетаемой воды, тем с боль­ шим эффектом может быть осуществлен этот процесс. Знание законов

180