Теоретические основы и порядок расчета
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 1);
– через стенку трубы НКТ теплопроводностью (характеризуется коэффициентом теплопроводности нкт);
– через изоляцию стенки трубы НКТ теплопроводностью (характеризуется коэффициентом теплопроводности из);
– через среду кольцевого пространства – теплопроводностью и конвекцией, если среда-жидкость или теплопроводностью, конвекцией и излучением, если среда – газ (характеризуется коэффициентом теплопроводности эф);
– через стенку обсадной колонны, цементную оболочку и горную породу – теплопроводностью (характеризуется коэффициентами теплопроводности ок, ц, n).
Температуры на границе многослойной конструкции можно определить по формуле:
(26)
где t – температура на границе рассматриваемых слоев, С;
– температура невозмущенных пород в данном сечении скважины, С;
t1 –температура теплоносителя в рассматриваемом сечении, С;
Ri –суммарное термическое сопротивление слоев скважины, находящихся в зоне теплового влияния, до точки, в которой определяется температура;
Ri + n – полное термическое сопротивление, определяемое всей зоной теплового влияния.
Температура пара t1 в любом сечении скважины определяется по формуле:
(27)
где 0 – температура нейтрального поля Земли, (исходные данные);
t1у – температура пара на устье нагнетательной скважины, C (исходные данные);
Г – геотермический градиент, Cм (исходные данные);
х – осевая координата сечения скважины, м (исходные данные);
А – (k d0) (G ср), 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, кгс (исходные данные);
ср – 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;
i – толщина i-го слоя многослойной цилиндрической стенки нагнетательной скважины (исходные данные), м;
n – толщина разогретого слоя породы, (расчетные данные), м;
(29)
где aп – коэффициент температуропроводности породы, (исходные данные), м2/с,
– время закачки пара, (исходные данные), с;
i и n – коэффициенты теплопроводности материала i-го слоя и слоя горной породы, (исходные данные), Вт/(м×град);
dm.i и dm.n – средние логарифмические значения диаметров i-го слоя и разогретого слоя породы, (расчетные данные), м;
(30)
где 1 – коэффициент теплоотдачи от пара к площади внутренней поверхности трубы НКТ, по которой осуществляется нагнетание, (расчетные данные) Вт/(м2град).
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.