Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 [ 104 ] 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Все известные решения (6.119) могут быть приведены к следующему виду (с точностью до постоянного числового коэффициента в последнем слагаемом правой части):

2cpq

1-ехр

тЮЮг) 2cpq

(6.120)

где Г в - температура на забое скважины (пластовая температура), °С;

(О - геотермический градиент, град/м; q - объемный расход жидкости, м7с; D - внутренний диаметр канала, м; К - коэффициент теплопередачи в скважине, Вт/мград. Умножим сомножитель перед скобками в третьем слагаемом и

показатель экспоненты в (6.120) на ~f-

t = L

. . 2cpq D

КтЮ h

1-ехр

2cpq D

(6.121)

Разложим показательную функцию в (6.121) в степенной ряд и, ограничиваясь тремя первыми членами разложения, получим:

2cpq D

КтЮ h 1 2cpq d 2

2cpq D

(6.122)

С учетом (6.122) выражение (6.121) после необходимых сокращений приводится к виду:

, , КтЮ h

Полученная зависимость, являясь решением уравнения тепдо-проводности, может использоваться для расчета распределения температуры по глубине добывающей скважины.

Геотермический градиент ю можно рассчитать по следующей формуле:

(0 = -

(6.124)

где t - соответственно пластовая температура и температура нейтрального слоя, °С;

кп ис - соответственно расстояние от поверхности земли до кровли продуктивного пласта и до нейтрального слоя, м.

Температура нейтрального слоя для некоторых нефтяных регионов следующая: Коми Республика - 4°С; Западная Сибирь - 5°С; Урало-Поволжье - 6°С; Белоруссия и Украина - 9°С; Краснодарский край, Чечня и Ингушетия - 13,5°С; Азербайджан, Казахстан и Средняя Азия - 16°С. Расстояние до нейтрального слоя от поверхности земли изменяется от 20 до 40 м и может быть принято, в среднем, равным 30 м.

Гидродинамическое и тепловое подобие потоков возможно при соблюдении критериев Рейнольдса Re, Прандтля Рг и Нуссельта Nu:

Re = --, (6.125)

Рг = 4 (6.126)

Nu = -. (6.127)

Взаимосвязь вышеприведенных критериев учитывается критерием Стантона St:

= R = (6-128)

где V) - скорость движения жидкости, м/с,

ц - вязкость жидкости. Пас. Подставляя (6.129) в (6.128), получим:

St = 7. (6.130)

Заменим часть второго слагаемого правой части выражения (6.123) соответствующим значением (6.130) и запишем:

i = W,-oVi-.st

1 St. (6.131)

заб заб

Данное выражение является уравнением распределения температуры по глубине скважины в безразмерном виде.

В полученных решениях (6.123) и (6.131) неизвестным остается коэффициент теплопередачи К. Этот коэффициент зависит от большого количества факторов, которые в практической деятельности не всегда могут быть известными. Несмотря на значительное количество, в основном, аналитических исследований, промысловые инженеры не имеют простых и достаточно точных рекомендаций по его определению. В то же время, как это видно из (6.131), обобщение температурных режимов работы добывающих скважин может бьггь выполнено с использованием критерия Стантона. Знание же температуры не только в любой точке скважины, но даже на устье при известной температуре на забое скважины сегодня представляет несомненный практический интерес.

6.7.3. ОБОБЩЕНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ДАННЫХ НА ОСНОВЕ РЕШЕНИЯ УРАВНЕНИЯ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ

К настоящему времени накоплено небольшое количество результатов экспериментального исследования теплового режима добывающих скважин для различных нефтяных месторождений и месторождений термальных вод: Туймазинское, Арланское, Шкаповс-кое, Серафимовское в Башкирии; Ромашкинское - в Татарии; Узень и Жетыбай - в Казахстане; Усинское и Пашнинское - в Республике Коми; Новодмитровское и Калужское - в Краснодарском крае; Котур-Тепе - в Туркмении; Южно-Сосновское и Березинс-кое - в Белоруссии; Усть-Балыкское, Трехозерное, Ватинское, Советское - в Западной Сибири; Махачкалинское месторождение термальных вод. Скважины эксплуатировались фонтанным и газлифтным способами, а также установками электрических центробежных насосов. Известными параметрами являются: способ эксплуатации, диаметр подъемника (скважины), дебит жидкости, обводненность продукции, температура и глубина ее замера, устьевая и пластовая (забойная) температура.