Курсовая работа: Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач

где Т о- естественная температура пород при z = 0 (кровля интервала притока);

Г - средний геотермический градиент для z > 0;

AT - температурная аномалия на глубине z = 0, т.е. разница

между температурой жидкости и пород; z - расстояние, м;

с - удельная теплоемкость жидкости, Дж/кг*К;

р - плотность жидкости, кг/м³ ;

Q - дебит жидкости, м³ /с;

г_о - радиус скважины, м;

а - коэффициент теплопередачи, Вт/м² «К

Значение а можно оценить по формуле

где А, - теплопроводность пород, Вт/м² »К; F_o - число Фурье,

а - температуропроводностьпород, м² /с; t - время работы скважины.

Из (2.4) видно, с удалением от пластов (z—>°°) термограмма становится параллельной геотерме

и она будет тем ближе к естественнойтемпературе пород, чем меньше дебит (т.е. В). При значительных Q этого участка термограммы в пределах скважины может и не быть.

Величина градиента температуры в стволе скважины согласно (2.3)

где Т_г =Т₀ - Fz - естественная температура пород на расстоянии z;

T(z) - температура в стволе скважины.

Видно, что градиент температуры уменьшается с уменьшением разности температур жидкости и пород и с увеличением параметра В.

При известном (рассчитанном по 2.5 или оцененном в других скважинах) значении коэффициента теплопередачи а зависимость 2.6 можно использовать для оценки дебита жидкости по термограмме.

Фильтрация жидкости и газов в пласте, прохождение сужений сопровождается падением давления (явление дросселирования). При этом температура флюида изменяется: жидкости разогреваются, газы охлаждаются. Величина установившегося изменения температуры AT зависит от коэффициента Джоуля - Томсона флюида е и депрессии на пласт АР:

(2.4)

Значение е для нефтей колеблется в пределах 0,04-^0,06 °С/ат, для воды примерно равняется 0,02 °С/ат, для газов он отрицателен и на порядок больше, чем для нефтей - е_г «- (0,3 - 0,5) °С/ат .

Таблица 2.1. Усредненные значения коэффициента Джоуля Томсона для различных жидкостей.

Жидкость	Температура, °С	е, °С/ат
Пресная вода	20	0.0216
40	0.0208
Минерализованная вода	20	0.0225
Нефть Арланская	20	0.0415
Нефть Федоровская	20	0.0377
Нефть Ромашкинского мест.	45	0.0398
Газ метан(при р =1.73 МПа)	21	-0.418
71	-0.279

Формула (2.7) справедлива по истечении времени, когда через постоянную воронку депрессии прошло несколько поровых объемов флюида.

При поступлении из пласта смеси различных жидкостей и газов суммарный температурный эффект AT_Z зависит от массовой доли различных компонентов

АТУ =

._ AT,c,G₁ +AT,c,G,+...ATc G

c₁ G₁ +c₂ G₂ +...+c_o G_o

(2.5)