Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

И, несмотря на большую температуру второго пласта, поток из пласта Н1 и из пласта Н2 на устье имел бы одинаковую температуру.


Рис. 6.6. Распределение температуры по стволу нагнетательной скважины:

Тг - геотерма - естественное распределение температуры в неработающей скважине;

Тп - термограмма - распределение температуры в работающей скважине


Рис. 6.5. Распределение температуры по стволу скважины: Тг - геотерма; Тп - термограмма

Аналогично происходят изменения температур и при нагнетании воды в скважину (рнс. 6.6). Точка А соответствует температуре нейтрального слоя. Предположим, что закачиваемая вода также имеет эту температуру. Если бы скорость закачки была бесконечно большой, то вода достигла бы забоя без изменения температуры (пунктирная линия АС). Разница в температуре воды и окружающих горных пород с увеличением глубины будет расти и вода начнет нагреваться. На некоторой глубине (точка В) теплообменные процессы стабилизируются и термограмма потока Тп практически станет параллельной геотерме Тг. При увеличении расхода точка В на соответствующих кривых будет опускаться, а при очень большом расходе точка В может опуститься ниже пласта Н1, т. е. стабилизация теплообмена не наступит.

При закачке холодной воды (точка А1) вода начнет нагреваться интенсивнее, так как разница температуры воды и окружающих горных пород больше. Стабилизация теплообменных процессов наступит раньше и точка В1 переместится вверх (см. рис. 6.6).


Рис. 6.7. Распределение температуры в скважине с учетом

калориметрического эффекта Джоуля - Томсона

При закачке горячей воды (точка А2) сначала будет происходить передача теплоты от воды к окружающим горным породам. На некоторой глубине термограмма потока Тп пересечет геотерму Тг в точке М, называемой точкой инверсии. Ниже точки М будет происходить нагрев воды. Стабилизация теплообмена наступит на некоторой глубине в точке В2 ниже которой Тп будет параллельна геотерме Тг. Из этого следует, что возможен случай, когда геотерма и термограмма будут параллельны, начиная с самого устья (точка А3).

Выше предполагалось, что температура выходящей из пласта жидкости равна пластовой.

Это было бы верно для статических условий, когда пет движения жидкости по пласту. При фильтрации жидкости перепад давлений DР = Рк - Рс расходуется на преодоление сил трения, в результате чего температура вытекающей из пласта жидкости увеличивается по сравнению с геотермальной. При фильтрации газа в отличие от жидкости его температура падает вследствие сильного расширения. Установившееся изменение температуры пластовой жидкости DТ зависит от перепада давления. Эта зависимость, называемая эффектом Джоуля - Томсона, определяется (в первом приближении) формулой


, (6.39)

где знак минус означает, что падению давления соответствует повышение температуры; e - интегральный коэффициент Джоуля - Томсона, который в практическом диапазоне изменения давлений можно считать постоянным.

Для воды e = 0,24×10-6 °С/Па; для нефтей e = (0,41 - 0,61)×10-6 °С/Па, для газов e -(2,55 - 4,08)×10-6 °С/Па.

Это означает, что при депрессиях порядка 10 МПа нефть может иметь температуру на 4 - 6°С выше геотермальной. Таким образом, за счет эффекта Джоуля - Томсона геотерма при фильтрации жидкости должна сдвинуться вправо, в сторону увеличения температуры на величину DТж, а при движении газа - влево на величину DТг, так как произойдет снижение температуры, которое иногда может быть очень существенным (25 - 40°С).