книги / Теплопередача в скважинах

где Сср — средняя теплоемкость тампонажного раствора; CL— те­ плоемкость i-того компонента; xt — весовая доля i-того компонента.

Теплоемкость цементного камня практически совпадает с тепло­ емкостью цементного раствора. - ■

Серия лабораторных измерений теплофизических свойств тампо­ нирующих растворов, твердевших в атмосферных условиях при температуре 75±3°С, была проведена в СКФ ВНИИгаза. Много­ кратному исследованию были подвергнуты образцы из Новорос­ сийского портландцемента для горячих скважин и его смесей с бен­ тонитовой глиной и кварцевым песком. Коэффициенты теплопро­ водности, температуропроводности ?и теплоемкость определяли параллельно.

Результаты исследований после обработки представлены в табл. 34, где приведены средние значения теплоемкости и тепло­ проводности тампонирующих материалов, а также пределы измене­ ния коэффициента температуропроводности в процессе схватывания и последующего твердения в течение 2—3 сут [150].

Исследованиями также установлено (рис. 100), что увеличение плотности цементного камня при уменьшении водоцементного отно­ шения неизменно сопровождается не только ростом коэффициентов тепло- и температуропроводности, но и снижением удельной

201

теплоемкости. Очевидно, что такая закономерность объясняется увели­ чением концентрации твердых частиц в исходном цементном растворе и уменьшением объема заполненных водой пор в сформировавшемся цементцом камне.

Изменение температуры твердения образцов с 25 до 100° С не влияет на теплоемкость, но приводит к некоторому пропорциональ­ ному увеличению тепло- и температуропроводности цементного

при неизменном В : Ц ука­ занные теплофизические величины монотонно возрастают. Следует отметить, что снижение температуры твердения цементно-песчаных образцов сопровождается некоторым уменьшением их тепло- и тем­ пературопроводности.

Глино-цементный камень имеет несколько пониженные характе­ ристики теплопереноса по сравнению с цементным камнем. Что касается удельной теплоемкости С, то ее изменение малозаметно в результате постоянного увеличения количества воды затворения при снижении цементно-глинистого соотношения.

Описанные результаты исследований могут быть использованы для расчета теплопередачи в стволе скважины, цементирование которой осуществлено портландцементом. Другие цементы (белитовые, шлаковые и т. д.) могут значительно отличаться по свойствам от портландцементев и поэтому требуют специальных исследований.

§ 4. ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ

В литературе имеются далеко не полные сведения о теплофизи­ ческих свойствах пластовых флюидов. Особенно недостаточно из-

202

и природные смеси газов (метанового ряда) и газоконденсатов. Известно, что по физическим свойствам пластовые нефти суще­

ственно отличаются друг от друга. Так, даже нефти одного нефте­ носного района (табл. 35) значительно отличаются по плотности и вязкости, имеют в своем составе различное количество таких ком­ понентов, как сера, смолы, парафин и соли. Поэтому и термические свойства (теплопроводность, теплоемкость и температуропроводность) у разных нефтей могут оказаться разными [154].

Т а б л и ц а 35

Физические свойства некоторых нефтей

от природы нефти и увеличивается с увеличением содержания в ней парафина.

203

Т а б л и ц а 36

Теплофизические свойства нефтей

Т а б л и ц а 37

Теплофизические свойства пластовой воды

204

Пластовая минерализованная вода (табл. 37) обладает более высокими теплофизическими показателями, чем нефть. Так, тепло­ проводность воды в 4—5 раз выше, чем теплопроводность нефти.

Водо-нефтяные эмульсии с различным процентным содержанием в них воды имеют средние значения теплопроводности 0,112— 0,217 Вт/м«градус. Имеющиеся сведения (табл. 38) позволяют счи­ тать, что с увеличением процентного содержания воды теплопровод­ ность эмульсии увеличивается.

Удельная теплоемкость и коэффициент температуропроводности пластовых жидкостей изменяются в следующих пределах: для воды

Природные углеводородные газы представляют собой смесь угле­ водородов метанового ряда, причем основным компонентом является метан СН4 (95 98)%.

С точки зрения зависимости теплопроводности метана от давления метан среди Н — алканов исследован наиболее подробно. Это объяс­ няется тем, что метан как основная часть природных газов пред­ ставляет наибольший практический интерес. Результаты исследова­ ний теплопроводности метана, приведенные в табл. 39, охватывают область давлений от 1 до 600 кгс/см2 и температур от —40 до +300° С. Погрешность рекомендуемых значений теплопроводности газообраз­ ного метана при относительно малых давлениях составляет 2%.

В условиях скважины наряду с теплопроводностью определенную роль в переносе тепла играет конвекция. Роль конвективной соста­ вляющей тепла можно учесть путем введения понятия эквивалентной теплопроводности среды

%экв = Е \,

205

водность вещества; Е — коэффициент конвекции, который может быть определен как функция критериев Прандтля и Грассгофа.

Т а б л и ц а 39

Теплопроводность газообразного метана

В табл. 40 приведены расчетные значения эквивалентной тепло­ проводности кольцевого пространства между колонной и лифтовыми трубами нефтяной скважины при разности температуры между ними 1°С [129]. Как видим, несмотря на то, что кольцевое про­ странство заполнено веществом с плохой теплопроводностью, кон­ векция приводит к существенному увеличению переноса тепла через кольцевое пространство. С увеличением вязкости среды эффективная теплопроводность снижается.

Т а б л и ц а 40

Эквивалентная теплопроводность кольцевого пространства]

§ 5. ТЕПЛОНОСИТЕЛИ

В последние годы большое количество экспериментальных данных чу теплофизических свойствах воды при повышенной температуре и давлении получено методом коаксиальных цилиндров. Водяной

206

с п и с о к

Л И Т Е Р А Т У Р Ы

№9, с. 15—16.

3.Авдонин Н. А., Буйкис А. Я., Орлов В. С. Исследование влияния за­

качки холодной и горячей воды на температурный режим месторождения Узень. М., «Недра» (Всесоюз. нефт.-газ. науч.-исслед. ин-т. Труды, вып. L), с. 105 с. ил.

4.Авдонин Н. А ., Буйкис А. А. Изменение температуры жидкости при ее движении по стволу скважины. — В кн.: Термические методы увеличения неф­ теотдачи и геотермология нефтяных месторождений. М., 1967. 185 с.

5.Аджалов 3. М. Исследование температурного режима в стволе эксплуа­ тационной скважины при движении высокопластичных жидкостей. — «Азерб.

7. Акопян Н. Р., Обабко Г. А., Проселков Ю. М. Промысловые исследова­ ния температуры глинистого раствора, циркулирующего в скважине. — «Труды

с.41—46.

11.Афанасьев А. А. Зависимость температуры циркулирующего потока от глубины бурящейся скважины. Тр. МИНХиГП, вып. 53. Технология и тех­ ника бурения скважин. «Недра», 1965. — «Труды Моек, ин-та нефт. и газа», 1965, вып. 53.203 с.

12.Афанасьев А. А. Исследование распределения температуры промывоч­ ной жидкости вдоль ствола бурящейся скважины. Там же. 203 с.

13.Ахмедова Ш. Г. Исследование теплопроводности осадочных пород в за’ висимости от нефтенасыщенности и температуры. Проблемы геотермии и исполь­ зования тепла Земли, т. И. Мм Изд-во АН СССР, 1961. 310 с.

14.Багиров М. А., Николаев Б. П. Остывание призабойной зоны скважины после прекращения ее нагрева. — «Нефтяное хозяйство^, 1969, № 11, с. 45—49.

15.Байбаков Н. К., Брагин В. А., Гарушев А. Р. Термоинтенсификация добычи нефти. М ., «Недра», 1971. 340 с.

16.Байдюк Б. В ., Яремийчук Р. С. Исследование влияния температуры на устойчивость стенок скважины при установившихся тепловых режимах. — «Нефтяное хозяйство», 1969, № 8 , с. 5—10.

17.Баранов А. В. Определение коэффициента теплопередачи в скважи­

нах. — «Нефтепромысловое дело», 1968, № 3, с. 15—18.

18.Барон Л. И., Вабликов В. С. Влияние температуры на сопротивля­ емость горных пород механическому разрушению. — В кн.: Физико-механиче­ ские свойства, давление и разрушение горных пород. Вып. 2. М., Изд-во АН

СССР, 1963. 390 с.

19.Баршай Г. С., Буяновский Н. И:, Гельфгат Я. А. Результаты испытаний

метода турбинного бурения без подъема труб. — «Нефтяное хозяйство», 1962»,

№6 , И , с. 15-20.

20.Басин Я. Н., Степанов А. Г., Тюкаев Ю. В. Определение затрубной циркуляции методом высокочувствительной термометрии. — «Нефтяное хозяй­ ство», 1969, № 10, с. 30—32.

2.Баскилович И. А., Кудряшов Б. Б., Степанов П. М. К возможности бу­

рения скважины вращательным способом с очисткой забоя охлажденным сжа­ тым воздухом на россыпных месторождениях золота. — «Труды Центр, науч.- исслед. ин-та геол.-развед. работ», 1967, вып. 69. 280 с .

22. Бедчер А. 3. Характеристика геотермического градиента на нефтяных месторождениях Кубани и применение термических исследований для решения нефтепромысловых задач. Проблемы геотермии и практического использования тепла Земли. Том I, М., Изд-во АН СССР, 1959. 420 с.

23.Белоконь Н. И., Термодинамика. М., Госэнергоиздат, 1954. 480 с.

24.Белоконь Н.И., Романов Б. А. , Шотиди К. X. Энергетические показа­ тели термического метода воздействия на нефтеносные пласты. — «Нефтяное

хозяйство», 1969, № 11, с. 40—45.

25. Беркович М. Я. Ликвидация поглощений в процессе бурения путем глубокого замораживания. — В кн.: Совершенствование техники и технологии бурения на нефть и газ. М., Гостоптехиздат, 1960. 286 с.

185с.

28.Берман Л. Д. Испарительное охлаждение циркуляционной воды. Л .,

Госэнергоиздат, 1949. 235 с.

29.Берштейн М. А., Чичеров Л. Г. Влияние закачки в скважину холодной

игорячей воды на герметичность затрубного пространства. — «Нефтяное хо_

зяйство», 1969, № 11, с. 33—36.

210