Способ определения коэффициента теплоотдачи эксплуатационной скважины

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. За обсадной трубой скважины устанавливается термометрическое оборудование, фиксируется время запуска скважины в работу, измеряется дебит, давление и температура на устье скважины и температура за обсадной трубой, время измерения всех указанных параметров и рассчитывается коэффициент теплоотдачи. Время измерения этих параметров устанавливается равным времени минимального изменения температуры в предыдущем и последующем замерах. Расчет коэффициента теплоотдачи скважины производится путем многократного решения методом конечных разностей нестационарного уравнения теплопроводности в неоднородной среде при наличии в ней подвижной фазовой границы с пошаговой коррекцией граничных условий со стороны скважины методом последовательных приближений. Способ позволяет минимизировать экологический ущерб за счет сокращения времени отжига скважины в атмосферу при проведении экспериментальных работ. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности.

Известен способ определения теплоотдачи эксплуатационной скважины, включающий установку за обсадной трубой термометрического оборудования, фиксацию времени запуска скважины в работу, длительный отжиг скважины, фиксацию дебита скважины, температуры и давления на устье и температуры за обсадной трубой и фиксацию времени замера указанных параметров, а также расчет коэффициента теплоотдачи [1].

Недостатком указанного способа является значительный экологический ущерб от выбросов продуктов сгорания в атмосферу за счет длительного отжига скважины.

Цель изобретения - минимизация экологического ущерба за счет сокращения времени отжига скважины в атмосферу при проведении экспериментальных работ.

Суть изобретения заключается в следующем.

За обсадной трубой скважины устанавливается термометрическое оборудование, фиксируется время запуска скважины в работу, измеряется дебит, давление, фиксируется время запуска скважины в работу, измеряется дебит, давление и температура на устье скважины и температура за обсадной трубой, фиксируется время измерения дебита, давления и температуры на устье и температуры за обсадной трубой, и рассчитывается коэффициент теплоотдачи, при этом время измерения этих параметров устанавливается равным времени минимального изменения температуры в предыдущем и последующем замере и производится расчет коэффициента теплоотдачи скважины путем многократного решения методом конечных разностей нестационарного уравнения теплопроводности в неоднородной среде при наличии в ней подвижной фазовой границы с пошаговой коррекцией граничных условий со стороны скважины методом последовательных приближений. На начальном этапе расчета задается одинаковый для каждой экспериментальной точки коэффициент теплоотдачи и для него производится расчет теплового поля до момента достижения температуры, зафиксированной на начальный момент проведения эксперимента в первом расчетном блоке за пределами скважины, соответствующем местоположению точки измерения, затем производится расчет теплового поля на период проведения эксперимента и сравнивается расчетная температура в блоке, соответствующем местоположению точки измерения, с измерительной температурой, при этом в случае несовпадения этих температур, задается следующая величина коэффициента теплоотдачи и расчетный цикл повторяется до совпадения температур.

Способ осуществляется следующим образом.

Сущность способа поясняется чертежами. На фиг. 1 представлен продольный разрез добывающей скважины, на фиг. 2 - конфигурация расчетной области.

Добывающая скважина (фиг. 1) включает концентрически расположенные насосно-компрессорные 1, 2 и обсадные 3, 4 трубы. Пространство между трубами 1, 2 заполнено теплоизоляцией 6, пространство внутри трубы 1 и между 2, 3 заполнено газом. Между обсадными трубами 3, 4, между трубой 4 и трубой направления скважины 5, а также трубой направления скважины 5 и окружающими скважину грунтами размещено цементное кольцо 7.

Термометрическое оборудование устанавливается в трубку-сателлит 8, расположенную непосредственно за трубой направления 5 эксплуатационной газовой скважины. Термометрическое оборудование выстояно для достижения естественных температур. В процессе выстойки проводится контроль температур каждые 3 ч. Термометрическое оборудование считается подготовленным к эксперименту, если отклонение замеров, проводимых каждые 3 ч, друг от друга на одних и тех же глубинах не превышало 0,1oC; затем скважина запускается на "факел" через диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) газа; время запуска скважины в работу зафиксируется как t0. В момент времени t0+Ti произведен опрос всех датчиков термокос. Ti при i=1 (номер замера) принято равным 15 мин. В процессе работы фиксируются газодинамические параметры скважины: температура и давление на буфере скважины, давление, температура и диаметр диафрагмы на диафрагменном измерителе критического течения. Если значения температур на одних и тех же глубинах (ниже 10 м), зафиксированные одним датчиком, в предыдущем и последующем замере отличались более чем на 0,1oC, то замер повторялся через Ti минут (Ti не изменялось). В случае если значения температур на одних и тех же глубинах (ниже 10 м), зафиксированные одним датчиком, в предыдущем и последующем замере отличаются менее чем на 0,1oC, Ti увеличивается в 2 раза и замер повторяется. При превышении Ti значения 24 ч производится замер каждые сутки в течение всего времени работы на факел. Эксперимент считается законченным при фиксации каким-либо из датчиков нулевой или положительной температуры.

Результаты эксперимента обрабатываются путем нестационарной двухмерной задачи теплопроводности (1) с подвижной фазовой границей с расчетной областью, в которой граница, описывающая трубу направления, задана в виде приближенной окружности, состоящей из прямоугольных блоков.

где индекс i = 1, 2, 3 определяет среды, включенные в расчетную область, и относится к материалу цементного кольца, талым и мерзлым породам соответственно.

В силу того что скважина в плане имеет две равноправных оси симметрии, расчет производится для одной из четвертей, отсекаемой этими осями. Таким образом, расчетная область представляет собой квадрат со стороной 25 м (фиг. 2), то есть радиус исследуемой области составляет 25 м. Центральная ось скважины располагается в левом верхнем углу области. Внешняя граница трубы направления скважины располагается на расстоянии 0,22 м от нее (что соответствует реальному радиусу). На ней заданы граничные условия 3 рода (2), то есть постоянная температура газа, которая рассчитывается как средневзвешенная за период проведения эксперимента, и коэффициент теплообмена скважины с затрубным пространством.

где () - температура газа принята равной значениям, эафиксированным в эксперименте, - коэффициент теплоотдачи стенки скважины.

На остальных границах области были заданы граничные условия 2 рода (3) с плотностью теплопотока, равной 0. Связано это с наличием двух осей симметрии (равноправных границ) и отсутствием других внешних теплоисточников.

На подвижной фазовой границе условие Стефана описывается выраженииями (4), (5): T2(x,y,) = T3(x,y,) = Tфазовых переходов; (4) Разделение области на расчетные блоки (фиг. 2) одинаково по горизонтали и по вертикали в силу симметричности радиальной задачи. Шаг сетки задавался минимально возможным в соответствии с техническими возможностями программы и определялся исходя из стремления получить максимально точные результаты расчета. Минимальный шаг (20 мм) задается в интервале от 40 до 420 мм для максимального приближения поверхности трубы направления 5 (фиг. 1) скважины (границы 3 рода) к дуге заданного радиуса (фиг. 2).

На расстоянии от 220 до 700 мм задаются теплофизические свойства цемента, заполняющего существующие каверны. Все остальное пространство в зависимости от глубины исследования (среза) задается для каждого из вариантов расчета однородный литологической разностью (песок, суглинок, глина), теплофизические свойства которых задаются в соответствии с результатами проведенных лабораторных исследований. Начальное температурное поле задается однородным. Температура в соответствии с результатами термометрических исследований составляет -4.0oC. Шаг расчета по времени составил 6 мин для обеспечения сходимости расчетной модели.

Вычисление коэффициента теплоотдачи скважины производится в несколько этапов следующим образом.

Для каждой из глубин замера температуры задается соответствующая расчетная область, принципы определения которой описаны выше.

Этап 1. Задается одинаковый для каждой экспериментальной точки начальный коэффициент теплоотдачи. Для него производится расчет теплового взаимодействия до тех пор, пока в первом расчетном блоке за трубой направления 5 (фиг. 1) скважины, соответствующем положению трубки-сателлита 8 (фиг. 1), не достигается соответствующая температура, зафиксированная на начальный момент проведения эксперимента. Тем самым обеспечивается расчет начального распределения температурного поля за пределами скважины, приближенный в той или иной степени к реальному. Расчетное значение времени работы приведено в таблице (колонка 5).

Этап 2. Производится расчет теплового взаимодействия за период проведения эксперимента.

Этап 3. Сравнивалась расчетная температура в блоке (фиг. 2), соответствующем положению трубки-сателлита 8 (фиг. 1), с измеренной температурой. В случае несовпадения этих температур задается следующая величина коэффициента теплообмена и расчет производится вновь. Цикл повторяется до совпадения температур, что свидетельствует о верности заданного коэффициента на данной глубине. После этого выбирается следующая глубина и расчет осуществляется по уже описанной схеме. Результаты проведенных расчетов представлены в таблице.

Предлагаемый способ дает возможность решать теплофизические задачи, возникающие в при строительстве и эксплуатации добывающей скважины практически любой сложности, определять теплоизоляционные характеристики скважин любой конструкции, в любой окружающей инженерно-геологической среде. Возможность изменения граничных условий и параметров расчетной области позволяет дать прогноз теплового состояния грунтов как в результате изменения динамики условий внешней среды, так и в результате воздействия техногенных факторов в том числе управляющих решений, призванных обеспечить тепловую мелиорацию грунтов, а следовательно и эксплуатационную надежность скважины как инженерного сооружения.

Формула изобретения

1. Способ определения коэффициента теплоотдачи эксплуатационной скважины, включающий установку за обсадной трубой скважины термометрического оборудования, фиксацию времени запуска скважины в работу, измерение дебита, давления и температуры на устье скважины и температуры за обсадной трубой, фиксацию времени измерения дебита, давления и температуры на устье и температуры за обсадной трубой и расчет коэффициента теплоотдачи, отличающийся тем, что время измерения этих параметров устанавливается равным времени минимального изменения температуры в предыдущем и последующем замерах и производится расчет коэффициента теплоотдачи скважины путем многократного решения методом конечных разностей нестационарного уравнения теплопроводности в неоднородной среде при наличии в ней подвижной фазовой границы с пошаговой коррекцией граничных условий со стороны скважины методом последовательных приближений.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на начальном этапе расчета задается одинаковый для каждой экспериментальной точки коэффициент теплоотдачи и для него производится расчет теплового поля до момента достижения температуры, зафиксированной на начальный момент проведения эксперимента в первом расчетном блоке за пределами скважины, соответствующем местоположению точки измерения, затем производится расчет теплового поля на период проведения эксперимента и сравнивается расчетная температура в блоке, соответствующем местоположению точки измерения, с измеренной температурой, при этом в случае несовпадения этих температур задается следующая величина коэффициента теплоотдачи и расчетный цикл повторяется до совпадения температур.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

PC4A - Регистрация договора об уступке патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым"

(73) Патентообладатель:Открытое акционерное общество "Газпром"

Договор № РД0040757 зарегистрирован 11.09.2008

Извещение опубликовано: 20.10.2008        БИ: 29/2008




 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин

Изобретение относится к области измерения количества газожидкостной смеси и предназначается для использования в нефтедобывающей промышленности при измерениях количества жидкости и газа в продукции скважин и других случаях, когда необходимо измерять количество жидкости и газа в двухфазном потоке при рабочих условиях

Изобретение относится к области геофизических и гидродинамических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности, преимущественно при исследовании фонтанирующих скважин с высоким устьевым давлением посредством приборов, подвешиваемых на гибком длинномерном элементе (кабеле, проволоке и т.д.)

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, а именно к оборудованию для электроконтактного подогрева нефти в скважине, и может быть использовано в устройствах для оснащения нефтяных скважин при добыче нефти

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для выбора оптимальной производительности скважин в нем при разработке газоконденсатных месторождений

Изобретение относится к добыче нефти и газа и может быть использовано при эксплуатации добывающих скважин в районах вечной мерзлоты для сохранения грунта вокруг устьевой зоны скважины в мерзлом состоянии в течение всего срока ее работы

Изобретение относится к скважинной разработке газовых и газоконденсатных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для измерения давления в эксплуатационных нефтедобывающих скважинах, оснащенных насосами ШГН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти с применением мицеллярной смеси, способной образовывать микроэмульсии с минерализованной водой

Изобретение относится к области добычи нефти или газа из скважины в нефтяном или газовом месторождении или закачки жидкостей в скважину

Изобретение относится к области добычи нефти или газа из скважины в нефтяном или газовом месторождении или закачки жидкостей в скважину

Изобретение относится к области машиностроения, преимущественно к установкам, которые могут быть использованы в нефтегазодобывающей промышленности, в частности при добыче нефти, а также при освоении, ремонте, запуске и выводе скважины на режим
Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи металлов подземным выщелачиванием из пластово-инфильтрационных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимического воздействия на призабойную зону пласта, и может быть использовано для улучшения проницаемости и восстановления продуктивного пласта при добыче нефти, газа и газового конденсата

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимического воздействия на призабойную зону пласта, и может быть использовано для улучшения проницаемости и восстановления продуктивного пласта при добыче нефти, газа и газового конденсата

Изобретение относится к нефтедобывающий промышленности, в частности к приготовлению обратных эмульсий (типа "вода в масле"), используемых для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопри-тока нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вопросам охраны подземных пресных вод от осолонения при скважинной разработке нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности

Наверх