Моделирование распределения температуры притока газа из нижнего пласта, а из верхнего нефти

Для построения данной математической модели были использованы следующие параметры:

Г – геотермический градиент 0.04 . ; t – время работы скважины 2000 ч.; а – температуропроводность горных пород 1*10*-8 м2/с; λ_г – теплопроводность газа 0.03 Вт/м*К; λ_н – теплопроводность нефти 0.2 Вт/м*к; Q1 – дебит нижнего пласта 100 м3/сут.; Q2 – дебит верхнего пласта 50 м3/сут.; d – диаметр скважины 0.216 м.; μ_г – вязкость газа 0.00001 Па*с; μ_н – вязкость нефти 0.01 Па*с; ρ_н – плотность нефти 800 кг/м3; ρ_г – плотность газа 0.65 кг/м3;ϲ_н – теплоёмкость нефти 2000 Дж/к; ϲ_г – теплоёмкость газа 1700 Дж/к; ε_н – коэффициент Джоуля – Томсона для нефти 0.04 К/атм.; ε_г – коэффициент Джоуля – Томсона для газа -0.4 К/атм.; Re_н – число Ренольца для нефти 273; Re_г число Ренольца для газа 396; Pr_н число Прандтля для нефти 100; Pr_г – число Прандтля для газа 0.63; Nu_н – число Нусельта для нефти 13; Nu_г число Нусельта для газа 2; B_н – коэффициент конвективной теплоотдачи для нефти 109 м. B_г – коэффициент конвективной теплоотдачи для газа 6; ∆P₁ – градиент давления в нижнем пласте 50 атм.; ∆P₂ – градиент давления в верхнем пласте 80 атм.

Рисунок 3.4 - Приток газа из нижнего интервала, а из верхнего нефти.

На данной математической модели, сразу же заметен приток газа, так как наблюдается очень сильное охлаждение. Потому что коэффициент Джоуля – Томсона для газов отрицателен. И сразу же после интервала притока происходит интенсивное стремление температуры к геотермическому распределению. Но не успев сравняться с геотермической температурой, виден резкий разогрев, за счёт притока более горячей нефти, по сравнению с газом. Но если мы сталкнёмся с данным случаем на практике, то нам вряд ли удастся определить нижнюю границу верхнего пласта. Потому что термометры не обладают моментальной инерционностью.И зафиксировать такой резкий перепад температуры на очень малом расстоянии, современным приборам пока невозможно. После интервала калориметрического смешивания наблюдается стремление температуры смеси к геотермическому (рис 3.7).

Рисунок 3.5 - Детальный участок калориметрического смешивания.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе была построена математическая модель для двух пластовой системы. Целью её построения была проверка теоретических знаний на практике. И как видно из результатов, что такие тепловые процессы: как эффект Джоуля – Томсона, калориметрическое смешивание и конвективный теплообмен, напрямую зависят от природы флюида, какая депрессия оказывается на пласт, с каким дебитом происходит движение в стволе скважины и в каких пропорциях происходит смешивание двух флюидов.

Также по данной модели можно определить кровлю и подошву работающего пласта по изменению наклона термограммы.

Варьированием параметров можно получить количественные характеристики пластов. В частности – расходы флюидов.

Применение данной модели возможно для анализа термометрии в промышленно – геофизических исследованиях скважин.