This paper discusses the results of our comprehensive studies of the temperature-baric dependences of the effective thermal conductivity of granites. For a detailed analysis, we selected some published experimental results of the temperature and pressure dependences of the effective thermal conductivity of a number of granites (as well as granitoids) in the temperature and pressure ranges of ~273– 900 K and 0.1–1500 MPa, which corresponds to the parameters of rocks from the surface layer to depths of more than 50 km of the continental crust. A low-parametric description of the temperature-baric dependence of the effective thermal conductivity is proposed, which is in good agreement with the experimental data, at least in the temperature range of ~273–600 K, in the absence of irreversible changes in the samples as a result of the thermobaric effect.

Temperature losses along a well string are investigated for the case of dry steam injection in order to determine the possibility of its delivery to the well bottom without condensation. It is assumed that in the rock, the temperature increases with increasing depth according to the geothermal gradient, the steam flow is constant, the steam at the head has a high temperature and is dry, containing no water droplets. On the way to the bottom, the steam temperature decreases, but does not yet reach the saturation point. Heat loss into rock is calculated using the generally accepted formula. The position of the point where steam condensation begins in the well is determined. Calculations are carried out for the most probable flow rates in the fields: 25, 50, 75, and 100 t/day. The heat capacity of dry steam is considered constant, which is acceptable only for low pressures, up to 3–4 MPa. In this case, a formula is proposed for the steam temperature distribution throughout the well string and the problem is solved analytically. However, at elevated pressures, it is necessary to take into account the thermal dependence of the heat capacity of steam and use a numerical method to find the temperature distribution. Based on the calculated variants, a conclusion is made about the possibility of supplying the amount of phase transition heat to the reservoir in full. If the reservoir is highly permeable and lies close to the surface, then we can hope for complete delivery of the phase transition heat to the reservoir. At formation depths greater than 500 m, steam is completely condensed in the well string. The heat of the phase transition enters the rock.

Исследуются температурные потери по колонне скважины для случая нагнетания сухого пара с целью выяснения возможности его доставки до забоя без конденсации. Принимается, что в горной породе температура растет с увеличением глубины согласно геотермальному градиенту, расход пара постоянен, пар в устье имеет высокую температуру и является сухим, не содержащим капелек воды. По пути к забою снижается температура пара, но не достигает еще точки насыщения. Потери тепла в горную породу вычисляются по общепринятой формуле. Определяется положение точки начала конденсации пара в скважине. Расчеты проводятся для наиболее вероятных на промыслах расходов 25, 50, 75 и 100 т/сут. Теплоемкость сухого пара считается постоянной, что приемлемо лишь для низких значений давлений, до 3–4 МПа. В этом случае предлагается формула для распределения температуры пара по колонне и задача решается аналитически. Однако при повышенных давлениях приходится учитывать термическую зависимость теплоемкости пара и применять численный метод для нахождения температурного распределения. На основании рассчитанных вариантов делается вывод о возможности подачи количества теплоты фазового перехода в резервуар в полном объеме. Если залежь высокопроницаемая и залегает близко к поверхности, то можно надеяться на доставку теплоты фазового перехода в пласт полностью. При глубинах залегания более 500 м пар полностью конденсируется в колонне. Теплота фазового перехода поступает в горную породу.

An asymptotic solution has been obtained by the method of integral relations of the problem of rock heating for the case of a production well operated in a steady state. In underground hydraulics and oil production, such asymptotics are widely used for practical estimates of temperature profiles along the wellbore and temperature at the wellhead. A unified formula for the outflow (inflow) of heat into the rock is proposed, which is used to estimate heat losses from the wellbore and the temperature profile along the wellbore after the initial period, after reaching the steady state.

Республика Дагестан, 367008, г. Махачкала, ул