Температура - восходящий поток
Cтраница 1
Температура восходящего потока, который берет начало из нижних продуктивных горизонтов, как правило, выше, чем температура попутных потоков из вышезалегающих горизонтов. В интервале ствола скважины, где совершается смешение двух потоков, происходит скачок температуры. [1]
Таким образом, установлена однозначная связь между температурой восходящего потока на устье скважины и его объемным расходом и временем. [2]
Это и есть искомое уравнение энергии, описывающее распределение температур внутри восходящего потока. [3]
В табл. 27 приведена зависимость количества охлаждающей жидкости G от начальной температуры и температуры восходящего потока при дебите скважины по пару 5 кг / fc ( ЛГИ), / г 50 м, У 90 С. [4]
Наиболее благоприятные условия для замера температуры имеются на уровне залегания кровли продуктивного пласта, где температура восходящего потока приближается к средней температуре пласта, если приток распределен равномерно по всей его продуктивной мощности. [5]
Следует замерять температуру стенок скважины на заданной глубине, однако показания глубинного термометра в стволе кважины соответствуют температуре восходящего потока, который представляет собой смесь жидкостей и газов, притекающих из разных глубин ниже глубины замера, с разными исходными температурами. Наиболее благоприятные условия для замера температуры имеются на уровне залегания кровли продуктивного пласта, где температура восходящего потока приближается к средней температуре пласта при условии, что приток распределен равномерно по всей его продуктивной мощности. [6]
Функциональная связь (7.11) для трубного и затрубного пространств, очевидно, неодинакова, при этом главную роль в расчетах играет температура восходящего потока, поскольку она характеризует температурные условия у башмака обсадной колонны, в интервале максимального нагрева потока и на устье скважины. [7]
Наличие и интенсивность притока нефти из каждого действующего интервала ( в пределах эксплуатируемого объекта) устанавливается по калориметрическому эффекту, который обусловливает снижение температуры восходящего потока нефти в интервалах притока. [8]
В связи с этим были проведены исследования оценки влияния глинистого раствора на фильтрационные свойства пластов, методика которых позволяла учесть истинные перепады давлений, наличие или отсутствие осевого потока в кольцевом пространстве, температуру восходящего потока, действительное время нахождения пласта под статическим давлением столба промывочной жидкости. [9]
В процессе бурения с промывкой солевым раствором, имеющим н 0 С, при длительности циркуляции 0 5 ч растепление пород в стенках скважины может происходить в призабоинои зоне до глубины несколько более 100 м ( рис. 4.6 а); на большей глубине температура восходящего потока остается отрицательной. [11]
 |
График распределения температуры в бурильных трубах и кольцевом пространстве при р 1 067 - 103 кг / см3, t - a - - 1 С. [12] |
В процессе бурения с промывкой соленой водой, имеющей / 1н 0 С, при длительности циркуляции 0 5 ч растепление пород в стенках скважины может происходить в призабойной зоне до глубины несколько более 100 м ( рис. 4.4, а); на большей глубине температура восходящего потока остается отрицательной. [13]
На рис. 143 показан ход термограмм с учетом калориметрического эффекта при смешивании потоков: Гг - геотерма статического состояния без учета нагрева жидкости за счет дроссельного эффекта; ATf - смешение температур ( увеличение) за счет дроссельного эффекта Джоуля-Томсона; А - исходная точка термограммы Тг, верхнего пласта HI при условии, что нижний пласт не работает; 7 - термограмма нижнего пласта Н также с учетом дроссельного эффекта АТе; В - исходная точка термограммы 7 нижнего пласта HI с учетом дроссельного эффекта; АГВ - понижение температуры восходящего потока в зоне смешения; АГП - повышение температуры потока, присоединяющегося из верхнего пласта H-i, Т - действительная термограмма обоих потоков после смешения. [14]
 |
Скачок температуры в стволе скважины в интервале смешивания восходящих потоков. [15] |
Страницы: 1 2