Температура - восходящий поток
Cтраница 2
Кривая Те характеризует температуру с учетом эффекта Джоуля-Томсона. В интервале притока температура восходящего потока снижается на АГВ, а средняя температура потока, притекающего из пласта, возрастает на АГП. [16]
Начальная температура нефти или газа, залегающих в пласте, соответствует геотермической. В процессе эксплуатации залежи температура восходящего потока зависит от начальной температуры с учетом последующих изменений в пласте вследствие дроссельного и адиабатического эффектов и в стволе скважины в результате теплообмена с окружающими породами и пр. [17]
 |
График распределения температуры в бурильных трубах и кольцевом. [18] |
Как видно из рис. 4.2, с увеличением длительности циркуляции жидкости температура раствора в кольцевом пространстве из-за теплообмена с породами возрастает. Однако в целом, несмотря на тепло, выделяющееся на забое, температура восходящего потока остается ниже нуля. Необходимо заметить, что с увеличением длительности циркуляции промывочной жидкости начальная температура не должна превышать - 1 5 С. [19]
Как видно из рис. 4.4, а, б, с увеличением длительности циркуляции жидкости температура раствора в кольцевом канале из-за теплообмена с породами возрастает. Однако в целом, несмотря на тепло, выделяющееся на забое, температура восходящего потока остается ниже нуля. Необходимо заметить, что с увеличением длительности циркуляции промывочной жидкости начальная температура не должна превышать - 1 5 С. [20]
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. [21]
В призабойной зоне скважины промывочная среда воспринимает тепло, выделяющееся за счет механической работы породо-разрушающего инструмента. Местный источник тепла в зоне забоя осложняет картину теплообмена в скважине, влияя не только на температуру восходящего потока, но и вследствие теплообмена через стенки бурильных труб - на температуру нисходящего потока. [22]
В призабойной зоне скважины промывочная среда воспринимает тепло, выделяющееся в результате механической работы породоразрушающего инструмента. Местный источник тепла в зоне забоя осложняет картину теплообмена в скважине, влияя не только на температуру восходящего потока, но и вследствие теплообмена через стенки бурильных труб на температуру нисходящего потока. [23]
Величины Ту зависят, кроме прочего, еще и от дебита скважины, который может быть неизвестным. Ошибки, возникающие при этом, малы. Поэтому Гу может быть принята ориентировочно в пределах значений, имеющих место на данном месторождении. Существуют аналитические методы расчета распределения температуры восходящего потока жидкости по ПКТ с учетом температурного градиента, которые могут быть использованы для уточнения температуры на устье скважины. [24]
Величины Ту зависят, кроме прочего, еще и от дебита скважины, который может быть неизвестным. Ошибки, возникающие при этом, малы. Поэтому Ту может быть принята ориентировочно в пределах значений, имеющих место на данном месторождении. Существуют аналитические методы расчета распределения температуры восходящего потока жидкости по НКТ с учетом температурного градиента, которые могут быть использованы для уточнения температуры на устье скважины. [25]
Страницы: 1 2