Распределение температуры по стволу нагнетательной скважины
Зарегистрируйся в два клика и получи неограниченный доступ к материалам,а также
промокод
на новый заказ в Автор24. Это бесплатно.
Для расчета распределения температуры по стволу нагнетательной скважины используется формула А.Ю.Намиота:
(3)
где z – вертикальная координата, м; Г – геотермический градиент, °С/м; - среднегодовая температура на поверхности, °С; - показатель теплопередачи (1/м).
Геотермический градиент:
(4)
Показатель теплопередачи:
(5)
где q – расход теплоносителя, м3/с; К – линейный коэффициент теплопередачи
(6)
где λ – теплопроводность пород, вт/м∙°С, rt – условный радиус теплового влияния, rc – радиус скважины, м.
Условный радиус теплового влияния:
(7)
Где t – время, с; α – коэффициент температуропроводности, м2/с.
Время нагнетания раствора:
(8)
По формуле (8) получается следующее значение времени нагнетания:
По формуле (7) определяется условный радиус:
Из формулы (6) получается, что линейный коэффициент равен:
С помощью формулы (5) определяется значение :
По формуле (4):
С учетом всех коэффициентов формула распределения температуры по стволу скважины имеет вид:
График распределения температуры по стволу скважины представлен на рисунке 3.5
Рисунок 8
Зарегистрируйся, чтобы продолжить изучение работы
. Распределение температуры по стволу нагнетательной скважины
Заключительные работы
После проведенной операции термополимерного воздействия композиция продавливается в пласт горячей водой. Скважина закрывается, и ожидается реакция добывающих скважин.
После выхода добывающих скважин на режим проводится комплекс геофизических исследований.
В случае необходимости восстанавливается приемистость нагнетательных скважин.
Освоение и эксплуатация скважины после мероприятия в большинстве случаев производятся тем же способом, как и до термополимерного воздействия.
После установления постоянного отбора жидкости из скважины производится исследование методами установившегося и неустановившегося отбора для определения коэффициента продуктивности по добывающим или коэффициента приемистости по нагнетательным скважинам и других параметров пласта, призабойной зоны скважины. Для выявления качественных изменений, происшедших в скважине после воздействия, следует производить замеры дебита нефти и газа, процента обводненности, количества выносимого песка и т.д.
Для более полного представления о длительности эффекта в скважине при последующей эксплуатации ее, помимо замеров дебита нефти и газа, необходимо периодически (один раз в квартал) производить исследования по изучению динамики коэффициента продуктивности
50% курсовой работы недоступно для прочтения
Закажи написание курсовой работы по выбранной теме всего за пару кликов. Персональная работа в кратчайшее время!
