Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины



Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины
Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины

 


Владельцы патента RU 2549663:

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом. Техническим результатом является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины. Способ заключается в том, что выбирается остановленная скважина, производится ее промывка и при этом регистрируется температура на выходе циркуляционной системы. Причем закачка горячей жидкости (теплоносителя) производится через затрубное пространство, при этом на входе в него температура жидкости меняется по периодическому закону и регистрируется, а коэффициент теплопроводности λп и коэффициенты теплопередачи через НКТ k1 и обсадную колонну k2 вычисляются по математическим формулам.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств (тепло - и температуропроводности) пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом.

Распространенным методом удаления парафинистых отложений на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), уменьшающих живое сечение колонны НКТ и приводящее к снижению ее пропускной способности при добыче высоковязких парафинистых нефтей является тепловой метод депарафинизации скважин с помощью закачки в них теплоносителей, например, горячей нефти.

Для определения тепло- и температуропроводности горных пород разработан метод с применением подвижного сосредоточенного бесконтактного источника тепловой энергии и установка на его основе («Теплофизические свойства горных пород», Бабаев В.В., Будымка В.Ф., Сергеева Т.А. и др. - М.: Недра, 1987, - с.37-38).

Отмеченная установка состоит из подвижной платформы, на которой размещается эталонный образец и исследуемый керн оптического излучателя мощностью 0,5-5,0 Вт, служащего источником тепловой энергии, бесконтактного датчика температуры, представляющего собой низкотемпературный радиометр с чувствительностью 0,10С, самопишущего потенциометра КСП-4 и блока питания.

В эксперименте подвижная платформа с расположенными на ней образцами горных пород перемещается с постоянной скоростью от 0,3 до 1,0 см/с. При этом поверхность образцов нагревается в заданной точке (по линии) лучом лазера и через определенное время температура этой поверхности фиксируется бесконтактным датчиком.

К существенным недостаткам отмеченного метода и установки необходимо отнести отсутствие моделирования термобарических условий залегания горных пород. В частности, как показывает опыт, коэффициенты тепло- и температуропроводности значительно зависят от температуры, что не обеспечивает достоверности измерений при температурах, превышающих комнатную (20°С).

В этой связи представляет интерес метод определения тепловых свойств горных пород в условиях их естественного залегания. В работе (Николаев С.А., Николаева Н.Г., Саламатин А.Н. «Теплофизика горных пород». - Казань: Изд-во КГУ, 1987, с.66-73) представлен скважинный метод определения температуропроводности горных пород пласта, основанный на восстановлении температуры в скважине после ее остановки.

Вокруг действующей скважины естественное температурное поле, как правило, бывает нарушено за счет теплообмена движущегося в ней потока жидкости с окружающей средой. Процесс восстановления температуры, который начинается после остановки последней, зависит от многих факторов, в том числе от предыстории эксплуатации скважины, ее конструкции, тепловых характеристик ее элементов и окружающего горного массива.

Недостатками данной методики являются сложность и длительность проведения эксперимента и отсутствие измерения коэффициента теплопроводности пород.

Кроме отмеченного, оба описанные выше аналога не позволяют определять коэффициенты теплопередачи от теплоносителя в НКТ к потоку в затрубном пространстве в циркуляционной системе скважины.

Наиболее близким к сущности предлагаемого изобретения является модифицированный метод (способы А и В) определения тепло- и температуропроводности горных пород, окружающих скважину, по темпу восстановления температуры бурового раствора после нарушения установившегося теплового поля (Яковлев Б.А. «Прогнозирование нефтегазоносности недр по данным геотермии», М: Недра, 1996, с.47-56).

Способ А учитывает влияние на восстановление нарушенных температур в скважине цементного кольца в затрубном пространстве. При этом рассматривается однородный пласт, вскрытый вертикальной обсаженной скважиной, заполненной жидкостью. Пласт имеет одинаковую температуру t∞, такая же температура и у заполняющей жидкости (длительно простаивающая скважина). После нарушения однородного температурного поля (например, промывкой скважины) оно восстанавливается с темпом, зависящим от интенсивности промывки, конструкции скважины, тепловых свойств затрубного цемента и окружающих пород.

Методика проведения скважинных экспериментов с целью получения исходных данных для определения тепло- и температуропроводности заключается в следующем:

- выбирается длительно простаивающая скважина с достаточно толстыми однородными пластами;

- регистрируется установившаяся естественная температура по стволу скважины (геотермограмма);

- производится промывка скважины (при которой необходимо за 1-2 часа полностью заменить заполняющую ее жидкость и в течение всего этого времени должна регистрироваться температура вытекающей жидкости);

- перед окончанием промывки производится термозамер по стволу скважины в исследуемом интервале глубин;

- последующие термозамеры в этом же интервале производятся через 1, 4, 8, 24 часа простоя скважины после промывки.

Особенностями способа определения тепловых свойств с использованием интегрального преобразования Лапласа являются: учет в математической модели влияния на температурное поле скважины тепловых свойств цементного кольца и возможность применения численных итерационных методов минимизации невязок, реализуемых с помощью ЭВМ.

Способ В (упрощенный статистический метод), реализация которого возможна также с применением ЭВМ, базируется на решении задачи остывания цилиндра бесконечной длины, конечного диаметра в безграничной однородной среде, когда передача тепла в ней от теплоносителя происходит по закону теплопроводности.

В решении задачи допускается, что в пределах изучаемых слоев пород, литологически однородных, изменение теплового поля незначительно; влияние границ раздела (подстилающих и перекрывающих слоев) имеет место только в интервалах, непосредственно прилегающих к этим разделам; влияние конвекции вследствие значительно выраженной вязкости глинистого раствора невелико; диаметр скважины в пределах изучаемого интервала разреза не изменяется.

Недостатком способов А и В является невысокая точность определения средних интегральных значений тепло- и температуропроводности пород по разрезу скважины.

Сопоставление результатов определения теплопроводности λ и температуропроводности а пород по темпу восстановления температуры с данными лабораторных определений, проведенное Б.А. Яковлевым, показывает, что в способах А и В величины тепло- и температуропроводности завышены. При определениях тепловых свойств по статистической методике (способ В) породы по λ, и а слабее дифференцированы (особенно по а).

Принципиальным недостатком прототипа является отсутствие измерения коэффициентов теплопередачи от теплоносителя в НКТ к потоку в затрубном пространстве и длины циркуляционной системы скважины.

Целью изобретения является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в соответствии с известным способом (прототипом) выбирается остановленная скважина, производится ее промывка, регистрируется температура вытекающей промывочной жидкости, при этом в отличие от прототипа закачка горячей жидкости (теплоносителя) производится через затрубное пространство, на входе в него температура этой жидкости меняется по периодическому закону и регистрируется, а коэффициент теплопроводности λп и коэффициенты теплопередачи через НКТ k1 и обсадную колонну k2, а также длина циркуляционной системы скважины h вычисляются по следующим формулам:

где a, b и Bi находятся из решения системы уравнений:

Условные обозначения:

Аэ, ϕэ - амплитуда и сдвиг фаз, найденные путем обработки замеренной температуры на выходе из циркуляционной системы;

pэ, qэ, - параметры, характеризующие среднюю составляющую температуры на выходе из циркуляционной системы и найденные путем обработки замеренной температуры;

t1, tn - безразмерное время начала и конца интервала, в котором ведется обработка замеренной температуры на выходе из циркуляционной системы;

h - длина циркуляционной системы, м;

Тm - средняя температура на входе в затрубное пространство, °С;

В - температура нейтрального слоя, °С;

θm1(t1,0), θm1(tn,0) - безразмерные температуры на выходе из НКТ в моменты t1, tn, определяемые формулами

где

а функция φ(t) может быть вычислена по формуле

η, ξ, - параметры, определяемые выражениями:

η=Re[ψ1(iw,0)], ξ=Im[ψ1(iw,0)],

где i - мнимая единица; Re, Im - действительная и мнимая части функции

K0(z), K1(z )- функции Бесселя мнимого аргумента второго рода нулевого и первого порядка, a s=iw;

w=ω·τ0, ω - частота колебаний температуры, τ0 - характерное время процесса в часах, указывающее на время, за которое тепловое возмущение распространится вокруг скважины на величину r ¯ 2 ;

v1, v2,- скорости потока в НКТ и в затрубном пространстве, м/час;

G=f1,2 ρv1,2 - массовый расход, кг/час;

f1, f2 - площади поперечных сечений НКТ и затрубного пространства, соответственно, м2;

cр - теплоемкость кДж/(кг*К);

ρ - плотность, кг/м3;

r1, r2 - внутренние радиусы НКТ и обсадной колонны, м;

r ¯ 1 = r 1 δ p , δ p - толщина слоя парафина на стенке НКТ, м;

k1, k2 - коэффициенты теплопередачи от теплоносителя в НКТ к жидкости в затрубном пространстве и от теплоносителя в затрубном пространстве к окружающим скважину породам, соответственно, Вт/(м2*К);

r ¯ 2 = r 2 δ m , δ m - средняя по длине скважины толщина обсадной колонны, м;

λn - коэффициент теплопроводности окружающих скважину пород, Вт/(м2*К);

Bi - безразмерный критерий Био, Bi=k2 r ¯ 2 n;

/2„;

KГ - безразмерный параметр вида KГ=Гh/(Tm-В).

Предлагаемое изобретение можно описать следующим образом. Перед началом промывки скважину останавливают и выдерживают до тех пор, пока температурное поле в ней не примет вид геотермического распределения. Далее начинается промывка скважины через затрубное пространство. Существенным моментом промывки является то, что температура на входе в него является функцией времени и изменяется по периодическому закону. В этом случае наступает регулярный режим теплообмена, при котором температурное поле в скважине перестает зависеть от начальных данных и определяется периодическими колебаниями температуры на входе. При наступлении такого режима в тепловой обработке скважины температура на выходе из нее содержит много полезной информации о теплообменных процессах в потоке теплоносителя.

Температурное поле в случае регулярного режима теплообмена формируется как суперпозиция двух полей, обусловленного средней температурой на входе в скважину и наведенного периодическими колебаниями температуры. Температура в скважине, обусловленная средней температурой на входе, вычисляется по формулам:

Здесь функции U1,2, и Z1,2 определяются следующими выражениями:

U 1 ( t , x ) = ( λ 1 e λ 2 x λ 2 e λ 2 λ 1 ( 1 x ) ) / ( λ 1 e λ 2 λ 1 λ 2 ) ,

U 2 ( t , x ) = ( λ 1 e λ 2 λ 1 ( 1 x ) λ 2 e λ 2 x ) / ( λ 1 e λ 2 λ 1 λ 2 ) ,

,

,

где λ1,2, и функция φ(t) могут быть вычислены по формулам (4), (5).

Связь размерных и безразмерных переменных осуществляется следующими выражениями

где τ - время промывки, час;

z - координата сечения скважины, отсчитываемая от устья, м;

T1,2 - температуры в НКТ и затрубном пространстве соответственно;

Т0=Гz+В, °С.

Если температура на входе в затрубное пространство скважины изменяется со временем по периодическому закону, то ее всегда можно представить в следующем виде

где Af - амплитуда, а ω - частота колебаний температуры на входе в циркуляционную систему, или, используя (11), в безразмерной форме

Используя теорию функций комплексного переменного, можно получить формулы, определяющие периодическую составляющую температурного поля в скважине:

где, как и ранее, s=iw, i - мнимая единица; Im - означает мнимую часть соответствующих комплексных функций:

в которых величины ψ1, ψ2 вычисляются по формулам:

Величины µ1,2, ϕ ¯ ( s ) определяются выражениями (6), (7), (8).

Таким образом, при периодическом изменении температуры на входе в затрубное пространство скважины с течением времени наступает регулярный режим теплообмена. При этом температурное поле может быть рассчитано по следующим формулам:

Функции θm1(t,x),θm2(t,x), θp1(t,x), θp2(t,x) находятся из выражений (9), (10), (14). Выражения (14)-(16) являются оригинальными и приводятся впервые.

Вычислительные эксперименты, проведенные с использованием формул (16) позволяют сделать следующие выводы:

- амплитуда колебаний температуры на выходе из НКТ существенно отличается от амплитуды колебаний входной температуры. Этот факт объясняется интенсивным теплообменом скважины с окружающим ее массивом горных пород;

- имеется сдвиг по фазе колебаний температуры на входе в затрубное пространство и на выходе из НКТ;

- средняя температура слабо зависит от времени и в достаточно широком диапазоне может быть аппроксимирована линейным законом. В частности, если период колебаний значительно меньше продолжительности промывки скважины, то в интервале времени, имеющем порядок периода колебаний, линейная аппроксимация вполне оправдана.

Первые два факта свидетельствуют о том, что если замерить температуру на выходе и по полученным данным определить амплитуду колебаний выходной температуры и сдвиг фаз, то сравнение этих значений с полученными теоретическими выражениями приводит к двум уравнениям для определения каких-либо параметров, в частности параметров а и b, связанных с коэффициентами теплопередачи. Третий факт говорит о том, что если в процессе закачки на выходе из НКТ скважины произвести замеры температуры и выделить среднюю ее составляющую на текущий момент, то сравнивая ее с θm1(t,x) можно получить третье уравнение для вычисления параметра Bi, зависящего от теплопроводности пород.

Обработка экспериментальных данных

Из вышесказанного следует, что для определения тепловых свойств необходимо знать среднюю составляющую температуры, амплитуду колебаний и сдвиг фаз. Вычисление указанных параметров осуществляется по следующему алгоритму. Пусть Tэi, τi - замеренные значения температуры и соответствующие моменты времени, 1≤i≤n, где n - число замеров. Ранее было отмечено, что температура на устье скважины (как входная, так и выходная) достаточно хорошо аппроксимируется выражением

где р, q, А, ϕ - параметры, требующие определения из анализа экспериментальных данных.

Для нахождения величин р, q, А, ϕ используется метод наименьших квадратов. Суть его состоит в том, что рассматривается функционал вида

J ( p , q , A , φ ) = i = 1 n ( p + q t i + A sin [ w t i + φ ] θ э i ) 2 .

Здесь ti, θэi - безразмерное время и соответствующее безразмерное значение, замеренной на устье скважины температуры. Значения р, q, А, ϕ находятся из условия минимума рассматриваемого функционала:

Алгоритмы, решающие задачу (18), реализованы в современных компьютерных пакетах. Например, в пакете «Математика» эта задача решается с помощью одного оператора:

FindFit[data, p+q*t+A*Sin[w*t+ϕ], {р,q,A,ϕ},t},

где data - имя массива с экспериментальными данными.

Предложенный алгоритм обработки экспериментальных данных достаточно точно позволяет определить как среднюю составляющую температурного поля, так и периодическую при небольшом количестве замеров. При этом находятся амплитуда колебаний температуры и сдвиг фаз.

Расчетные формулы для определения тепловых свойств.

Оценка тепловых свойств скважины проводится на основе анализа температуры на выходе из НКТ. Учитывая равенства (9), (10), (11), (14), (16), для температуры на выходе из НКТ можно записать:

где i - мнимая единица.

Функция ψ1(iw,0) является комплексной функцией, то есть

ψ1(iw,0)=η+iξ, η=Re[ψ1(iw,0)], ξ=Im[ψ1(iw,0)].

Следовательно, равенство (19) может быть переписано в виде

где χ=arctg(ξ/η).

Сравнивая выражение (20) с результатами обработки замеров температуры на выходе из НКТ, получаем систему из четырех уравнений:

Индекс «э», как и ранее, указывает на параметры, полученные на основе обработки экспериментальных данных.

Анализ полученной системы показывает, что первые три уравнения могут быть использованы для определения а, b, Bi, а четвертое уравнение дает оценку длины циркуляционной системы. Это связано с тем, что сдвиг фаз практически не зависит от Bi и мало зависит от параметров а, b в широком диапазоне их изменения. Сдвиг фаз определяется частотой колебании температуры и параметром K1t+K2t, характеризующим время прохода теплоносителя по всему каналу его движения. Так, при 0<a<1,0<b<4 сдвиг фаз хорошо описывается уравнениями

Из четвертого уравнения вышеуказанной системы находятся формулы для оценки длины циркуляционной системы скважины (2), а первые три уравнения образуют систему (3), определяющую параметры а, b, Bi. Зная величины а, b, Bi и используя формулы (1), можно найти коэффициенты теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну скважины k1, k2 соответственно, а также коэффициент теплопроводности пород λn.

Измеряя температуры на входе в скважину и выходе из НКТ, можно определить их среднюю составляющую, амплитуду колебаний температуры и сдвиг фаз. По экспериментальным данным вычисляются коэффициенты теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также коэффициент теплопроводности, окружающих скважину пород, и длину циркуляционной системы скважины.

Полученные результаты, в частности, позволяют более достоверно определять распределение температуры по стволу скважины и вследствие этого повысить эффективность процесса тепловой депарафинизации скважины, что, в конечном счете, увеличит ее текущий дебит.

Таким образом, при осуществлении тепловой обработки скважины в режиме периодического измерения температуры на входе в затрубное пространство с течением времени наступает регулярный режим теплообмена. В этом случае температурное поле не зависит от начальных данных и является суперпозицией средней температуры и периодической составляющей.

Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины, заключающийся в том, что выбирается остановленная скважина, производится ее промывка и при этом регистрируется температура на выходе циркуляционной системы, отличающийся тем, что закачка горячей жидкости (теплоносителя) производится через затрубное пространство, при этом на входе в него температура жидкости меняется по периодическому закону и регистрируется, а коэффициент теплопроводности λп и коэффициенты теплопередачи через НКТ k1 и обсадную колонну k2 вычисляются по формулам

в которых a, b и Bi находятся из решения уравнений системы



а длина циркуляционной системы определяется формулами


где используются следующие условные обозначения:
Аэ, ϕэ - амплитуда и сдвиг фаз, найденные путем обработки замеренной температуры на выходе из циркуляционной системы;
pэ, qэ - параметры, характеризующие среднюю составляющую температуры на выходе из циркуляционной системы и найденные путем обработки замеренной температуры;
t1, tn - безразмерное время начала и конца интервала, в котором ведется обработка замеренной температуры на выходе из циркуляционной системы;
h - длина циркуляционной системы, м;
Tm - средняя температура на входе в затрубье, °C;
B - температура нейтрального слоя, °C;
θm1(t1,0), θm1(tn,0) - безразмерные температуры на выходе из НКТ в моменты t1, tn, определяемые формулами

где


, ϖ=a+0.5bφ(t), а функция φ(t) может быть вычислена по формуле

η, ξ - параметры, определяемые выражениями:
η=Re[ψ1(iw,0)], ξ=Im[ψ1(iw,0)],
где i - мнимая единица; Re, Im - действительная и мнимая части функции



ϕ ¯ ( s ) = 1 s s K 1 ( s ) s K 1 ( s ) + B i K 0 ( s ) ,
K0(z), K1(z) - функции Бесселя мнимого аргумента второго рода нулевого и первого порядка, а s=iw;
w=ω·τ0, ω - частота колебаний температуры, τ0 - характерное время процесса в часах, указывающее на время, за которое тепловое возмущение распространится вокруг скважины на величину r ¯ 2 ;
Kt110, Kt220, τ1=h/v1, τ2=h/v2, v1, v2 - скорости потока в НКТ и в затрубном пространстве, м/час;
G=f1, 2ρv1, 2 - массовый расход, кг/час;
f1, f2 - площади поперечных сечений НКТ и затрубного пространства, соответственно, м2;
Cp - теплоемкость кДж/(кг*К);
ρ - плотность, кг/м3;
r1, r2 - внутренние радиусы НКТ и обсадной колонны, м;
r ¯ 1 = r 1 δ p   , δp - толщина слоя парафина на стенке НКТ, м;
k1, k2 - коэффициенты теплопередачи от теплоносителя в НКТ к жидкости в затрубном пространстве и от теплоносителя в затрубном пространстве к окружающим скважину породам, соответственно, Вт/(м2*K);
r ¯ 2 = r 2 δ m , δm - средняя по длине скважины толщина обсадной колонны, м;
λn - коэффициент теплопроводности окружающих скважину пород, Вт/(м2*K);
Bi - безразмерный критерий Био, B i = k 2 r ¯ 2 / λ n ;
KГ - безразмерный параметр вида KГ=Гh/(Tm-B).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бесконтактным методам исследований теплофизических характеристик твердых тел и может быть использовано для исследований теплофизических характеристик изделий, используемых в авиакосмической, машиностроительной и энергетической промышленности.

Изобретение относится к теплофизике и может быть использовано для определения степени черноты поверхности композитных и тонкопленочных материалов. Способ основан на применении нагрева поверхности образца и регистрации радиационной температуры от образца с покрытием известного значения степени черноты и от образца без покрытия.

Изобретение относится к способам определение теплопроводности и температуропроводности материалов. В соответствии с предлагаемым способом регистрируют электрические сигналы, соответствующие начальным температурам поверхностей исследуемого образца материала по меньшей мере двух эталонных образцов с известными теплопроводностью и температуропроводностью.

Изобретение относится к теплофизике и может быть использовано для определения степени черноты поверхности композитных и тонкопленочных материалов. Устройство применимо при нагреве поверхности образца и регистрации радиационной температуры от образцов с покрытием известного значения степени черноты и без покрытия.

Изобретение относится к теплофизическим измерениям и может быть использовано для определения комплекса теплофизических параметров изотропных материалов. Заявленный способ включает тепловое воздействие от инфракрасного источника нагрева по всей поверхности исследуемого изотропного объекта.

Изобретение относится к теплофизическим измерениям и может быть использовано для определения комплекса теплофизических параметров изотропных материалов. Способ определения комплекса теплофизических параметров изотропных материалов включает тепловое воздействие от инфракрасного источника нагрева по всей поверхности исследуемого изотропного материала.

Изобретение относится к теплофизическим измерениям и может быть использовано для определения комплекса теплофизических параметров изотропных материалов. Способ включает тепловое воздействие от инфракрасного источника нагрева по всей видимой поверхности исследуемого изотропного материала.

Изобретение относится к теплотехнике и может быть использовано для измерения рабочих характеристик теплообменников. Заявлено устройство для измерения рабочих характеристик теплообменников, включающее теплоизолированный корпус парогенератора с крышкой, изоляторы, электроды, теплообменник, соединенный трубопроводом с крышкой и нижней частью корпуса парогенератора, расширительную емкость, измерительно-вычислительный блок, соединенный с электродами.

Устройство относится к области измерительной техники и может быть использовано для теплового контроля материалов. Устройство содержит источник импульсного нагрева, четыре термопары, четыре усилителя, дифференциатор, семь интеграторов, пять компараторов, шесть масштабных усилителей, датчик длительности импульса нагрева, четыре блока деления, три блока умножения, экстрематор, переключатель, два делителя частоты, четыре блока памяти, шесть сумматоров, источник опорного напряжения, пять блоков вычитания, блок управления, шесть блоков памяти, переключатель, четыре блока деления и два квадратора.

Изобретение относится к области изучения физических свойств неоднородных материалов и может быть использовано для анализа теплопроводности, температуропроводности, объемной теплоемкости различных материалов.

Изобретение относится к скважинным измерительным устройствам, используемым для измерения электромагнитных свойств ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение направленного действия антенны с возможностью принимать сигналы с разных сторон.
Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью.

Изобретение относится к мониторингу и проверке качества или уровня цементации в скважине. Техническим результатом является повышение точности и информативности измерений, что позволит оператору предсказать функциональный срок службы скважины и гарантировать целостность ее конструкции.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам коммутации датчиков, измеряющих забойные параметры непосредственно в процессе бурения в составе телеметрической системы.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ).

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Изобретение относится к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности зонда за счет упрочнения корпуса и надежной герметизации основных электронных узлов. Предложен электронный зонд, содержащий металлический отсек 1 электропитания и сопряженный с ним пластиковый корпус 2, в котором размещены и залиты влагостойким компаундом измерительный блок 3, а также блок 4 обработки сигналов в виде микроконтроллерного блока и магнитная антенна 5. При этом измерительный блок 3 включает в себя датчик 6 наклона продольной оси по отношению к горизонту, датчик 7 крена и импульсный стабилизатор 8. Пластиковый корпус 2 выполнен из многослойного стеклопластика, внутренние слои которого выполнены из стеклонитей, имеющих продольную и ортогональную ориентацию в структуре корпуса, а внешние слои выполнены из стеклонитей, имеющих диагональную ориентацию. Магнитная антенна 5 и измерительный блок 3 имеют многослойное высокоадгезивное к ним влагостойкое покрытие 11, а микроконтроллерный блок 4 - покрытие 12 из лака с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока 3 и магнитной антенны 5, и залиты при сборке влагостойким компаундом 13. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх