Составители:
98
до ± 12-15 см. Временная погрешность (инерционность метода) равна
времени накопления сигнала и, поэтому, несколько возрастает с
увеличением глубины скважины. При отсутствии резких скачков
температуры, ее величина может быть определена с точностью до 0,05 К.
5. Новые возможности управления разработкой нефтегазовых
месторождений в результате использования
термометрических систем с распределенными датчиками.
Внедрение в нефтегазовую промышленность распределенных
датчиков температуры (distributed temperature sensors - DTS) позволяет без
остановки производства успешно справляться с ранее неразрешимыми
практическими задачами, некоторые из которых кратко описаны ниже
(примеры из практики работы компаний Shlumberger и Sensa ) .
А. Своевременная регистрация и локализация утечек флюидов
из продуктивных скважин.
На рисунке 53 показано, как при возникновении повреждений
газовой скважины образуется утечка газа, приводящая к образованию
градиента давления и изменению распределения температур. Местное
снижение температуры является следствием эффекта Джоуля-Томсона (см.
раздел VI.2). Так, для метана температура уменьшается примерно на 0,5 К
при спаде давления на одну атмосферу.
Практически, при утечках на промышленных газовых скважинах
наблюдается местное снижение температуры на 5-6
К , как показано на
рисунке 54.
Страницы
- « первая
- ‹ предыдущая
- …
- 96
- 97
- 98
- 99
- 100
- …
- следующая ›
- последняя »
