FLUID FLOW Fluids move from regions

FLUID FLOW Fluids move from regions of high pressure to regions of low pressure. When the well is drilled into a hydrocarbon reservoir and open at the surface, the area in the vicinity of the wellbore becomes an area of low pressure. If the reservoir has sufficient permeability, oil and gas flow from all directions into the wellbore. When fluids are flowing into the well the pressure at the well bottom is called the bottom hole flowing pressure. The pressure at surface, when the well is flowing, is called the wellhead or flowing tubing pressure. The pressure at the surface when the well is shut -in and fluids are not flowing through the tubings called the shut tin or static tubing pressure. The pressure within a column of fluid increases with depth and is greater at the bottom of the column than at the top. This principle can be demonstrated by the change you feel on your ears when you dive to the bottom ofa swimming pool. The pressure is directly related to the depth and the density of the fluid, and is called hydrostatic pressure Fora given height of a column of fluid, the hydrostatic pressure of liquids is much greater than the hydrostatic pressure of gas. For example, the change in pressure with depth (called the hydrostatic gradient) is about 10kpam in gas. In oil the gradient varies from 80 to 990kpam In order for fluids to flow up the wellbore, the reservoir pressure must be greater than the total of the hydrostatic and atmospheric pressure. The flow rate of oil or gas into the welbore depends on the permeability of the reservoir rock, the area of flow into the wellbore and the viscosity of the fluid.

Результаты (русский) 1:

Регионы низкого давления жидкости потока жидкости перемещаются из областей высокого давления. Когда колодец просверленные в резервуар углеводородов и открытой на поверхности, район вблизи скважины становится область низкого давления. Если резервуар имеет достаточную проницаемость, нефти и газа вытекают из всех направлений в скважине. Когда жидкости вливаются в скважины давление на дне также называется забойного давления течет. Давление на поверхности, когда течет колодец, называется устьевого или гидродинамического давления труб. Давление на поверхности, когда хорошо shut - в и жидкости не течет через трубы называется закрыно олова или статического трубки давления. Давление в столбце жидкости увеличивается с глубиной и больше в нижней части столбца чем в верхней. Этот принцип может продемонстрировать изменение, которое вы чувствуете на уши, когда вы погружение на дно ofa бассейн. Давление напрямую связан с глубины и плотности жидкости и называется гидростатического давления Fora, учитывая высоту столбца жидкости, гидростатическое давление жидкости значительно больше, чем гидростатическое давление газа. Например изменение давления с глубиной (так называемый гидростатические градиент) — о 10kpam в Газе. В масле градиент колеблется от 80 до 990kpam, чтобы жидкости течь вверх по скважине пластовое давление должно быть больше всего гидростатические и атмосферного давления. Скорость потока нефти или газа в ОЗП зависит от проницаемости породы коллектора, площадь потока в скважине и вязкость жидкости.

Результаты (русский) 2:

Протекающим флюидом Флюиды перемещаться из областей высокого давления к областям низкого давления. Когда скважина пробурена в углеводородный резервуар и открытой на поверхности, область вблизи ствола скважины, становится областью низкого давления. Если резервуар имеет достаточную проницаемость, нефти и газа, поток со всех направлений в ствол скважины. Когда флюиды протекают в скважину давление в забое скважины называется забойное давление в напорном трубопроводе. Давление на поверхности, когда скважину течет, называется устьевой или проточных давление трубки. Давление на поверхности, когда скважина закрыта -in и жидкости не течет через НКТ называют запорную олова или статическое давление трубки. Давление внутри столба жидкости возрастает с увеличением глубины и больше, в нижней части колонны, чем в верхней части. Этот принцип может быть продемонстрировано с помощью изменения вы чувствуете на уши, когда вы Погружение на дно OFA бассейна. Давление непосредственно связана с глубиной и плотностью жидкости, и называется гидростатическим Fora давлений и при этом высота столба жидкости, гидростатическое давление жидкости значительно больше, чем гидростатическое давление газа. Например, изменение давления с глубиной (так называемый гидростатический градиент) составляет около 10kpam в газе. В масле градиент изменяется от 80 до 990kpam Для того, чтобы жидкости течь вверх по стволу скважины, пластовое давление должно быть больше, чем суммарное значение гидростатического и атмосферного давления. Скорость потока нефти или газа в welbore зависит от проницаемости породы-коллектора, площадь потока в ствол скважины и вязкости жидкости.

Результаты (русский) 3:

поток жидкости жидкости перейти от регионов высокого давления в регионах с низким давлением.когда хорошо, пробуренные в углеводородах водохранилище и открыть на поверхности, в районе, в непосредственной близости от wellbore становится область низкого давления.если водохранилище имеет достаточные проницаемости, нефть и газ поток со всех сторон в wellbore.когда жидкость поступает в хорошо давление на дно и называется забойное течь давления.давление на поверхности, когда так поступает, называется устье скважины или течь трубы давления.давление на поверхности, когда хорошо закрыт - и жидкости не распространяются через tubings называется - тин или статический труб давления.давление в колонке жидкости увеличивается с глубины и больше в нижней части толще, чем на вершине.этот принцип может быть продемонстрировано климата, ты чувствуешь себя по уши, когда ты нырял на дно фау плавательный бассейн.давление, непосредственно связанных с глубины и плотности жидкости, и называется гидростатического давления форумах с высоты колонну жидкости, гидростатического давления жидкостей, гораздо больше, чем гидростатическое давление газа.например, изменение давления с глубины (называется гидростатический градиент) составляет около 10kpam в газ.в нефтяных градиент варьируется от 80 до 990kpam для жидкости для потока до wellbore, пластового давления должно быть больше, чем в общей сложности гидростатического и атмосферное давление.расход нефти или газа в welbore зависит от прозрачности коллекторной породе области потока в wellbore и вязкости жидкости.