кислоты, металлического магиия, формалина, уксусной кислоты, НЧК, рабочей силы, автотранспорта и эксплуатации оборудования (насосных агрегатов, емкостей и др.).
Суммарные затраты на обработку скважины необходимо сравнить со стоимостью дополнительно полученной нефти с учетом промысло вой себестоимости. Разница определит величину экономического эффекта.
36. Расчет электротешювой обработки призабойной зоны скважины [45]
Задача 56
Поддержание температуры призабойной зоны скважины на по вышенном уровне предотвращает отложение парафино-смолистых веществ и не допускает снижения проницаемости призабойной зоны. Одновременно достигается снижение вязкости поступающей в сква жину нефти. Все это способствует поддержанию дебита скважины на повышенном уровне.
При периодическом подогреве призабойной зоны температура постепенно снижается до начальной величины, что приводит к по вторному накоплению в призабойной зоне парафино-смолистых веществ и снижению ее фильтрационной способности. Поэтому об работки периодически повторяют. Лучшие результаты получаются при применении стационарных нагревателей, спускаемых в сква жину вместе с глубинными насосами. Это обеспечивает непрерывное поддержание дебита скважины на высоком уровне.
Практически при расчете электротепловой обработки призабойпой зоны требуется определить среднюю температуру на забое скважины пли температурный перепад в конце подогрева, продол жительность периодов прогрева, мощность пагревателя и др.
1. Определить среднюю температуру на забое скважины в конце прогрева, еслн мощность нагревателя N = 15 кВт (12900 ккал/ч), продолжительность прогрева t = 120 ч, мощность пласта h = 20 м, радиус скважины гс = 0,084 м, коэффициент теплопроводности пласта %п = 2 ккал/м • ч °С; объемная теплоемкость пласта, насы
щенного жидкостью, |
Сп = |
600 |
ккал/м3• °С (пласт карбонатный). |
Находим |
безразмерный |
радиус |
скважины |
|
|
Пс~ |
h |
|
0 , 0 8 4 |
0,0042. |
|
|
|
20 |
|
|
|
|
Вычисляем параметр |
Фурье: |
|
|
|
Fo = |
|
. = |
2 ‘ 120_ 0,001. |
|
|
|
С п № |
6 0 0 |
• 2 0 2 |
Значение |
средней |
безразмерной |
температуры Т* = 0,449 опре |
деляется по расчетной диаграмме (см. рис. 26) в зависимости от
параметра Фурье или по |
формуле |
Т 1 = |
к Т * = 1 с -------- Т7---------, |
где к — поправочный коэффициент, учитывающий потери тепла
в кровлю и подошву пласта (для открытого забоя к = 1,5); ДД. — средняя (по мощности) избыточная температура в скважине в °С.
Из этой формулы находим искомую среднюю температуру в конце прогрева:
д гр |
2 V V |
_ |
0,449 • 12 900 |
__0*7° Г' |
|
с — |
к Х п іі |
~ |
1,5 - 2 - 2 0 |
— J |
‘ |
2.Определить продолжительность прогрева забоя при следу-
ющих условиях: |
средняя |
температура к концу |
прогрева ДТс = |
= 100° С; мощность нагревателя N = 10 кВт |
(8600 ккал/ч); мощ |
ность пласта h |
= |
10 м; радиус скважины гс = |
0,084 м; коэффициент |
теплопроводности |
пласта |
%п = |
2 ккал/м • ч °С; |
объемная теплоем |
кость пласта |
Сп = 600 ккал/м3 • °С. |
скважины: |
|
Вычисляем |
безразмерный радиус |
|
|
|
i?c = 2/L = |
- № |
= 0,0084. |
|
|
|
|
с |
h |
10 |
|
|
|
Находим безразмерную температуру при к = 1,5:
Т\ = к |
АТ |
= 1,5 100 -2-10 = 0,35. |
|
N |
8600 |
Из расчетной диаграммы (см. рис. 26) по значениям ТІ = 0,35
иRc = 0,0084 интерполированием находим параметр Фурье: Fo =
=0,00136.
Продолжительность прогрева забоя
t = Fo |
Ап |
= 0,00136 600: 102 = 41 м. |
|
2 |
При тепловой обработке призабойной зоны без остановки сква жины (стационарными нагревателями) на теплопроводный тепловой поток, иаправлепный в глубь пласта, будет накладываться конвек тивный тепловой поток, направленный из пласта в скважину. Таким образом, одновременно с нагреванием пласта будет происходить его охлаждение в результате непрерывного обратного переноса тепла жидкостью в скважину. Следовательно, приток жидкости
вскважину оказывает отрицательное влияние на процесс прогрева.
3.При комплектовании оборудования для электротепловой об работки необходимо знать параметры применяемого электрообору
дования, которые должны обеспечить высокий к. п. д. агрегата и низкую стоимость его. Поэтому при выборе электрооборудования необходимо знать допустимые потери напряжения и мощности в кабеле, которые зависят от мощности электронагревателя и его напряжения, от типа нагревателя, сечения и длины (глубины спу ска) кабеля.
Для расчета этих параметров электрооборудования необходимо знать мощность электронагревателя (определяется из теплового расчета прогрева призабойной зоны скважины), напряжение
электронагревания (зависит от типа рабочих элементов и схемы их со единения) и сопротивление шил кабеля Дк (зависит от длины, пло щади сечения и температуры кабеля).
Сопротивление одной жилы кабеля определяется по формуле
flK= p[l + a (ic- 2 0 ) ] - f 10» =
= 0,0175 • [1 + 0,004 (60 - 20). |
• ІО3 = 0,95 Ом • мм»/м, |
где / = 0,75 мм — длина кабеля; s = 16 мм2 — сечение жилы ка беля КРБКЗ X 16; р — удельное электрическое сопротивление при t = 20° С (для меди р = 0,0175 Ом • мм2/м); а — температурный коэффициент сопротивления (для медиа = 0,004 1/°С); tc = 60° С — средняя температура окружающей среды в скважине.
Сопротивление фазы нагревателя
|
RЫ |
3U & _ |
3-2202 |
= 13,8 Ом, |
|
|
N » |
10500 |
|
где £/„ = 220 В — напряжение на |
зажимах электронагревателя; |
NH= 10,5 кВт — мощность |
трехфазного |
электронагревателя. |
Напряжение |
на |
зажимах |
вторичной |
обмотки трансформатора |
(при соединении |
«на |
звезду») |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,952 |
|
|
|
|
f ^)=/10500,(13,8 |
2-0,95 + ^ Р ) = |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 263 В. |
|
|
Величина силы тока4в электролинии |
|
|
т _ |
Ѵ Ш |
Ѵг • 263 |
|
|
^эл |
|
з д к _ | _ д н |
3 • 0,95-1-13,8 |
= 2 7 , 3 А . |
Потребная мощность нагревателя
-^к — + ЗД п-Rk= 10 500 + 3 ■27,32 • 0,95 = 12 620 Вт или 12,6 кВ.
К. п. д. установки
37. Расчет основных показателей разработки пласта тепловым методом ВДОГ [46]
Задача 57
Рассчитать основные показатели для разработки пятискважин ного элемента участка пласта методом создания внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ) при следующих данных: мощ ность пласта h = 6 м; пористость в природных условиях т = 0,28; температура пласта t = 21° С; плотность нефти в пластовых усло
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
виях рн = 945 |
кг/м3; плотность |
воды рв = |
1000 |
кг/м3; иефтенасы- |
щегшость s„ = |
0,72; водоиасыщепиость sB= |
0,23; |
расстояние между |
нагнетательной |
и |
эксплуатационной |
скважинами I — 150 |
м; абсо |
лютное давление на забое эксплуатационных скважин рэ = |
8кгс/см2; |
радиусы нагнетательных и эксплуатационных скважин гс = |
0,084 м; |
эффективная проницаемость для окислителя (воздуха) |
кэ — 176 мД. |
|
Лабораторными экспериментами установлено: пористость пла |
ста на модели т' |
= 0,40; расход топлива (коксового остатка) g'K_0 = |
= |
21 |
кг на 1 |
м3; удельный расход |
окислителя |
F0CT = 12 м3 на |
1 |
кг; |
количество |
образующейся |
реакционной |
воды |
g'B = 25 кг |
на |
1 |
м3; теплота сгорания — нефти |
QH = |
1 0000 |
ккал/кг, |
газооб |
разных продуктов — (?г = 300 ккал/м3; вязкость окислителя при пластовой температуре цок = 0,018 спз.
Определяем удельное количество коксового остатка:
Объем окислителя (воздуха), требующегося для выработки (вы жигания) единицы объема пласта, составит
^ок = £к. о^ост = 25,2 ■12 = 302 м3/м3.
Принимая минимальную скорость перемещения фронта горения и>Ф= 0,0375 м/сут, определяем минимальную плотность потока окислителя vf:
Vf = V0Kw$ = 302 • 0,0375 = 11,3 м3/сут • м2.
Принимая объемный коэффициент охвата пласта очагом горения А а = 0,626, определяем суммарный объем требующегося окислителя для выработки одного пятиточечного элемента пласта:
и = 2ѴокШАѵ = 2.302-15026 ■0,626 = 51. ІО6 м3.
Коэффициент охвата пласта фронтом горения А ѵ находится в определенной зависимости с безразмерным параметром формы фронта горения ід (см. табл. 21).
Так как для обеспечения коэффициента охвата 0,626 потребуется теоретически бесконечно большой расход окислителя, мы принимаем значение iD = 6,06, которому соответствует коэффициент охвата пласта по объему 0,575.
Определяем предельный максимальный расход окислителя:
У?р = Ihvfio = 150 • 6 • 11,3 • 6,06 = 61,6.103 м3/сут.
Для сокращения срока разработки участка принимаем максималь ную скорость перемещения фронта горения wф = 0,15 м/сут и определяем продолжительность первого периода разработки, при котором расход окислителя достигнет значения F?p:
|
61,6 |
• ІО3 |
= 240 сут. |
|
2 • 3,14 • 6 |
• 302 • 0,152 |
|
|
|
16* |
|
243 |
Количество окислителя, израсходованного за этот период: Uj = 4 - = 4 • 61.6' l° s*2^° = 7,4■ 10е м3.
Количество окислителя, израсходованного в основной (средний) период:
|
щ = и - 2иг = 51 • 10е- 2 • 7,4 • 10е = 36,2.10е м3. |
Продолжительность |
основного периода |
|
|
|
и = - |
|
36,2 • 10° |
588 |
сут. |
|
|
|
61,6 • юз |
|
|
|
|
|
|
|
Общая |
продолжительность |
разработки всего |
участка |
|
t — 2 t + 12= 2 • 240 + 588 = 1068 сут. |
Абсолютное давление на |
устье |
нагнетательной скважины |
|
Ѵ?Р|іок 0+ 273) |
ln |
гг |
1,238)] °’Б= |
Рн = \ РІ + |
7,4AVt |
|
rcuyi |
= [ s 2- |
61,6-103-0,018 (21 + 273) |
|
150- |
|
— 1,238 ) ]°’E |
7,4 ■176 • 6 |
( І п т>: |
084 • 0,15 • 240 |
|
|
|
|
|
|
|
|
= 20 кгс/см2 |
(2 МПа). |
|
|
Для вычисления коэффициента нефтеотдачи необходимо знать количество коксового остатка S0 и углеводородного газа £тх, выра женное в долях от порового объема:
|
£к. О _ |
25,2 |
: |
0,095; |
|
р н т ' — |
945 • 0,28 |
^тх'— |
= 0,095 12 |
|
300 |
: 0,034. |
Qн |
10 000 |
|
Принимая объемный коэффициент охвата пласта очагом горе ния Ау = 0,575 и коэффициент нефтеотдачи из участков, не охва ченных фронтом горения, г)н = 0,4, определяем общий коэффициент нефтеотдачи:
Ли =-Ау (1 - |
) + |
Чн (1 - а у) = °-57 5 •( 1 |
0,095 + 0,034 |
\ . |
0,72 |
) |
|
+ 0,4-(1-0,575) = 0,642. |
|
|
Количество |
извлекаемой нефти |
|
|
|
Ѵн= Shm sjін= 2 ■1502 • 6 • 0,28 • 0,72 • 0,642 = 34,9 • 10s м3 |
|
(площадь участка S = 212). |
реакционной воды |
|
Удельное |
количество |
образующейся |
|
|
1 —т |
|
|
|
|
ёв — ёв |
25- Н ж |
=30кг/м 3- |
|
|
|
|
Суммарное количество |
получаемой воды |
|
|
Ѵв = AvSh (sDm + ^ - ) = 0,575 • 2 • 1502 • 6 • (о,23 • 0,28 4 |
30 |
W |
= |
14,6 • ІО3 м3. |
юоо |
) |
|
|
Принимая дебит нефти Ѵ„ пропорциональным расходу окислителя, найдем дебит нефти во второй (основной) период раз работки:
Ѵ0 У«У§* 34,9 • 103.61,6 • 103 = 42,2 м3/сут.
и51 • 10е
Дебит нефти в первый период F lH будет возрастать от нуля до- Ѵ2а, а в третий период он будет убывать от Ѵ2н до нуля, составляя в среднем 21,1 м3/сут.
38. Расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта [34]
Задача 58
Принимаем, что скважины расположены по семиточечной схеме- (шесть эксплуатационных скважин по окружности и нагнетатель ная в центре). Расстояние между эксплуатационными и нагнетатель
ными скважинами R = |
100 м. Средняя мощность пласта h = 20 м. |
Пористость пласта а = |
0,2, остаточная нефтенасыщенпость пласта |
ß = 0,5. |
|
Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке, |
Ѵп= nR2h = 3,14 ■lOO2 •20 = 628 000 м3. |
Абсолютные запасы |
нефти на начало тепловой обработки |
V = 7псф = 628 000.0,2 •0,5 = 62 800 м3. |
Из этих запасов при вытеснении нефти паром можно получить- |
иефти 80%, или около 62 800 • 0,8 = 50000 м3. |
|
Принимая температуру предварительного нагрева призабойной |
зоны АТ — 700° С, |
находим |
объем |
призабойной зоны: |
|
|
V_______ |
|
|
8 |
Т п ( . |
С в А Т в |
|
|
ДГВ V + |
і |
|
|
где АТп = 700° С — прирост |
температуры |
перегретого |
пара отно |
сительно начальной |
температуры в |
°С; |
АТв = 150° С — прирост |
температуры холодной воды до точки кипения в °С; Св |
= 1 ккал/кг |
°С — теплоемкость |
воды; і |
= 500 |
ккал/кг — теплота |
испарения |
воды. |
|
|
|
|
|
Подставив числовые значения входящих в эту формулу величин,, найдем объем предварительно прогреваемой призабойной зоны:
тд |
700 |
628 000 |
1 •150\ |
f 89 000 м3 или |
89 000 • 100 |
14% |
14 |
/ |
|
628 000 |
|
от всего |
150 |
' V1 + |
500 ) |
|
|
|
объема подлежащего обработке |
пласта. |
|
Для ыагрева такого объема пласта потребуется тепловой энергии
(Д = (ДГПДГВ) іѴ0 = (700 -150) • 500 • 89 000 = 24 475 • 10е ккал
(102,6 • 1012Дж).
Общее количество газа, необходимое для получения этой энергии с учетом 25% па тепловые потери, будет
Ѵг = (?Д ,25 : 1Q= 24 475 • 10е • 1,25 :8000 = 3 824 200 м3,
где Q = 8000 ккал/кг — теплота сгораиия природного газа. Лабораторными опытами установлено, что на сгорание 1 м3
таза требуется 9,5 м3 воздуха. Поэтому расход воздуха составит
Ѵв= 9,57г= 9,5 • 3 824 200 = 36 330 000 м3.
Объем всей газовоздушиой смеси будет
7 см = Е г + У в = 3 824 200 + |
36 330 000 = |
40,154 млн. м3. |
Радиус |
предварительного |
обогрева пласта |
|
|
|
|
89 000 |
37,6 м, |
|
|
|
|
3,14 • 20 |
|
|
|
|
|
тде h = 20 м — мощность пласта. |
должна быть не менее |
Приемистость нагнетательной скважины |
К = 100 |
тыс. м3/сут. |
Если |
она окажется |
меньше, необходимо |
принять меры к повышению приемистости. |
|
Продолжительность |
нагрева |
пласта составит |
ін = ѵсн: К = 40154 000: 100 000 = 401 сут.
После прогрева призабойной зоны необходимо максимально быстро провести нагнетание воды, с тем чтобы своевременно полу чить пар для обработки всего пласта.
Общий объем воды, необходимой для нагнетания, определится по формуле объемной скорости конвективного переноса тепла в по ристой среде пласта:
|
Qa= -g . уп = |
. 628 000 = 314 000 м3, |
|
где Сп = 500 ккал/м3 °С — теплоемкость перегретого пара; |
Св — |
= 1000 |
ккал/м3 °С — теплоемкость воды. |
установки дн |
= 500 |
При |
производительности |
нагнетательной |
м3/сут |
продолжительность вытеснения нефти |
паром составит |
|
tB=zQB: qH= 314 000 : 500 = 628 дней.
Общая продолжительность тепловой обработки участка пласта будет
<об = *н + h = 401 -)- 628 = 1029 дней яа 3 лет.
За это время предполагается добыть из пласта путем тепловой
обработки |
50000 м3 нефти, или |
49 м3/сут. |
Расходы на весь процесс тепловой |
обработки составят около |
500 тыс. руб., |
или 500000 : 50000 = 10 |
руб. иа 1 м3 нефти. |
|
39. |
Расчет тепловой обработки истощенного |
|
нефтяного пласта комбинированным методом [34]J |
Задача |
59 |
|
|
Тепловая обработка пласта ведется методом теплового импульса путем предварительного обогрева призабойной зоны горячей водой или насыщенным водяным паром и последующего переноса создан ной горячей зоны нагнетанием холодной воды, которая при высо
кой температуре пласта превращается в пласте в пар. |
|
1. |
Удельные потери тепловой энергии (на 1 м3 обработанной |
части |
пласта) |
|
|
|
|
|
|
|
Q „=^V xcY ^ t7WI’ |
|
где <2уд — удельные потери тепловой энергии в ккал/м3; |
X = |
= 1 |
ккал/м |
°С • |
ч — коэффициент теплопроводности нефтесодер |
жащих пород; С — 550 ккал/м3 -°С — удельная теплоемкость этих |
пород; Сп |
— 675 |
ккал/м3 |
• °С — удельная |
теплоемкость насыщен |
ных |
жидкостью |
пород; |
С,- = 875 ккал/м3 |
■°С — удельная |
тепло |
емкость нагнетаемого рабочего агента; АТ — 175° С — среднее уве |
личение температуры пласта (по сравнению с его нормальной тем
пературой); |
Гф = 100 м — радиус |
фронта |
температурной |
волны |
в м; h = |
20 м — средняя мощность пласта; / |
= |
17,5 м3/ч — расход |
нагнетаемого |
агента. |
приведенных |
значений получим |
|
После |
подстановки |
|
|
|
/ |
1 -5 5 |
0 |
. / ^ . !75 |
|
100 |
|
25 577 ккал/м3 |
|
|
V 20 • 17,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(107,4 МДж/м3). |
|
|
|
|
|
2. |
Коэффициент |
|
полезного |
действия |
теплоинжекционного про |
цесса |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т) = і — |
з |
r hT |
VW i |
= |
|
|
|
|
|
|
VbQibQn |
|
|
|
= 1— |
/ 1. 550- |
|
175 |
|
|
100 |
= 0,98, |
|
/1 5 400-118 500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
/2 0 -17,5 |
|
где AQi = 154 000 ккал/м3 — прирост тепловой |
|
энергии в |
объеме |
1 м3 рабочего |
агента |
при |
АТ = |
175° С; |
АQn = |
|
118 500 ккал/м3 — |
прирост тепловой энергии в объеме 1 м3 пласта при АТ — 175° С; остальные обозначения — те же, что в п. 1.
3.Среднее увеличение температуры пласта на расстоянии 50
•от оси скважины в °С
4 т Г ХС
АГ60 = Д7’{і
V W i у СіСп 7ф
где г = 50 м — радиус местоположения температурного импульса в пласте (считая от оси скважины). Остальные обозначения — те же, что в п. 1;
ДГ60 = 1 7 5 (1 - |
і / 1' 550 ■. юо |
/20 -17,5 |
V 875-675 |
=158 °С.
4.Максимальная продолжительность теплоипжекционного про цесса в часах
|
|
|
|
|
|
АГм \ |
пСЙАа |
|
|
|
|
-м ак с — ^ |
|
А т |
J i ß ß C ) • |
|
|
|
|
|
|
|
|
' ) 16 (ХС |
Прп |
тех |
же обозн:іачениях н |
|
значениях величин |
t» |
н |
1 |
158 |
N\ |
3,14 • 6752.202 |
= 6503 ч, или 9 мес и 1 день. |
75 |
) |
16 • 1 • 550 |
|
Принимая |
объем |
подвергаемого |
|
обработке пласта равным |
628000 м3 прп коэффициенте пористости его 0,2, необходимо зака чать в пласт
628 000-0,2 = 125 600 м3 горячей воды.
Следовательно, темп закачки должен быть
125 600:6503 = 19,3 м3/ч, пли 463 м3/сут.
Прп коэффициенте приемистости нагнетательной скважины, рав ном 24 м3/(кгс/см2), для успешного проведения теплопижекцпопного процесса потребуется иметь па забое скважины давление нагнетания
463 : 24= 19,3 кгс/см2 (1,9 МПа).
Это давление может быть создано весом самого столба воды
вскважине.
40.Расчет распределения температуры по стволу фонтанной скважины 1
Задача 60
Снижение температуры нефтяного потока в сравнении с пласто вой температурой на высоте z над забоем скважины с достаточной точностью определяется формулой
1 В. Б. В л іо ш и и и др. Номограммы для установления распределения температуры по стволу фонтанной скважины. «Нефтепромысловое дело», 1969, •Jtë 8, с. 16—19.
где |
|
|
|
|
|
а — |
2лЯ |
1/м; |
|
|
1000?С In п |
|
|
|
|
|
Г — геотермический |
градиент в °С/м: |
z — расстояние от |
забоя |
скважины в м; X — коэффициент теплопроводности в ккал/м • |
ч • °С; |
q — дебит скважины |
в т/ч; С — удельная теплоемкость нефтяного |
потока в ккал/кг • °С; гг — наружный радиус насосно-компрессор ных труб в м; г2 — внутренний радиус обсадных труб в м.
Для решения этой задачи применены номограммы из выравнен ных точек на параллельных логарифмических шкалах.
По первой номограмме (см. рис. 27) определяется вспомогатель
ный параметр а, а по второй номограмме (см. рис. |
28) — вспомога |
тельный параметр а = az. Первая номограмма |
состоит из |
семи |
параллельных шкал, на пяти из которых (X, с, |
q, |
н а | |
нане |
|
сены значения lg 2яЯ, lg с, lg 1000 |
q, ln — , lg а. Шкалых |
и у вспо- |
|
могательные, они не градуированы. |
гі |
|
|
шкалах Я, и с (см. |
рис. 27) |
|
Для определения а выбирают |
на |
точки А и 5, соответствующие заданным значениям этих величии, и соединяют их прямой линией. Находят точку пересечения этой прямой со шкалой х (точка С), которую соединяют прямой с точкой D на оси q, соответствующей заданному значению дебита. Точку Е пересечения прямой CD со шкалой у соединяют прямой с точкой F
шкалы — , соответствующей заданному отношению радиусов. Точка ff гі
пересечения последней прямой со шкалой а определит искомое значение а. При заданных значениях X — 0,5 ккал/м • ч • °СГ
С = 0,4 ккал/кг °С, д = 20 т/ч, — = 1,5 находим величину а =
= 0,001 1/м.
По второй номограмме (см. рис. 28), соединяя прямой линией АС точки А и С на шкалах z и а , в пересечении со шкалой а в точке В находим значение а = 1,0.
Третья номограмма (см. рис. 29) предназначена непосредственно' для вычисления At — снижения температуры в скважине на вы соте z над забоем по сравнению с пластовой.
Определим снижение пластовой температуры при следующих данных: z = 1000 м, Г = 0,01° С/м, а = 1,0. Находим At = 4° С.
При этом получается погрешность в сравнении с экспериментальными данными при глубине скважины до 2000 м менее 1%.
Проверка на ЭВМ полученных при помощи номограмм данных показала вполне удовлетворительные результаты. Указанные но мограммы могут найти применение при определении глубины отло жения парафина и при других расчетах, связанных с распределением температуры по стволу фонтанной скважины.