injection, the bottomhole temperatu

injection, the bottomhole temperature at the depth of 1500 m
calculated by OLGA model was 35.2
C, 2.2
C lower than that
calculated by FLUENT 2D radial model and 3
C lower than the
result from the analytical solution [41]. The bottomhole pressure
calculated using OLGA was 19.5 MPa, 0.4 MPa larger than that
calculated using FLUENT. These differenceswere acceptable and the
following modeling was implemented using OLGA considering the
computational efficiency.
4.2. Performance of heat extraction of multi-horizontal-wells
system
Water was adopted as the working fluid in the analysis in this
section as water was still the most common working fluid for
geothermal exploitation currently. During the initial operation of
the geothermal system, water extracted the maximum heat from
the hot rocks, and with the rock gradually cooled by the injected
water, the temperature at the production wellhead also decreased
with time.With the injection temperature of 70
C and production
flow rate of 80 kg/s in the multi-horizontal-wells system shown in
Fig. 4 (a), the temperature of water increased from the injection
temperature of 70
Ce86
C in the injection well and increased
more significantly from 86
Cto141
C in the shallower horizontal
well at the operation time of 1 year (Fig. 4 (a)). The temperature
increase of water was focused on the horizontal well due to the
consistent high temperature around and also due to the half mass
flow rate in the horizontal well compared to the injection well. In
the production well, water temperature decreased slightly from
147.2
C to 143.7
C at 1 year due to the gradually decreasing sur-
rounding temperature. As the operation time increasing, water
temperature in the wellbore approached stable condition,
increasing from 70
Cto130
C along the whole wellbore.
Along the whole wellbore, the frictional pressure loss was a
continuing factor to reduce the production pressure compared to
the injection pressure. However, the hydrostatic pressure due to
gravity along the injection well and the production well, although
with the opposite direction, could not be counteracted because of
the different density of the fluid at different temperatures. The
above two factors, along with the compressibility of the fluid, could
lead to the different relationship between the injection pressure
and the production pressure. In the case shown in Fig. 4, the in-
jection pressure was 6.7 MPa at 30 years, higher than the produc-
tion pressure of 5 MPa.
To illustrate the interactions between the injected water and the
surrounding rocks, temperature distributions ofwater in the tubing
and different rock layers along the wellbore length in the deeper
horizontal well at the operation time of 30 years were shown in
Fig. 4 (b). The rock layers with distances to the wellbore axis of
0.1 m, 1 m, 10 m, 30 m, 50 m, 80 m and 90 m had been cooled from
the initial temperature of 261.5
Ce110
C, 155
C, 212
C, 238
C,
249
C, 255
C and 260
C respectively at the inlet of the deeper
horizontal well at 30 years. With the decreasing gradient of the
temperature in the further rocks from the wellbore, the tempera-
ture of rocks at a distance of 96 m and 100 m was still the initial
temperature of 261.5
C, which indicated that the influence of the
injected water had not propagated to the rock boundary at the
distance of 100 m and could be a verification of the availability of
the rock boundary and the distance between each wellbore.
4.3. Performance of heat extraction of annular-wells system
For system 2, the production temperatures of water were
149.2
C, 137.8
C and 134.1
C respectively after the operation time
of 1 year, 10 years and 30 years with the injection temperature of
70
C and production flow rate of 80 kg/s as shown in Fig. 5 (a). The

Kết quả (Việt) 2:

phun, nhiệt độ bottomhole ở độ sâu 1.500 m
tính bằng mô hình OLGA là 35,2 ° C, 2,2 ° C thấp hơn so với
tính toán của mô hình xuyên tâm FLUENT 2D và 3? C thấp hơn so với các
kết quả từ các giải pháp phân tích [41]. Áp lực bottomhole
tính toán sử dụng OLGA là 19,5 MPa, 0,4 MPa lớn hơn so với
tính toán sử dụng FLUENT. Những differenceswere chấp nhận được và các
mô hình sau đây được thực hiện bằng cách sử OLGA xem xét
tính toán ef fi tính hiệu.
4.2. Hiệu suất khai thác sức nóng của đa-ngang-giếng
hệ thống
nước được thông qua như là làm việc fl UID trong phân tích trong này
phần như nước vẫn còn làm việc chung nhất fl UID cho
khai thác địa nhiệt hiện. Trong thời gian hoạt động ban đầu của
hệ thống địa nhiệt, nước chiết xuất nhiệt tối đa từ
những tảng đá nóng, và với đá dần dần làm mát bằng các tiêm
nước, nhiệt độ ở đầu giếng khoan sản xuất cũng giảm
với time.With nhiệt độ tiêm 70? C và sản xuất
fl ow mức 80 kg / s trong hệ thống đa-ngang-giếng thể hiện trong
hình. 4 (a), nhiệt độ của nước tăng từ tiêm
nhiệt độ 70? Ce86 C? Trong tiêm tốt và tăng
trọng yếu hơn fi đáng từ 86 Cto141 C? Trong ngang nông
cũng đồng thời hoạt động của 1 năm (Hình. 4 (a)). Nhiệt độ
tăng của nước đã được tập trung vào cũng ngang do
nhiệt độ cao phù hợp xung quanh và cũng do một nửa khối lượng
fl ow tỷ lệ ở ngang cũng so với tiêm tốt. Trong
sản xuất tốt, nhiệt độ nước giảm nhẹ từ
147,2 ° C đến 143,7 ° C tại 1 năm do các bề dần dần giảm
nhiệt độ làm tròn. Khi thời gian hoạt động ngày càng tăng, nước
nhiệt độ trong wellbore tiếp cận tình trạng ổn định,
tăng từ 70? Cto130 C? Dọc theo toàn bộ wellbore.
Dọc theo toàn bộ wellbore, các tổn thất áp suất ma sát là một
yếu tố tiếp tục để giảm áp lực sản xuất so với
các áp lực phun . Tuy nhiên, áp lực thủy tĩnh do
lực hấp dẫn dọc theo cũng tiêm và sản xuất tốt, mặc dù
với hướng ngược lại, không thể làm mất tác dụng vì
mật độ khác nhau của uid fl ở nhiệt độ khác nhau. Việc
hai yếu tố trên, cùng với việc nén của uid fl, có thể
dẫn đến các mối quan hệ khác nhau giữa áp suất phun
và áp lực sản xuất. Trong trường hợp hình. 4, trong-
áp jection là 6,7 MPa ở 30 năm, cao hơn produc-
áp tion của 5 MPa.
Để minh họa sự tương tác giữa các nước bơm và các
đá vây quanh, phân bố nhiệt độ ofwater trong ống
và các lớp đất đá khác nhau dọc theo chiều dài wellbore trong sâu hơn
cũng ngang với thời gian hoạt động 30 năm được thể hiện trong
hình. 4 (b). Các lớp đá với khoảng cách tới trục wellbore của
0,1 m, 1 m, 10 m, 30 m, 50 m, 80 m và 90 m đã được làm lạnh từ
nhiệt độ ban đầu của 261,5? Ce110? C, 155 ° C, 212? C, 238 ° C,
249 ° C, 255 ° C và 260 ° C tương ứng ở đầu vào của sâu hơn
cũng ngang tại 30 năm. Với gradient giảm của
nhiệt độ trong các loại đá thêm từ wellbore, các tempera-
ture đá ở khoảng cách 96 m và 100 m vẫn là ban đầu
nhiệt độ 261,5 ° C, trong đó chỉ ra rằng trong fl ảnh hướng của các
nước bơm có không tuyên truyền đến ranh giới đá ở
khoảng cách 100 m và có thể là một fi cation veri của sự sẵn có của
các ranh giới nhạc rock và khoảng cách giữa mỗi wellbore.
4.3. Hiệu suất khai thác sức nóng của hệ thống hình khuyên-giếng
Đối với hệ thống 2, nhiệt độ sản xuất của nước là
149,2 ° C, 137,8 ° C và 134,1? C tương ứng sau thời gian hoạt động
của 1 năm, 10 năm và 30 năm với nhiệt độ tiêm
70 ? C và sản xuất fl ow mức 80 kg / s như hình. 5 (a). Các