It is observed that the flowing bottom-hole temperature (FBHT) changes as a result of production, injection or shutting the well down. Variations in temperature mainly occur due to geothermal gradient, injected fluid temperature, frictional heating and the Joule-Thomson effect. The latter is the change of temperature because of expansion or compression of a fluid in a flow process involving no heat transfer or work. CMG STARS thermal simulation sector model developed in this study was used to analyze FBHT changes and understand the reasons. Twenty three main and five additional cases that were developed by using this model were simulated and relation of BHT with other parameters was investigated. Indeed the response of temperature to the change of some parameters such as bottom-hole pressure and gas-oil ratio was detected and correlation was tried to set between these elements. Observations showed that generally FBHT increases when GOR decreases and/or flowing bottom-hole pressure (FBHP) increases. This information allows estimating daily gas-oil ratios from continuously measured BHT. Results of simulation were compared with a real case and almost the same responses were seen. The increase in temperature after the start of water and gas injection or due to stopping of neighboring production wells indicated interwell communications. Additional cases were run to determine whether there are BHT changes when initial temperature was kept constant throughout the reservoir. Different iteration numbers and refined grids were used during these runs to analyze iteration errors; however no significant changes were observed due to iteration number differences and refined grids. These latter cases showed clearly that variations of temperature don?t occur only due to geothermal gradient, but also pressure and saturation changes. On the whole, BHT can be used to get data ranging from daily gas-oil ratios to interwell connection if analyzed correctly.

Üretim, enjeksiyon veya kuyunun kapatılması sonucu kuyu-dibi sıcaklık (FHBT) değişimleri gözlenmiştir. Sıcaklıktaki farklılık daha çok jeotermal gradyan, enjekte edilen sıvı sıcaklığı, sürtünme ısısı ve Joule-Thomson etkisinden dolayı oluşur. Sonuncu akış süreci içinde bir sıvının genleşme veya sıkışması sonucu hiç ısı transferi olmadan veya iş yapılmadan sıcaklık değişmesidir. Bu çalışmada geliştirilen bir CMG STARS termal simülasyon sektör modeli FHBT değişikliklerini analiz etmek ve nedenlerini anlamak için kullanılmıştır. Bu model kullanılarak geliştirilen 23 ana ve 5 ek senaryo simülasyonda çalıştırılarak BHT'nin diğer parametrelerle ilgisi araştırıldı. Gerçekten sıcaklığın kuyu-dibi basınç ve gaz-petrol oranı gibi bazı parametrelerin değişimine yanıt verdiği saptandı ve bu unsurlar arasında korelasyon kurulmaya çalışıldı. Gözlemler, genellikle GOR azaldıkça ve/veya akan kuyu-dibi basıncı (FHBP) yükseldikçe FBHT'nin arttığını gösterdi. Bu bilgi sürekli ölçülen BHT verilerinden günlük gaz-petrol oranlarını hesaplamaya izin verir. Simülasyon sonuçları gerçek bir durumla karşılaştırıldı ve hemen hemen aynı tepkiler görüldü. Su ve gaz enjeksiyonuna başlama veya komşu üretim kuyularini durdurma nedeniyle sıcaklık artışı kuyular arası iletişimi gösterdi. İlk sıcaklık rezervuar boyunca sabit olduğu zaman BHT'de değişiklik olup olmadığını belirlemek için ek senaryolar çalıştırılmıştır. İterasyon hatalarını analiz etmek için farklı iterasyon sayıları ve fazlalaştırılmış grid'ler kullanıldı; ancak iterasyon sayısı farklılıkları ve fazlalaştırılmış grid nedeniyle anlamlı bir değişim gözlenmedi. Bu senaryolar sıcaklığın sadece jeotermal gradyana göre değil, aynı zamanda basınç ve doygunluk değişiklikleri nedeniyle meydana geldiğini açıkça gösterdi. Genellikle, BHT doğru analiz edildiğinde gaz-petrol oranından kuyular arası iletişime kadar veri almak mümkündür.