Как правильно рассчитать дебит скважины? Современные проблемы науки и образования Расчет потенциального дебита газовой скважины 86.4.

Одна из главных задач после того, как бурение скважины закончено – рассчитать её дебит. Некоторые люди не совсем представляют, что такое дебит скважины. В нашей статье мы посмотрим, что это такое и как рассчитывается. Это нужно для того, чтобы понять, сможет ли она обеспечить потребность в воде. Расчет дебита скважины определяется до того, как организация, осуществляющая бурение, выдаст Вам паспорт объекта, поскольку данные посчитанного ими и реального может не всегда совпадать.

Как определить

Всем известно, что главное предназначение скважины – обеспечить владельцев водой высокого качества в достаточном объеме. Это нужно сделать еще до того, как закончились работы по бурению. Затем эти данные нужно сравнить с теми, которые получили при геологической разведке. Геологическая разведка дает информацию о том, есть ли в данном месте водоносная жила и какой она мощности.

Но далеко не все зависит от количества воды, залегающей на участке, ведь многое определяет правильность обустройства непосредственно скважины, как её спроектировали, на какой глубине, насколько качественное оборудование.

Основные данные для определения дебета

Чтобы определить производительность скважины и её соответствие в потребностях воды, поможет правильное определение дебита скважины. Другими словами, хватит ли Вам воды из данной скважины на бытовые нужды.

Динамический и статический уровень

Перед тем, как узнать, какой дебит скважины на воду, нужно получить еще некоторые данные. В данном случае речь идет о динамическом и статическом показателях. Что они собой представляют и каким образом рассчитываются, мы сейчас расскажем.

Немаловажно, что дебит является непостоянной величиной. Он полностью зависит от сезонных изменений, а также некоторых других обстоятельств. Поэтому установить точно его показатели невозможно. Это означает, что нужно использовать приблизительные показатели. Данная работа требуется, чтобы установить хватит ли определённого водного запаса для нормальных бытовых условий.

Статический уровень показывает, какое количество воды есть в скважине без забора. Такой показатель считается путем измерения от поверхности земли до водного зеркала. Его нужно определить тогда, когда вода перестанет подниматься от очередного забора.

Показатели дебита месторождений

Для того, чтобы информация была объективной, нужно подождать до того момента, пока воды наберется до прежнего уровня. Только потом можно продолжать свои исследования. Чтобы информация была объективной, нужно все делать последовательно.

Для того чтобы определить дебит, нам потребуется установить динамический и статический показатели. При том, что для точности потребуется рассчитать несколько раз динамический показатель. Во время расчета нужно осуществлять откачку с разной интенсивностью. В данном случае ошибка будет минимальной.

Как рассчитывают дебит

Чтобы не ломать голову, как увеличить дебит скважины уже после того, как она введена в эксплуатацию, требуется провести расчеты максимально точно. В противном случае Вам в будущем может не хватать воды. А если со временем скважина начнет заиливаться и водоотдача еще снизится, то проблема только усугубиться.

Если Ваша скважина имеет глубину примерно 80 метров, при том, что зона, в которой начинается забор воды, расположена на отметке 75 метров от поверхности, статический показатель (Hst) будет находиться на глубине 40 метров. Такие данные нам помогут вычислить, какая высота столба воды (Hw): 80 – 40 = 40 м.

Есть способ очень простой, но его данные не всегда правдивые, способ для определения дебита (D). Чтобы его установить, необходимо на протяжении часа откачивать воду, а затем замерить динамический уровень (Hd). Сделать это вполне под силу и самостоятельно, используя следующую формулу: D = V*Hw/Hd – Hst. Интенсивность откачивания м 3 /час обозначены V.

В данном случае, например, Вы откачали за час 3 м 3 воды, уровень снизился на 12 м, то динамический уровень составил 40 + 12 =52 м. Теперь можно перенести наши данные под формулу и получим дебит, который составляет 10 м 3 /час.

Практически всегда для расчета и внесения в паспорт используют именно этот метод. Но он не отличается высокой точностью, поскольку не берут во внимание зависимость между интенсивностью и динамическим показателем. Это означает, что не берут во внимание важный показатель – мощность насосного оборудования. Если будете использовать более или менее мощный насос, то данный показатель будет значительно отличаться.

С помощью веревки с отвесом можно определить уровень воды

Как мы уже говорили, чтобы получить более достоверные расчеты, необходимо несколько раз замерять динамический уровень, используя насосы разной мощности. Только так результат будет самым близким к истине.

Чтобы провести расчеты данным методом, нужно после первого замера подождать, пока уровень воды не установится на прежнем уровне. Затем час откачивайте воду насосом другой мощности, а затем замеряйте динамический показатель.

Например, он составил 64 м, а объем откачанной воды составил 5 м 3 . Данные, которые мы получили во время двух заборов, позволят получить информацию, используя следующую формулу: Du = V2 – V1/ h2 – h1. V – с какой интенсивностью делали откачку, h – насколько упал уровень по сравнению со статическими показателями. У нас они составили 24 и 12 м. Таким образом, мы получили дебит на уровне 0,17 м 3 /час.

Удельный дебит скважины покажет, как изменится реальный дебит, если динамический уровень увеличиться.

Чтобы рассчитать реальный дебет, используем следующую формулу: D = (Hf – Hst)*Du. Hf показывает верхнюю точку, где начинается забор воды (фильтровальная). Мы взяли для этого показателя 75 м. Подставляя значения в формулу, мы получим показатель, который равняется 5,95 м 3 /час. Таким образом, данный показатель практически в два раза меньше того, который записан в паспорте скважины. Он более достоверный, поэтому нужно ориентироваться на него, когда будете определять, хватит ли Вам воды или требуется увеличение.

При наличии данной информации, можно установить средний дебит скважины. Он покажет, какая суточная производительность скважины.

В некоторых случаях обустройство скважины делают до того, как построят дом, поэтому не всегда есть возможность рассчитать, достаточно будет воды или нет.

Чтобы не решать вопрос, как увеличить дебет, нужно требовать, чтобы правильные расчеты делали сразу. Точную информацию нужно вписать и в паспорт. Это нужно для того, если в будущем появятся проблемы, можно было восстановить прежний уровень водозабора.

Да Нет

контрольная работа

4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем, как правило, вертикальная проницаемость k в значительно меньше горизонтальной k г. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Q пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям.

Алгоритм решения:

1. Определяем критические параметры газа:

2. Определяем коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях:

3. Определяем плотность газа при стандартных условиях и далее при пластовых:

4. Находим высоту столба пластовой воды, необходимой для создания давления 0,1 МПа:

5. Определяем коэффициенты a* и b*:

6. Определяем средний радиус:

7. Находим коэффициент D:

8. Определяем коэффициенты K o , Q* и предельно безводный дебит Q пр.безв. в зависимости от степени вскрытия пласта h и для двух разных значений параметра анизотропии:

Исходные данные:

Таблица 1 - Исходные данные для расчета безводного режима.

Таблица 4 - Расчет безводного режима.

Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН

Где - коэффициент продуктивности, ; - пластовое давление, ; - минимальное допустимое давление на забое,...

2. Нахождение распределения давления вдоль луча, проходящего через вершину сектора и центр скважины. 2. Анализ работы газовой скважины в секторе с углом р/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси 2...

Анализ работы газовой скважины в секторе с углом π/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси

Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования...

Геологическое строение и разработка Чекмагушевского нефтяного месторождения

Дебит - это главная характеристика скважины, которая показывает, какое максимальное количество воды она может дать в единицу времени. Дебит измеряется в м3/час, м3/день, л/мин. Чем больше дебит скважины, тем выше её производительность...

Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

Уравнение притока газа к скважине рассчитывается по формуле: ,… (1) формула Г. А. Адамова для НКТ: ,… (2) уравнение движения газа в шлейфе: ,… (3) где Рпл- пластовое давление, МПа; Рвх - давление входа в коллектор...

Исследование движения жидкости и газа в пористой среде

1) Исследование зависимости дебита газовой скважины от угла б между непроницаемой границей и направлением на скважину при фиксированном расстоянии от вершины сектора до центра скважины...

Методы заводнения пластов

В настоящее время. Если ГЗУ оснащен турбинным объемным счетчиком, то на его показания влияют наличие жидкой фазы по всему сечению потока, величина вязкости, качество сепарации газа, наличие пенной структуры в измеряемой продукции...

Оценка производительности горизонтальных нефтяных скважин

нефтяной скважина производительность дренирование В этом нам поможет Excel файл, где применим формулу Джоши Заполняются желтые ячейки c 0,05432 коэф...

Подземная гидромеханика

Определяем дебит каждой скважины и суммарный дебит, если данный круговой пласт разрабатывается пятью скважинами, из которых 4 расположены в вершинах квадрата со стороной А = 500 м, а пятая - в центре...

Подземная гидромеханика

При плоскорадиальном вытеснении нефти водой дебит скважины определяется по формуле: (17) где: rн - координата (радиус) границы раздела нефть-вода в момент времени t...

Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ

В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, на которой существенно осложняются процессы добычи, в частности, из-за высокой обводненности добываемой продукции...

Рассмотрим комплексный потенциал. Уравнение определяет семейство эквипотенциалей, совпадающих с изобарами : , (5) где - коэффициент проницаемости пласта, - динамический коэффициент вязкости насыщающей пласт жидкости...

Приток жидкости к скважине при частично изолированном контуре питания

Рассмотрим дебит при различных углах раскрытия проницаемого контура пласта (рис.10), полученный описанным методом с применением теории комплексного потенциала. Рис. 10 Зависимость дебита скважины от угла По графику видно...

Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

В настоящее время существует несколько способов вскрытия продуктивных горизонтов: при репрессии (Рпл < Рз), депрессии (Рпл > Рз) и равновесии. Бурение на депрессии и равновесии проводится только при полностью изученном разрезе...

Министерство образования и науки Российской Федерации

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по курсу «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»

на тему: «Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины Комсомольского газового месторождения».

Выполнил Кибишев А.А.

Проверил: Тимашев А.Н.

Москва, 2014

• 1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
• 5. Анализ результатов расчетов

1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

Комсомольское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 45 км южнее районного центра посёлка Тарко-Сале н 40 км восточнее посёлка Пурпе.

Ближайшие месторождения с утверждёнными в ГКЗ СССР запасами нефти Усть-Харампурское (10 - 15 км к востоку). Ново-Пурпейское (100 км к западу).

Месторождение открыто в 1967 году первоначально как газовое (С"еноманская затежь). Как нефтяное открыто в 1975 году. В 1980 году была составлена технологическая схема разработки, реализация которой началась в 1986 году.

Действующий газопровод Уренгой - Новополоцк находится в 30 км к западу от месторождения. В 35 - 40 км к западу проходит трасса железной дороги Сургут - Уренгой.

Территория представляет собой слегка всхолмленную (абсолютные отметки плюс 33, плюс 80 м), заболоченную, с многочисленными озерами равнину. Гидрографическая сеть представлена реками Пякупур и Айваседапур (притоки реки Пур). Реки судоходны лишь во время весеннего паводка (июнь), который длится один месяц.

Комсомольское месторождение расположено в пределах структуры П порядка - Пякупуровского куполовидного поднятия, входящего в состав Северного мегавала.

Пякупуровское куполовидное поднятие представляет приподнятую зону неправильной формы, ориентированную в юго-западно-северо-восточном направлениях, осложнённую несколькими локальными поднятиями III порядка.

Анализ физико-химических свойств нефти, газа и воды позволяет подобрать наиболее оптимальное скважинное оборудование, режим работы, технологию хранения и транспортировки, тип операции по обработке призабойной зоны пласта, объем закачиваемой жидкости и многое другое.

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Комсомольского месторождения изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб.

Часть параметров определялась непосредственно на скважинах (замеры давлений, температур, и др.) Анализ проб проводился в лабораторных условиях в ТЦЛ. ООО "Геохим”, ООО "Реагент" г. Тюмени.

Поверхностные пробы отбирались из выкидной линии при работе скважин на определённом режиме. Все исследования поверхностных проб нефти и газа проводились по методикам, предусмотренным Государственными стандартами.

В процессе исследований был изучен компонентный состав нефтяного газа, результаты приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Компонентный состав нефтяного газа.

К подсчету запасов рекомендуются параметры, определенные при стандартных условиях и способе, приближенном к условиям разгазирования нефти на промысле, то есть при ступенчатой сепарации. В связи с этим результаты исследований проб нефтяным методом дифференциального разгазирования в расчете средних значений не использовались.

Свойства нефтей также изменяются по разрезу. Анализ результатов лабораторных исследований проб нефтей не позволяет выделить строгие закономерности, однако можно проследить основные тенденции изменения свойств нефтей. С глубиной плотность и вязкость нефти имеют тенденцию к уменьшению, такая же тенденция сохраняется н для содержания смол.

Растворимость газов в воде гораздо ниже, чем в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается.

Таблица 2 - Химический состав пластовых вод.

2. Конструкция скважин для месторождений, вскрывших пластовую воду

В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже полной остановке скважины.

Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы, отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы без закачки или с закачкой ПАВ (пенообразователей) на забой скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину. Минимальное выделение жидкости в призабойной зоне пласта и на забое скважины можно обеспечивать регулированием забойного давления и температуры. Количество воды и конденсата, выделяющихся из газа на забое скважины при забойных давлении и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам конденсации.

Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую скважину ее эксплуатируют при предельных безводных дебитах, определяемых теоретически или специальными исследованиями.

Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакерами. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой пены "концентрацию пенообразователя" (в пересчете на активное вещество) следует принять равной 1,5-2% объема закачиваемой жидкости, а стабилизатора пены - 0,5-1%. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют специальное устройство - аэратор (типа "перфорированная труба в трубе"). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в соответствии с заданной а, в наружную трубу закачивают водный раствор ПАВ насосом с расходом 2-3 л/с.

Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами. Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают на 2-4 ч. Дебиты скважин после пуска возрастают, однако не всегда компенсируют потери в добыче газа вследствие простоя скважин. Поскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток газа может не возобновиться, этот метод применяют редко. Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени. Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15-30 мин. Скорость газа на забое должна при этом достигать 3-6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие недостатки: жидкость с забоя удаляется не полностью, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.

Периодическая продувка скважин через НКТ диаметром 63-76 мм или через специально спущенные сифонные трубы диаметром 25-37 мм осуществляется тремя способами: вручную либо автоматами, установленными на поверхности или на забое скважины. От продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется только после накопления определенного столба жидкости на забое.

Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримироваиие или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Величина этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.

Автоматы, установленные на забое, также срабатывают при определенной высоте столба жидкости. Устанавливают один клапан на входе в НКТ или несколько пусковых газлифтных клапанов на нижнем участке НКТ.

Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан после предварительных лабораторных исследований на скв. 408 и 328 Коробковского месторождения. При этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.

Периодическое удаление жидкости можно осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2-0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.

При минерализации вод менее 3--4 г/л применяется 3-5%-ный водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15-20 г/л) используют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки "Дон", "Ладога", Триалон и др.) изготовляют гранулы диаметром 1,5-2 см или стержни длиной 60-80 см, которые затем подают на забой скважин.

Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут это количество уменьшается.

Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300-400 л растворов сульфонола или порошка "Новость" приводил к увеличению дебитов в 1,5-2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10-15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10-30%, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.

Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб диаметром 63-76 мм при глубинах скважин до 2500 м.

Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины, Диаметр колонны НКТ подбирается таким, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.

Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. На клапан действует сила сжатия пружины и разность давлений, создаваемых столбами жидкости в НКТ и в затрубье (вниз), а также сила, обусловленная давлением в за- трубном пространстве (вверх). При расчетном уровне жидкости в затрубном пространстве соотношение действующих сил становится таким, что клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубье до заданного входной клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются, и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.

В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа "летающий клапан”. В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре - верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом - "цилиндром", а сам он выполняет роль "поршня”.

Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости подъема (1-3 м/с) и падения (2-5 м/с) плунжера. При скоростях газа у башмака более 2 м/с применяют плунжерный лифт непрерывного действия.

При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м применяют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости* газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления до 0,2-0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости вообще нельзя применить либо их эффективность резко падает.

Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.

месторождение скважина дебит анизотропия

3. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов

Технологический режим работы проектных скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых проектировщиком. Технологический режим работы, наряду с типом скважины (вертикальная или горизонтальная), предопределяет их число, следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете, капвложения на освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Трудно найти проблему при проектировании которая имела бы, как технологический режим, многовариантное и сугубо субъективное решение.

Технологический режим - это конкретные условия движения газа в пласте, призабойной зоне и скважине, характеризуемые величиной дебита и забойного давления (градиента давления) и определяемые некоторыми естественными ограничениями.

К настоящему времени выделены 6 критериев, соблюдение которых позволяет контролировать устойчивую работу скважины Эти критерии являются математическим выражением учета влияния различных групп факторов на режим эксплуатации. Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают:

Деформация пористой среды при создании значительных депрессий на пласт, приводящих к снижению проницаемости призабойной зоны, особенно в трещиновато- пористых пластах;

Разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и слабосцементированных коллекторов;

Образование песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации скважин и их влияние на выбранный режим работы;

Образование гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины;

Обводнение скважин подошвенной водой;

Коррозия скважинного оборудования в процессе эксплуатации;

Подключение скважин в общин коллектор;

Вскрытие пласта многопластовых месторождений с учетом наличия гидродинамической связи между пропластками и др.

Все эти и другие факторы выражаются следующими критериями, имеющими вид:

dP/dR = Const -- постоянный градиент, с которым должны эксплуатироваться скважины;

ДP=Pпл(t) - Pз(t) = Const -- постоянная депрессия на пласт;

Pз(t) = Const -- постоянное забойное давление;

Q(t) = Const -- постоянный дебит;

Py(t) = Const -- постоянное устьевое давление;

х(t) = Const -- постоянная скорость потока.

Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы следует выбрать один (очень редко два) из этих критериев.

При выборе технологических режимов работы скважин, проектируемого месторождения, независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве основных, определяющих режим эксплуатации, должны быть соблюдены следующие принципы:

Полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов, насыщающих пористую среду;

Выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных ресурсов углеводородов газа, конденсата и нефти;

Полная гарантия надежности работы системы «пласт--начало газопровода» в процессе разработки залежи;

Максимальный учет возможность снятия всех ограничивающих производительность скважин факторов;

Своевременное изменение ранее установленных режимов, не пригодных на данной стадии разработки месторождения;

Обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при минимальных капвложениях и эксплуатационных затратах и устойчивой работы всей системы «пласт-газопровод».

Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала следует установить определяющий фактор или группу факторов для обоснования режима эксплуатации проектных скважин. Особое внимание при этом проектировщик должен обратить на наличие подошвенной воды, многослойность и наличие гидродинамической связи между пластами, на параметр анизотропии, на наличие литологических экранов по площади залежи, на близость контурных вод, на запасы и проницаемость маломощных высокопроницаемых пропластков (суперколлекторов), на устойчивость пропластков, на величину предельных градиентов, с которых начинается разрушение пласта, на давление и температуры в системе «пласт-УКПГ», на изменение свойств газа и жидкости от давления, на обвязку и на условия осушки газа и др.

4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем, как правило, вертикальная проницаемость k в значительно меньше горизонтальной k г. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Q пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям.

Алгоритм решения:

1. Определяем критические параметры газа:

2. Определяем коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях:

3. Определяем плотность газа при стандартных условиях и далее при пластовых:

4. Находим высоту столба пластовой воды, необходимой для создания давления 0,1 МПа:

5. Определяем коэффициенты a* и b*:

6. Определяем средний радиус:

7. Находим коэффициент D:

8. Определяем коэффициенты K o , Q* и предельно безводный дебит Q пр.безв. в зависимости от степени вскрытия пласта h и для двух разных значений параметра анизотропии:

Исходные данные:

Таблица 1 - Исходные данные для расчета безводного режима.

Таблица 4 - Расчет безводного режима.

5. Анализ результатов расчетов

В результате расчета безводного режима для разных степеней вскрытия пласта и при значениях параметра анизотропии, равными 0,03 и 0,003 я получил следующие зависимости:

Рисунок 1 - Зависимость предельного безводного дебита от степени вскрытия для двух значений параметра анизотропии: 0,03 и 0,003.

Можно сделать выводы, что оптимальное значение вскрытия равно 0,72 в обоих случаях. При этом больший дебит будет при большем значении анизотропии, то есть при большем отношении вертикальной проницаемости к горизонтальной.

Список используемой литературы

1. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин». М: Недра, 1980. Под редакцией Зотова Г.А.. Алиева З.С.

2. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И, Чугунов Л.С. «Физика пласта, добыча и подземное хранение газа». М. Наука, 1996 г.

3. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора.: Печорское время, 2002 г. - 896 с.

Подобные документы

Географическое расположение, геологическое строение, газоносность месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Расчет температурного режима для выявления дебита, при котором не будут образовываться гидраты на забое и по стволу скважины.

дипломная работа , добавлен 13.04.2015


Схема эксплуатационной скважины. Работы, проводимые при её освоении. Источники пластовой энергии и режимы дренирования газового пласта. Средние дебиты по способам эксплуатации скважин. Погружное и поверхностное оборудование. Товарные кондиции нефти.

контрольная работа , добавлен 05.06.2013


Геолого-физические характеристики объекта. Проект разработки по участку пласта Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть. Схемы расстановки скважин, величина мгновенных дебитов скважин. Расчет зависимости доли нефти в продукции скважин.

курсовая работа , добавлен 13.01.2011


Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.

курсовая работа , добавлен 27.11.2013


Определение необходимого количества скважин для месторождения газа. Метод источников и стоков. Анализ зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора. Распределения давления вдоль луча, проходящего через вершину сектора, центр скважины.

курсовая работа , добавлен 12.03.2015


Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.

дипломная работа , добавлен 29.09.2014


Методы расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта. Газоконденсатоотдача залежей с подошвенной водой. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь Среднеботуобинского месторождения.

курсовая работа , добавлен 17.06.2014


Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.

отчет по практике , добавлен 08.12.2015


Подбор оборудования и выбор узлов насосный центробежной установки для эксплуатации скважины месторождения. Проверка диаметрального габарита погружного оборудования, параметров трансформатора и станции управления. Описание конструкции электродвигателя.

курсовая работа , добавлен 24.06.2011


Распределение давления в газовой части. Уравнение Бернулли для потока вязкой жидкости. Графики зависимости дебита скважины и затрубного давления от проницаемости внутренней кольцевой зоны. Формула Дюпюи для установившейся фильтрации в однородном пласте.

Технологическая операция вертикального гидроразрыва пласта (ГРП) часто применяется на газодобывающих промыслах для интенсификации притока флюида к скважине. Широкое практическое применение ГРП стимулирует научные и промысловые исследования по изучению закономерностей фильтрации газа к скважинам с трещинами гидроразрыва . В предлагаемой статье выводится новая формула для расчета дебита газодобывающей скважины после ГРП, расчеты по которой осуществляются намного проще, нежели по формулам . В то же время предлагаемая авторами альтернативная формула дает результаты, отклоняющиеся от результатов в пределах не более 3-5%, что позволяет рекомендовать альтернативную формулу к практическому применению.

1. Геометрическая модель призабойной зоны и трещины гидроразрыва

Следуя работе Каневской Р.Д. и Каца Р.М. вертикальную трещину гидроразрыва пласта с конечной толщиной и проводимостью моделируем в виде эллипса с полуосями l и w (рис. 1).

Рис. 1 . Схема области фильтрации:
1 - пласт; 2 - трещина; 3 - призабойная зона пласта.
a 2 - b 2 = l 2 - w 2 = f 2 ; f - фокусное расстояние конфокальных эллипсов;
r c - радиус скважины. Приток флюида в скважину осуществляется только через трещину

Границу призабойной зоны пласта (ПЗП) моделируем эллипсом, конфокальным к эллиптической трещине. Геометрические размеры и фокусное расстояние f этих двух конфокальных эллипсов будут связаны уравнением

Проницаемости наполнителя трещины 2, призабойной зоны пласта 3 и незагрязненной (удаленной от скважины) части пласта ℓ будем обозначать соответственно как k 2 , k 3 и k 1 . Установившуюся фильтрацию флюида во всей области фильтрации на рис. 1, как и в , считаем подчиняющейся линейному закону Дарси. Вдоль эллиптических границ трещины и ПЗП давление принимается постоянным - названные границы при выводе формулы для дебита скважины принимаются за изобары.

Для вывода формулы дебита скважины с трещиной ГРП предварительно рассчитаем фильтрационные потоки в каждой отдельной части области фильтрации на рис. 1.

2. Расчет притока флюида в скважину через вертикальную трещину гидроразрыва

При расчете притока флюида в скважину из вертикальной эллиптической трещины в в начале координат размещают точечный сток, мощность которого и определяет искомый дебит скважины с ГРП. Однако радиус скважины ≈ 10-15 см, а наибольшая толщина (раскрытие) трещины ≈ 1 см. При таком соотношении размеров радиуса скважины и толщины трещины, моделировать течение к скважине из трещины гидроразрыва при помощи точечного стока в начале координат проблематично, что, по-видимому, и привело авторов к сложному расчетному алгоритму.

Чтобы избежать вычислительных трудностей, связанных с использованием точечного стока, в данной работе на этапе расчета притока флюида в скважину из трещины гидроразрыва последняя моделируется в виде двух одинаковых тонких протяженных прямоугольников с размерами ℓ′ (длина) и 2w′ (ширина). Прямоугольники непосредственно примыкают к скважине по разные стороны от нее и их оси расположены на одной прямой, проходящей через центр скважины. Эллиптическая трещина отождествляется с прямоугольной, если вне кругового контура скважины они обладают равными длинами и площадями поперечных сечений. Исходя из такого определения тождественности двух форм трещин, для геометрических параметров трещин получаем следующие уравнения связи:

(2)

Рассмотрим приток флюида к скважине через трещину гидроразрыва прямоугольной формы. Установившаяся плоскопараллельная фильтрация совершенного газа, как известно, описывается решениями уравнения Лапласа

(3)

относительно функции , где p - давление. Если решение уравнения (3) при соответствующих граничных условиях будет найдено, то поле скоростей найдется из закона Дарси по формуле

В решаемой задаче расчетная область - прямоугольник на сторонах которого задаются следующие граничные условия:

Решение краевой задачи (3)‒(6) строится стандартным методом Фурье и имеет вид

Неопределенные коэффициенты A n в формуле (7) находим из последнего граничного условия (6). С помощью известных формул для коэффициентов ряда Фурье, получим, что

(9)

Подстановка коэффициентов A n из формул (9) в (7) приводит к следующему выражению для функции :

В формуле (10) осталась лишь одна неизвестная величина - скорость фильтрации на границе x = 0 - на входе потока из трещины гидроразрыва в ствол скважины. Для определения неизвестной величины v вычислим среднее значение функции Ф(x, y) на границе x = 0. На основании формулы (10) для среднего значения

(11)

найдем, что

(12)

С другой стороны, на границе x = 0 давление должно быть равно забойному давлению и, следовательно, должно выполняться равенство . С учетом последнего замечания
из (12) для неизвестной величины получим следующее значение:

(13)

где .

Учитывая, что приток флюида в скважину (подсчитанный для атмосферного давления и пластовой температуры) через трещину гидроразрыва в пласте с толщиной b′ равен величине , для искомой величины дебита Q скважины окончательно получим выражение

(14)

3. Расчет притока флюида к вертикальной эллиптической трещине гидроразрыва от конфокальной границы ПЗП

Рассмотрим теперь фильтрацию в области 3 между трещиной гидроразрыва и эллиптической границей призабойной зоны. На этом этапе исследования форму трещины примем в виде удлиненного эллипса с осями 2l (длина трещины) и 2w (параметр, характеризующий раскрытие трещины). Формула для притока совершенного газа от эллиптической границы ПЗП к эллиптической границе трещины хорошо известна и имеет вид:

(15)

4. Расчет притока флюида к эллиптической границе ПЗП от кругового контура питания

Теперь рассмотрим фильтрацию в 1-й области между эллиптической границей призабойной зоны и круговым контуром питания с радиусом R. Формулу для притока флюида к эллиптической границе ПЗП можно получить методом ЭГДА, исходя из формулы (4)-(25) справочника по расчету электрических емкостей. Формула (4)-(25) в терминах рассматриваемой задачи фильтрации на основании ЭГДА запишется следующим образом:

(16)

где K(k) и K(k′) = K′(k) - полные эллиптические интегралы 1-го рода с модулями k и соответственно, а F(ψ; k) - неполный эллиптический интеграл первого рода. Модуль k и аргумент ψ вычисляются через параметры уравнений границ ПЗП и радиус R кругового контура питания по следующим формулам:

(17)

5. Вывод формулы для расчета дебита газодобывающей скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва пласта

Формулы (14), (15) и (16) дают систему трех линейных уравнений с тремя неизвестными - дебитом Q и давлениями P трщ и P ПЗП. Решая методом исключения эту систему уравнений, для расчета дебита скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва в ПЗП получим следующую формулу:

Составляя отношение дебита скважины после ГРП к дебиту этой же скважины без ГРП, для коэффициента эффективности ГРП получаем следующее выражение:

Сопоставительные расчеты дебитов скважин с ГРП по формулам (18) и выявили, что максимальные относительные расхождения не превышают 3-5%. В то же время в вычислительном плане формула (18) для практики предпочтительнее, так как она имеет более простую программную реализацию.

На практике формулы (18) и (19) позволяют рассчитать прогнозный дебит скважины, на которой планируется проведение операции гидроразрыва пласта, и, в конечном итоге, оценить ожидаемую технико-экономическую эффективность от проведения ГРП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Технология проектирования гидроразрыва пласта как элемента системы разработки газоконденсатных месторождений / О.П. Андреев [и др.]. - М.: ООО «Газпром экспо», 2009. -
   183 с.
2. Кадет В.В., Селяков В.И. Фильтрация флюида в среде, содержащей эллиптическую трещину гидроразрыва // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1988. - № 5. - С. 54-60.
3. Каневская Р.Д., Кац Р.М. Аналитические решения задач о притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва и их использование в численных моделях фильтрации //
   Изв. РАН. МЖГ. - 1996. - № 6. - С. 59-80.
4. Производительность скважин. Руководство Хеманта Мукерджи. - М.: 2001.
5. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 480 с.
6. Иоссель Ю.Я., Кочанов Э.С., Струнский М.Г. Расчет электрической емкости. - Л.: Энергоиздат, 1981. - 288 с.

Библиографическая ссылка

Основным элементом системы водоснабжения является источник водоснабжения. Для автономных систем в частных домовладениях, на дачах или фермерских хозяйствах в качестве источников используют колодцы или скважины. Принцип водоснабжения прост: водоносный слой наполняет их водой, которая с помощью насоса подается пользователям. При длительной работе насоса, какова бы ни была его мощность, он не может подать воды больше, чем водонос отдает в трубу.

Любой источник имеет предельный объем воды, которую он может отдать потребителю за единицу времени.

Определения дебита

После бурения, проводившая работу организация предоставляет протокол испытания, либо паспорт на скважину, в который вносится все необходимые параметры. Однако, при бурении для домохозяйств, подрядчики часто вносят в паспорт приблизительные значение.

Перепроверить достоверность информации или рассчитать дебит вашей скважины можно своими руками.

Динамика, статика и высота столба воды

Прежде чем приступить к измерениям, нужно понять, что такое статический и динамический уровень воды в скважине, а также высота столба воды в скважинной колонне. Замер данных параметров необходим не только для расчета производительности скважины, но и для правильного выбора насосного агрегата для системы водоснабжения.

• Статический уровень – это высота водяного столба при отсутствии водозабора. Зависит от внутрипластового давления и устанавливается во время простоя (как правило не менее часа);
• Динамический уровень – установившейся уровень воды во время водозабора, то есть когда приток жидкости равняется оттоку;
• Высота столба – разница между глубиной скважины и статическим уровнем.

Динамика и статика измеряется в метрах от земли, а высота столба от дна скважины

Произвести измерение можно с помощью:

• Электроуровнемера;
• Электрода, замыкающего контакт при взаимодействии с водой;
• Обычного грузика, подвязанного к веревке.

Определение производительности насоса

При расчете дебита необходимо знать производительность насоса во время откачки. Для этого можно воспользоваться следующими способами:

• Посмотреть данные расходомера или счетчика;
• Ознакомиться с паспортом на насос и узнать производительность по рабочей точке;
• Посчитать приблизительной расход по напору воды.

В последнем случае, необходимо на выходе водоподъемной трубы закрепить в горизонтальном положении трубу меньшего диаметра. И произвести следующие замеры:

• Длину трубы (мин 1,5 м.) и ее диаметр;
• Высоту от земли до центра трубы;
• Длину выброса струи от конца трубы до точки падения на землю.

После получения данных необходимо сопоставить их по диаграмме.

Измерение динамического уровня и дебита скважины нужно производить насосом с производительностью не менее вашего расчетного пикового расхода воды.

Упрощенный расчет

Дебит скважины – это отношение произведения интенсивности водооткачки и высоты водяного столба к разности между динамическим и статическим водными уровнями. Для определения дебита скважины определения используется формула:

Dт =(V/(Hдин-Нст))*Hв , где

• Dт –искомый дебит;
• V – объем откачиваемой жидкости;
• Hдин – динамический уровень;
• Hст – статический уровень;
• Нв – высота столба воды.

Например, мы имеем скважину глубиной 60 метров; статика которой составляет 40 метров; динамический уровень при работе насоса производительностью 3 куб.м/час установился на отметке 47 метров.

Итого, дебит составит: Dт = (3/(47-40))*20= 8,57 куб.м/час.

Упрощенный метод измерений включает замер динамического уровня при работе насоса с одной производительностью, для частного сектора этого может быть достаточно, но для определения точной картины – нет.

Удельный дебит

С увеличением производительности насоса, динамический уровень, а соответственно и фактический дебит снижается. Поэтому более точно водозабор характеризует коэффициент продуктивности и удельный дебит.

Для вычисления последнего следует произвести не один, а два замера динамического уровня при разных показателях интенсивности водозабора.

Удельный дебит скважины – объем воды, выдаваемой при снижении ее уровня за каждый метр.

Формула определяет его как отношение разности большего и меньшего значений интенсивности водозабора к разности между величинами падения водного столба.

Dуд=(V2-V1)/(h2-h1), где

• Dуд – удельный дебит
• V2 – объем откачиваемой воды при втором водозаборе
• V1 – первичный откачиваемый объем
• h2 – снижение уровня воды при втором водозаборе
• h1 – снижение уровня при первом водозаборе

Возвращаясь к нашей условной скважине: при водозаборе с интенсивностью 3 куб.м/час, разница между динамикой и статикой составила 7 м.; при повторном замере с производительностью насоса в 6 куб.м/час разница составила 15 м.

Итого, удельный дебит составит: Dуд =(6-3)/(15-7)= 0,375 куб.м/час

Реальный дебит

Расчет строится на основании удельного показателя и расстоянии от поверхности земли до верхней точки фильтровальной зоны, учитывая условие, что насосный агрегат не будет погружен ниже. Данный расчет максимально соответствует реальности.

D т = (H ф- H ст ) * D уд, где

• Dт –дебит скважины;
• Hф – расстояние до начала фильтровальной зоны (в нашем случае примем за 57 м.);
• Hст – статический уровень;
• Dуд – удельный дебит.

Итого, реальный дебит составит: Dт =(57-40)*0,375= 6,375 куб.м/час.

Как видно, в случае с нашей воображаемой скважиной, разница между упрощенным и последующем измерением составила почти 2,2 куб.м/час в сторону уменьшения производительности.

Снижение дебита

В ходе эксплуатации производительность скважины может уменьшаться, основной причиной снижения дебита является засорение, а для его увеличения до прежнего уровня необходимо производить очистку фильтров.

Со временем рабочие колеса центробежного насоса могут износиться, особенно если ваша скважина на песке, в этом случае его производительность станет ниже.

Однако, прочистка может не помочь, если изначально у вас оказалась малодебитная водяная скважина. Причины этого разные: диаметр эксплуатационной трубы недостаточен, она попала мимо водоносного слоя или он содержит мало влаги.