Выбор режима работы газовой скважины. Успехи современного естествознания Расчет дебита газовой скважины

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

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами

Методические указания

для самостоятельных работ по дисциплине «Особенности разработки месторождений горизонтальными скважинами» для магистров, обучающихся по специальности 131000.68 «Нефтегазовое дело»

Составители: С. И. Грачев, А.С. Самойлов, И.Б. Кушнарев

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Методические указания

По дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами»

для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения

Тюмень 2013 г.

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

Методические указания предназначены бакалаврам направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения. В методических указаниях приведены основные задачи с примерами решения по дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами».

Составители: доцент, к.т.н. Самойлов А.С.

доцент, к.т.н. Фоминых О.В.

лаборант Невкин А.А.

© государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 2013 г.

ВВЕДЕНИЕ. 2

Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов. 7

Тема 2. Расчет дебита горизонтальной скважины и наклонно - направленной с трещиной ГРП по приведенным формулам, сопоставление результатов. 2

Тема 3. Расчет дебита многоствольной скважины. 17

Тема 4. Расчет оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы с вертикальными. 21

Тема 5. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием на установившихся режимах (по методике Евченко В.С.). 2

Тема 6. Дебит горизонтальной скважины с трещинами ГРП, расположенной в анизотропном, полосообразном пласте. 34

Тема 7. Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием………………………………………………………………………30

Тема 8. Моделирование неустановившегося движения жидкости к горизонтальной скважине по двухзонной схеме………………………………45

ВВЕДЕНИЕ

При масштабном внедрении в начале 2000-х и в течение последующего десятилетия в систему разработки месторождений Западной Сибири горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) достигалась форсированная выработка запасов нефти при быстрой окупаемости вложений без строительства новых скважин. Внедрение производилось в оперативном порядке, не всегда согласованно с принятыми проектными решениями, либо путем трансформации существующей системы разработки. Однако, без системного обоснования технологии горизонтального вскрытия и эксплуатации объектов, проектные значения коэффициента извлечения нефти (КИН) не достигаются.

В последние годы технологии горизонтального вскрытия уделяется много большее внимание при проектировании системы разработки, в некоторых компаниях обоснование строительства каждого ГС выполняется в виде мини-проекта. На что повлиял и мировой финансовый кризис, когда в целях оптимизации производства погрешность и доля неопределенности сводились к минимуму. К технологии горизонтального вскрытия применили новые подходы о чем свидетельствуют результаты эксплуатации, построенных ГС и БГС с 2009 г. (в ОАО «Сургутнефтегаз» построено более 350 скв., ОАО «Лукойл» более 200 скв., в ТНК-ВР более 100 скв., в ОАО «НГК «Славнефть» более 100 скв., в ОАО «Газпром нефть» более 70 скв., в ОАО «НК «Роснефть» более 50 скв., в ОАО НК «РуссНефть» более 20 скв.).

Известно, что не достаточно определить только основные параметры применения ГС: длину, профиль, расположение ствола относительно кровли и подошвы, предельные технологические режимы эксплуатации. Необходимо учитывать размещение и параметры сетки скважин, схемы вскрытия пластов и регулирование режимов их работы. Необходимо создание принципиально новых методов мониторинга и управления выработкой запасов нефти особенно для сложнопостроенных залежей, которые будут основаны на достоверном изучении геологического строения посредством исследования горизонтальных стволов, зависимости дебита нефти от неоднородности геологического строения и гидравлических сопротивлений по длине, создании равномерности выработки запасов нефти по всему объему коллектора дренируемого ГС, высокоточном определение зоны дренирования, возможности проведения и прогнозирования эффективности способов повышении нефтеотдачи пластов, определения главных напряжений пород, от учета которых напрямую зависит эффективность системы заводнения и механические методы воздействия на пласт (гидроразрыв пласта).

Целью настоящего методического указания является обеспечение студентов знаниями, которыми пользуется современная наука и производство при управлении продуктивностью скважин.

В методических указаниях для каждой задачи по темам представлен алгоритм расчета и приведен пример решения типовой задачи, что существенно помогает успешному выполнению задания. Однако, его применение возможно лишь после изучения теоретических основ.

Все расчеты следует проводить в рамках международной системы единиц (СИ).

Теоретические основы дисциплины хорошо изложены в учебниках, ссылки которых приведены.

Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов

Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:

где, Q г – дебит нефти горизонтальной скважины м 3 /сек; k h – горизонтальная проницаемость пласта м 2 ; h – нефтенасыщенная толщина, м; ∆P – депрессия на пласт, Па; μ н – вязкость нефти Па·с; B 0 – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м; r c – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования (рис. 1.1), м:

, (1.2)

где R k – радиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:

k v – вертикальная проницаемость пласта, м 2 . В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·k h , осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑ , .

Рисунок 1.1 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения R k . В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 1.2), представляющий собой среднюю величину между полуосями:

(1.4)

Рисунок 1.2 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:

, (1.5)

где J – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:

. (1.6)

Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение

(1.7)

Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:

. (1.8)

Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения Joshi S.D..

Задача 1.1. Для геолого-физических условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Q г по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.

Таблица 1.1

Решение. Задача решается следующим порядком:

1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 1.3 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 1.2):

Подставляя полученные результаты в выражение 1.1 получаем,

2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.

Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 1.6:

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).

3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.

Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (1.7)

Определяем дебит ГС:

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).

4. Сопоставляем полученные результаты:

5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:

Рисунок 1.3 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка

Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам Joshi S.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения следует:

‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;

‑ для условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L 1 =150 м. Q 1 =2620 м 3 /сут до L 2 =400 м. Q 2 =3230 м 3 /сут;

‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.

Варианты Задача №1

Контрольные вопросы.

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.

Газовые скважины эксплуатируют фонтанным способом, т.е. за счет использования энергии пласта. Расчет лифта сводится в определении диаметра фонтанных труб. Его можно определить из условий выноса забоя твердых и жидких частиц или обеспечить максимальное устьевое давление (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).

Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема газа при уменьшении давления. Расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубину спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины.

Целесообразно спускать трубы до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфораций, то скорость газового потока в эксплутационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. Значит, в нижней части и вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Поэтому нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебет скважины уменьшается.

Используем закон газового состояния Менделеева - Клапейрона

При заданном дебите скважины скорость газа у башмака труб равна:

где Q 0 - дебит скважины при стандартных условиях (давление P 0 = 0,1 МПа, температура T 0 = 273 К), м 3 /сут.;

P З, T З - давление и температура газа на забое, Па, К;

zo, zз - коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях T 0 , P 0 и Т, Р;

F - площадь проходного сечения фонтанных труб, м 2

d - диаметр (внутренний) фонтанных труб, м.

Исходя из формул для расчета критической скорости выноса твердых и жидких частиц и согласно опытным данным, минимальная скорость v кр выноса твердых и жидких частиц с забоя составляет 5 - 10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность:

При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяют жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создают в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газокондесата на поверхность. Величину этого дебита определяют по эмпирической формуле:

где М - молекулярная масса газа. Тогда диаметр труб:

При определении диаметра фонтанных труб, из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины, необходимо предусмотреть их снижения в стволе до минимальных с тем, чтобы газ поступал на устья скважины с возможным большим давлением. Тогда уменьшатся затраты на транспорт газа. Забойное и устьевое давления газовой скважины увязаны между собой формулой Г.А.Адамова.

где P 2 - давление на устье скважины, МПа;

e - основание натуральных логарифмов;

s - показатель степени, равный s = 0,03415 с г L / (Т ср z ср);

с г - относительная плотность газа по воздуху;

L - длина фонтанных труб, м;

d - диаметр труб, м;

Т ср - средняя температура газа в скважине, К;

Qo - дебит скважины при стандартных условиях, тыс.м 3 /сут.;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

z ср - коэффициент сверхсжимаемости газа при средней температуре Т ср и среднем давлением Р ср = (Pз + P 2) / 2.

Так как P З неизвестно, то z ср определяет методом последовательных приближений. Тогда, если дебит скважины Qo и соответствующие ему забойное давление P З известны по результатам газодинамических исследований, при заданном давлении на устье P 2 диаметр фонтанных труб определяем из формулы в виде:

Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. Отметим, что при расчетах, исходя из двух условий, определяющий фактор - вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давлений до минимально возможной величины с технологической и технической точек зрения. Иногда при заданном диаметре труб, используя выписанные формулы, определяют дебит скважины или потери давления в стволе.

Расчет лифта сводится в определении диаметра насосно-компрессорных труб (Таблица 18 А Приложения А). Исходные данные: дебит скважины при стандартных условиях Q o = 38,4 тыс. м 3 /сут.= 0,444 м 3 /с (давление Р о = 0,1 МПа, температура Т о = 293 К); забойное давление Р з = 10,1 МПа; глубина скважины Н = 1320 м; коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях z о = 1; критическая скорость выноса твердых и жидких частиц на поверхность х кр = 5 м /с.

1) Температура скважины Т определим по формуле:

Т = Н? Г, (19)

где Н - глубина скважины, м

Г - геотермический градиент.

2) Коэффициент сжимаемости газа z з определим по кривой Брауна (Рисунок 6 Б Приложения Б). Для этого найдем приведенные давление Р пр и температуру Т пр:

где Р пл - пластовое давление, МПа

Р кр - критическое давление, МПа

Для метана Р кр = 4,48 МПа

где Т кр - критическая температура, К

Для метана Т кр = - 82,5? С = 190,5 К

Коэффициент сжимаемости газа на забое z з = 0,86 определяем по рисунку 6 Б (Приложение Б).

1) Диаметр насосно-компре...

• - суточный объем газа q, нм 3 /сут.,
• - начальное и конечное давление в газопроводе Р 1 и Р 2 , МПа;
• - начальная и конечная температура t 1 и t 2 , о С;
• - концентрация свежего метанола C 1 , % масс.

Расчет индивидуальной нормы расхода метанола на технологический процесс при подготовке и транспортировке природного и нефтяного газа по каждому участку ведется по формуле:

H Ti = q ж + q г + q к, (23)

где H Ti - индивидуальная норма расхода метанола по i-му участку;

q ж - количество метанола, необходимое для насыщения жидкой фазы;

q г - количество метанола, необходимое для насыщения газообразной фазы;

q к - количество метанола, необходимое для насыщения конденсата.

Количество метанола q ж (кг/1000 м 3), необходимое для насыщения жидкой фазы, определяется по формуле:

где ДW - количество отбираемой влаги из газа, кг/1000 м 3 ;

С 1 - весовая концентрация вводимого метанола, %;

С 2 - весовая концентрация метанола в воде (концентрация отработанного метанола в конце участка, на котором образуются гидраты), %;

Из формулы 24 следует, что для определения количества метанола для насыщения жидкой фазы необходимо знать влажность газа и концентрацию метанола в двух точках: в начале и в конце участка, на котором возможно образование гидратов.

Влажность углеводородных газов с относительной плотностью (по воздуху) 0,60, не содержащих азот и насыщенных пресной водой.

Определив влажность газа в начале участка W 1 и в конце участка W 2, находят количество влаги ДW, выделяющиеся из каждых 1000 м 3 проходящего газа:

ДW = W 2 - W 1 (25)

Определим влажность по формуле:

где Р - давление газа, МПа;

А - коэффициент, характеризующий влажность идеального газа;

В - коэффициент, зависящий от состава газа.

Для определения концентрации отработанного метанола С 2 вначале определяют равновесную температуру Т (° С) гидратообразования. Для этого используют равновесные кривые образования гидратов газов различной плотности (Рисунок 7 Б Приложения Б) на основе среднего давления на участке подачи метанола:

где Р 1 и Р 2 - давление в начале и конце участка, МПа.

Определив Т, находят величину снижения ДТ равновесной температуры, необходимую для предотвращения гидратообразования:

ДТ = Т - Т 2 , (28)

где Т 2 - температура на конце участка, на котором образуются гидраты, ° С.

После определения ДТ, по графику на рисунке 8 Б (Приложение Б) находим концентрацию обработанного метанола С 2 (%).

Количество метанола (q г, кг/1000 м 3), необходимое для насыщения газообразной среды, определяется по формуле:

q г = к м · С 2 , (29)

где к м - отношение содержания метанола, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости (растворимость метанола в газе).

Коэффициент к м определяется для условий конца участка, на котором возможно образование гидратов, по рисунку 9 Б (Приложение Б) для давления Р 2 и температуры Т 2 .

Количество подачи метанола (Таблицы 20 А - 22 А Приложения А) с учетом дебита определяется по формуле.

Формула расчета дебита нефтяной скважины – нужная вещь в современном мире. Все предприятия, которые добывают нефтепродукты, должны рассчитывать дебит для своих детищ. Многие используют формулу Дюпюи – французского инженера, многие годы посвятившего изучению движения грунтовых вод. Его формула поможет легко понять, стоит ли производительность того или иного источника денег на оборудование скважины.

Что такое дебит нефтяной скважины?

Дебит – объем жидкости, поставляемой через скважину за определенную единицу времени. Многие пренебрегают его расчетам при установке насосного оборудования, но это может оказаться фатально для всей конструкции. Интегральная величина, определяющая количество нефти рассчитывается по нескольким формулам, которые будут приведены ниже.

Дебит часто называют производительностью насоса. Но эта характеристика немного не подходит под определение, так как все свойства насоса имеют свои погрешности. И определенный объем жидкостей, и газов иногда в корне отличается от заявленного.

Изначально этот показатель должен просчитываться для выбора насосного оборудования. Когда вы будете знать, какой производительностью участок, можно будет сразу исключить из выбираемого списка оборудования несколько неподходящих агрегатов.

Обязательно нужно рассчитывать дебит в нефтедобывающей промышленности, так как малопроизводительные участки будут нерентабельны для любого предприятия. И неправильно подобранная насосная установка из-за упущенных расчетов может принести компании убытки, а не предполагаемую со скважины прибыль.

Он обязателен к подсчету на всех типах нефтедобывающих предприятий – даже дебиты близлежащих скважин могут слишком отличаться от новой. Чаще всего, огромная разница лежит в величинах, подставляемых в формулы для подсчета. К примеру, проницаемость пласта может существенно отличаться на километре под землей. При плохой проницаемости, показатель будет получаться меньше, а значит, и прибыльность скважины будет уменьшаться в геометрической прогрессии.

Дебит нефтяной скважины подскажет не только как правильно выбрать оборудование, но и где его установить. Установка новой нефтяной вышки –рискованное дело, так как даже самые умные геологи не могут разгадать тайны земли.

Да, созданы тысячи моделей профессионального оборудования, которое определяет все нужные параметры для бурения новой скважины, но лишь результат, увиденный после этого процесса, сможет показать правильные данные. Исходя из них, и стоит высчитывать прибыльность того или иного участка.

Методы расчета дебитов скважин.

Существует всего несколько методов для подсчета дебита нефтяного местарождения – стандартный и по Дюпюи. Формула человека, который практически всю жизнь занимался изучением этого материала и выведением формулы, гораздо точнее показывает результат, ведь в ней гораздо больше данных для подсчета.

Формула расчета дебита скважин

Для расчетов по стандартной формуле - D = H x V/(Hд – Hст), нужна всего лишь такая информация:

• Высота водного столба;
• Производительность насоса;
• Статический и динамический уровень.

Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень – абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.

Также существует понятие, как оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения. Определяется он, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом. Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р заб=0. Дебит одной скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.

Однако такая формула и сам показатель оптимального дебита применяется не на каждом месторождении. Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин. По указанным причинам, часто приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.

Это – простейшая формула расчета, которая не сможет с точностью получить правильный результат – будет большая погрешность. Для того чтобы избежать неправильных расчетов и направить себя на получение более точного результата, используют формулу Дюпюи, в которой необходимо взять гораздо больше данных, чем в выше представленной.

Но Дюпюи был не просто умным человеком, но и отличным теоретиком, поэтому он разработал две формулы. Первая – для потенциальной продуктивности и гидропроводности, которые вырабатывают насос и месторождение нефти. Вторая – для неидеального месторождения и насоса, с их фактической продуктивностью.

Рассмотрим первую формулу:

N0 = kh/ub * 2Pi/ln(Rk/rc).

Эта формула для потенциальной производительности включает в себя:

N0 – потенциальная продуктивность;

Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;

B – коэффициент расширения по объему;

Pi – Число П = 3,14…;

Rk – радиус контурного питания;

Rc – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.

Вторая формула имеет такой вид:

N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/rc)+S).

Этой формулой для фактической продуктивности месторождения сейчас пользуются абсолютно все компании, которые бурят нефтяные скважины. В ней поменяны только две переменные:

N – фактическая продуктивность;

S–скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).

В некоторых способах для повышения дебита нефтяных месторождений, применяется технология гидравлического разрыва пластов с полезным ископаемым. Она подразумевается образованием механическим способом трещин в продуктивной породе.

Естественный процесс снижения дебита нефтяных месторождений происходит с показателем в 1-20 процентов в год, исходя из первоначальных данных этого показателя при запуске скважины. Применяемые и описанные выше технологии могу интенсифицировать выработку нефти из скважины.

Периодически может проводиться механическая регулировка дебита нефтяных скважин. Она знаменуется повышением забойного давления, что приводит к снижению уровня добычи и высокому показателю возможностей отдельно взятого месторождения

Для повышения показателей и уровня дебита может применяться также термокислотный метод обработки. С помощью нескольких видов растворов, таких как кислотная жидкость, производится очистка элементов месторождения от смолянистых отложений, соли и других химических компонентов, мешающих качественному и результативному проходу добываемой породы.

Кислотная жидкость изначально проникает в скважину и заполняет площадь перед пластом. Далее производится процесс закрытия задвижки и под давлением кислотный раствор проникает в глубинный пласт. Оставшиеся детали этой жидкости промываются нефтью или водой после продолжения работы по добыче.

Расчет дебита следует проводить периодически для формирования стратегии векторного развития нефтедобывающего предприятия.

Расчет производительности скважины