Wahl der Betriebsart eines Gasbrunnens. Fortschritte in der modernen Naturwissenschaft Berechnung der Durchflussmenge eines Gasbrunnens

Prüfung

4. Berechnung der Förderrate des wasserlosen Bohrlochs, Abhängigkeit der Förderrate vom Öffnungsgrad des Reservoirs, Anisotropieparameter

In den meisten gasführenden Formationen unterscheiden sich vertikale und horizontale Permeabilität, und in der Regel ist die vertikale Permeabilität k viel kleiner als die horizontale k g. Bei geringer vertikaler Durchlässigkeit ist jedoch auch das Einströmen von Gas von unten in den Einflussbereich der Unvollkommenheit des Bohrlochs in Bezug auf den Öffnungsgrad schwierig. Die genaue mathematische Beziehung zwischen dem Anisotropieparameter und dem Wert der zulässigen Absenkung, wenn das Bohrloch ein anisotropes Reservoir mit Grundwasser durchdringt, wurde nicht festgestellt. Die Verwendung von Methoden zur Bestimmung von Q pr, die für isotrope Lagerstätten entwickelt wurden, führt zu erheblichen Fehlern.

Lösungsalgorithmus:

1. Bestimmen Sie die kritischen Parameter des Gases:

2. Bestimmen Sie den Superkompressibilitätskoeffizienten unter Lagerstättenbedingungen:

3. Wir bestimmen die Dichte des Gases unter Standardbedingungen und dann unter Lagerstättenbedingungen:

4. Ermitteln Sie die Höhe der Formationswassersäule, die erforderlich ist, um einen Druck von 0,1 MPa zu erzeugen:

5. Bestimmen Sie die Koeffizienten a* und b*:

6. Bestimmen Sie den mittleren Radius:

7. Finden Sie den Koeffizienten D:

8. Wir bestimmen die Koeffizienten K o , Q* und den maximalen Wasserdurchfluss Q pr.bezv. abhängig vom Grad der Formationsdurchdringung h und für zwei verschiedene Werte des Anisotropieparameters:

Ausgangsdaten:

Tabelle 1 - Ausgangsdaten für die Berechnung des wasserfreien Regimes.

Tabelle 4 – Berechnung des wasserfreien Regimes.

Analyse der Produktionskapazitäten von Bohrlöchern im Ozernoje-Feld, die mit ESPs ausgestattet sind

Wo ist der Produktivitätsfaktor, ; - Vorratsdruck, ; - der minimal zulässige Bohrlochdruck, ...

2. Ermitteln der Druckverteilung entlang des Balkens, der durch die Oberseite des Sektors und die Mitte des Bohrlochs verläuft. 2. Analyse des Betriebs eines Gasbrunnens in einem Sektor mit einem Winkel p / 2, begrenzt durch Entladungen, in der stationären Gasfiltration nach dem Darcy-Gesetz 2 ...

Analyse des Betriebs einer Gasquelle in einem Sektor mit einem Winkel π/2, begrenzt durch Entladungen, unter stationärer Gasfiltration nach dem Darcy-Gesetz

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MINISTERIUM FÜR BILDUNG UND WISSENSCHAFT DER RUSSISCHEN FÖDERATION

höhere Berufsausbildung

"Staatliche Öl- und Gasuniversität Tjumen"

Merkmale der Entwicklung von Ölfeldern durch horizontale Bohrungen

Richtlinien

für die selbstständige Bearbeitung des Faches „Besonderheiten der Feldesentwicklung durch Horizontalbohrungen“ für das Masterstudium im Fachgebiet 131000.68 „Öl- und Gaswirtschaft“

Zusammengestellt von: S.I. Grachev, A.S. Samoilov, I.B. Kuschnarew

Ministerium für Bildung und Wissenschaft der Russischen Föderation

Staatliche Haushaltsbildungseinrichtung
höhere Berufsausbildung

"Staatliche Öl- und Gasuniversität Tjumen"

Institut für Geologie und Öl- und Gasförderung

Abteilung „Erschließung und Betrieb von Öl- und Gasfeldern“

Richtlinien

In der Disziplin „Merkmale der Erschließung von Ölfeldern durch Horizontalbohrungen“

für Praktika, Laborunterricht und selbstständiges Arbeiten für Bachelorstudiengang 131000.62 „Öl- und Gaswirtschaft“ für alle Ausbildungsformen

Tjumen 2013

Vom Redaktions- und Verlagsrat genehmigt

Tjumen State Oil and Gas University

Methodische Anleitungen sind für Bachelorstudiengänge der Richtung 131000.62 „Öl- und Gaswirtschaft“ für alle Ausbildungsformen vorgesehen. Der Leitfaden stellt die Hauptaufgaben mit Lösungsbeispielen für die Disziplin „Merkmale der Erschließung von Ölfeldern durch Horizontalbohrungen“ bereit.

Zusammengestellt von: Associate Professor, Ph.D. Samoilow A.S.

Außerordentlicher Professor, Ph.D. Fominych O.V.

Laborassistent Nevkin A.A.

© Staatliche Bildungseinrichtung der höheren Berufsbildung

"Tjumen State Oil and Gas University" 2013

EINLEITUNG 2

Thema 1. Berechnung der Produktionsraten von Brunnen mit horizontaler Fertigstellung und Vergleich der Ergebnisse. 7

Thema 2. Berechnung der Fließgeschwindigkeit einer Horizontalbohrung und einer gerichteten hydraulischen Frakturierung mit einer Fraktur nach obigen Formeln, Vergleich der Ergebnisse. 2

Thema 3. Berechnung der Durchflussrate eines multilateralen Bohrlochs. 17

Thema 4. Berechnung des optimalen Rasters von horizontalen Brunnen und die vergleichende Effizienz ihrer Arbeit mit vertikalen Brunnen. 21

Thema 5. Interpretation der Ergebnisse hydrodynamischer Untersuchungen von Bohrlöchern mit horizontalem Ende unter stationären Bedingungen (nach der Methode von Evchenko V.S.). 2

Thema 6. Produktionsrate eines horizontalen Bohrlochs mit hydraulischen Frakturen in einer anisotropen, streifenförmigen Formation. 34

Thema 7

Thema 8

EINLEITUNG

Mit einer groß angelegten Einführung von horizontalen Bohrlöchern (HWs) und horizontalen Sidetracks (SHS) in den frühen 2000er Jahren und im Laufe des nächsten Jahrzehnts in das Feldentwicklungssystem Westsibiriens wurde eine erzwungene Produktion von Ölreserven mit einer schnellen Amortisation der Investitionen erreicht den Bau neuer Brunnen. Die Implementierung erfolgte zügig, nicht immer in Übereinstimmung mit den getroffenen Designentscheidungen, oder durch Transformation des bestehenden Entwicklungssystems. Ohne eine systematische Begründung der Technologie der horizontalen Öffnung und des Betriebs von Anlagen werden die Auslegungswerte des Ölrückgewinnungsfaktors (ORF) jedoch nicht erreicht.

In den letzten Jahren hat die horizontale Stripping-Technologie viel mehr Aufmerksamkeit bei der Konzeption eines Entwicklungssystems erhalten, in einigen Unternehmen wird die Begründung für den Bau jeder HW in Form eines Miniprojekts durchgeführt. Dies wurde auch durch die globale Finanzkrise beeinflusst, als zur Optimierung der Produktion der Fehler und der Anteil der Unsicherheit minimiert wurden. Bei der Horizontalbohrtechnologie wurden neue Ansätze angewandt, wie die Ergebnisse des Betriebs der gebauten HW und BGS seit 2009 belegen (mehr als 350 Brunnen wurden bei Surgutneftegaz, mehr als 200 Brunnen bei Lukoil und mehr als 100 Brunnen bei gebaut TNK-BP). , OAO NGK Slavneft hat mehr als 100 Bohrlöcher, OAO Gazprom Neft hat mehr als 70 Bohrlöcher, OAO NK Rosneft hat mehr als 50 Bohrlöcher, OAO NK RussNeft hat mehr als 20 Bohrlöcher).

Es ist bekannt, dass es nicht ausreicht, nur die Hauptparameter der Verwendung von horizontalen Bohrlöchern zu bestimmen: Länge, Profil, Lage des Rumpfes relativ zum Dach und zur Sohle, Begrenzung der technologischen Funktionsweise. Es ist notwendig, die Platzierung und die Parameter des Brunnengitters, die Öffnungsschemata des Reservoirs und die Regulierung ihrer Betriebsmodi zu berücksichtigen. Es ist notwendig, grundlegend neue Methoden zur Überwachung und Verwaltung der Gewinnung von Ölreserven zu schaffen, insbesondere für komplexe Lagerstätten, die auf einer zuverlässigen Untersuchung der geologischen Struktur durch die Untersuchung von Horizontalbohrungen und der Abhängigkeit der Ölförderung von der Heterogenität basieren der geologischen Struktur und des hydraulischen Widerstands entlang der Länge und die Schaffung einer Einheitlichkeit bei der Gewinnung von Ölreserven im gesamten Volumenreservoir eines dränierten Horizontalbohrlochs, hochpräzise Bestimmung der Entwässerungszone, die Möglichkeit der Durchführung und Vorhersage der Wirksamkeit von Methoden zur Verbesserung der Ölförderung, Bestimmung der Hauptspannungen von Gesteinen, von denen die Effizienz des Wasserflutungssystems und von mechanischen Methoden zur Beeinflussung der Lagerstätte (Hydraulic Fracturing) direkt abhängen.

Der Zweck dieser Richtlinie ist es, Studenten das Wissen zu vermitteln, das die moderne Wissenschaft und Industrie für das Management der Bohrlochproduktivität nutzen.

Die Leitfäden für jede Aufgabe zu den Themen stellen den Berechnungsalgorithmus vor und geben ein Beispiel zur Lösung einer typischen Aufgabe, was wesentlich zur erfolgreichen Bewältigung der Aufgabe beiträgt. Ihre Anwendung ist jedoch erst nach Studium der theoretischen Grundlagen möglich.

Alle Berechnungen sollten im Rahmen des internationalen Einheitensystems (SI) durchgeführt werden.

Die theoretischen Grundlagen der Disziplin sind in den Lehrbüchern, deren Links angegeben sind, gut beschrieben.

Thema 1. Berechnung der Produktionsraten von Brunnen mit horizontaler Fertigstellung und Vergleich der Ergebnisse

Zur Bestimmung der Ölförderrate in einem einzelnen horizontalen Bohrloch in einem einheitlich anisotropen Reservoir wird die S.D.-Formel verwendet. Joshi:

wo, Qg- Öldurchfluss eines horizontalen Bohrlochs m 3 / s; kh– horizontale Durchlässigkeit der Formation m 2 ; h– ölgetränkte Dicke, m; ∆P– Reservoirabsenkung, Pa; μ n– Ölviskosität Pa s; B0– Ölvolumenfaktor; L– Länge des horizontalen Abschnitts des Brunnens, m; rc ist der Radius des Bohrlochs im Reservoir, m; - Hauptachse der Entwässerungsellipse (Abb. 1.1), m:

, (1.2)

wo Rk– Radius der Speiseschleife, m; ist der Parameter der Permeabilitätsanisotropie, bestimmt durch die Formel:

kv- vertikale Durchlässigkeit des Reservoirs, m 2 . Vertikale Permeabilität gleich 0,3 kh, der gemittelte Parameter der terrigenen Ablagerungen Westsibiriens, sowie für eine zuverlässige Berechnung der Zustand - , .

Abbildung 1.1 – Schema des Zuflusses zu einem horizontalen Bohrloch in einer kreisförmigen Formation

Borisov Yu.L. Bei der Beschreibung einer elliptischen Strömung schlug er eine andere Bedingung zur Bestimmung vor R k . Als Vorgabewert wird hier der Hauptradius der Ellipse verwendet (Abb. 1.2), also der Mittelwert zwischen den Halbachsen:

(1.4)

Abbildung 1.2 – Schema des Zuflusses zu einem horizontalen Bohrloch in einer kreisförmigen Formation

Die allgemeine Formel für den Zufluss zum HW, erhalten von Yu. P. Borisov, lautet wie folgt:

, (1.5)

wo J- Filtrationswiderstand, bestimmt durch die Formel:

. (1.6)

Giger schlägt vor, Formel (1.8) zu verwenden, wo für den Filtrationswiderstand J Ausdruck nehmen

(1.7)

Die allgemeine Formel für den Zufluss zum HW erhält man Gigerähnlich den Gleichungen früherer Autoren:

. (1.8)

Alle Parameterkonventionen ähneln denen, die für die Joshi-S.D.-Gleichung vorgestellt wurden.

Aufgabe 1.1. Berechnen Sie für die in Tabelle 1.1 dargestellten geologischen und physikalischen Bedingungen der Formation PK 20 des Yaraynerskoye-Feldes die Durchflussrate eines Bohrlochs mit horizontalem Ende Qg Vergleichen Sie gemäß den vorgestellten Methoden die erhaltenen Ergebnisse und bestimmen Sie die optimale Länge des horizontalen Abschnitts gemäß dem Diagramm der Abhängigkeit der Bohrlochdurchflussrate von der Länge des horizontalen Bohrlochs für 10 Werte (vom Anfangswert) mit ein Schritt von 50 Metern für die Lösungen der betrachteten Autoren.

Tabelle 1.1

Lösung. Das Problem wird in der folgenden Reihenfolge gelöst:

1. Berechnen Sie die Durchflussrate des HW nach der Methode von Joshi S.D. Dazu ist es notwendig, den Anisotropieparameter aus Ausdruck 1.3 und die große Halbachse der Entwässerungsellipse (Ausdruck 1.2) zu bestimmen:

Durch Einsetzen der erhaltenen Ergebnisse in Ausdruck 1.1 erhalten wir:

2. Berechnen Sie die Durchflussraten von HW nach der Methode von Borisov Yu.P.

Filtrationswiderstand, bestimmt nach Formel 1.6:

Um die tägliche Durchflussrate zu bestimmen, multiplizieren wir das erhaltene Ergebnis mit der Anzahl der Sekunden eines Tages (86.400).

3. Berechnen Sie die Produktionsraten von HWs mit der Giger-Methode.

Filtrationswiderstand J nimm den Ausdruck (1.7)

Wir bestimmen die Durchflussrate des HS:

Um die tägliche Durchflussrate zu bestimmen, multiplizieren wir das erhaltene Ergebnis mit der Anzahl der Sekunden eines Tages (86.400).

4. Vergleichen Sie die Ergebnisse:

5. Berechnen Sie die Brunnendurchflussraten für 20 Werte der Länge des horizontalen Abschnitts mit einem Schritt von 50 Metern gemäß den vorgestellten Methoden und erstellen Sie eine grafische Abhängigkeit:

Abbildung 1.3 – Abhängigkeit der Änderung der Bohrlochdurchflussrate von der Länge des horizontalen Abschnitts

Schlussfolgerungen: Basierend auf den Ergebnissen der Berechnung der vorhergesagten Produktionsrate eines horizontalen Bohrlochs unter Verwendung der Methoden von Joshi S.D., Borisov Yu.P., Giger für die geologischen und physikalischen Bedingungen der PK 20-Formation des Yarainerskoye-Feldes folgt:

- Mit einem kleinen Unterschied (die Form des Zuflusses in der horizontalen Projektion) der analytischen Modelle des Betriebs von horizontalen Bohrlöchern, die ein gleichmäßig anisotropes Reservoir in der Mitte zwischen oben und unten durchdrungen haben, ist der Unterschied in den berechneten Durchflussraten ziemlich groß groß;

- Für die Bedingungen des Reservoirs PK 20 des Feldes Yarainerskoye wurden grafische Abhängigkeiten der vorhergesagten Förderrate des Bohrlochs von der Länge des horizontalen Abschnitts aufgetragen. Aus den Ergebnissen der Analyse folgt, dass die Optionen im Intervall liegen L1= 150 m. Q1\u003d 2620 m 3 / Tag bis zu L2= 400 m. Q2\u003d 3230 m 3 / Tag;

- Die erhaltenen Werte sind die ersten Näherungsergebnisse der Auswahl der optimalen Länge des horizontalen Abschnitts des Brunnens, eine weitere Begründung basiert auf der Verfeinerung der vorhergesagten Durchflussraten auf digitalen Reservoirmodellen und der Neuberechnung der Wirtschaftlichkeit, basierend auf den Berechnungsergebnissen, von denen die vernünftigste Option ausgewählt wird.

Optionen Aufgabe Nr. 1

Testfragen.

Das Hauptelement des Wasserversorgungssystems ist die Wasserversorgungsquelle. Für autonome Systeme in Privathaushalten, Ferienhäusern oder landwirtschaftlichen Betrieben werden Brunnen oder Brunnen als Quellen verwendet. Das Prinzip der Wasserversorgung ist einfach: Der Grundwasserleiter füllt sie mit Wasser, das zu den Benutzern gepumpt wird. Bei Dauerbetrieb der Pumpe kann diese unabhängig von ihrer Leistung nicht mehr Wasser fördern, als der Wasserträger in die Leitung abgibt.

Jede Quelle hat eine begrenzte Wassermenge, die sie pro Zeiteinheit an den Verbraucher abgeben kann.

Debit-Definitionen

Nach dem Bohren stellt die Organisation, die die Arbeiten durchgeführt hat, einen Prüfbericht oder einen Pass für den Brunnen zur Verfügung, in dem alle erforderlichen Parameter eingetragen sind. Beim Bohren für Haushalte tragen Auftragnehmer jedoch häufig einen ungefähren Wert in den Pass ein.

Sie können die Genauigkeit der Informationen überprüfen oder die Durchflussrate Ihres Brunnens mit Ihren eigenen Händen berechnen.

Dynamik, Statik und Höhe der Wassersäule

Bevor Sie mit der Messung beginnen, müssen Sie den statischen und dynamischen Wasserstand im Brunnen sowie die Höhe der Wassersäule im Brunnenstrang verstehen. Die Messung dieser Parameter ist nicht nur für die Berechnung der Brunnenproduktivität, sondern auch für die richtige Auswahl der Pumpeinheit für das Wasserversorgungssystem erforderlich.

• Das statische Niveau ist die Höhe der Wassersäule ohne Wasseraufnahme. Hängt vom Druck vor Ort ab und wird während der Stillstandszeit eingestellt (normalerweise mindestens eine Stunde);
• Dynamische Ebene - Gleichgewichtszustand Wasser während der Wasseraufnahme, dh wenn der Flüssigkeitszufluss dem Abfluss entspricht;
• Die Säulenhöhe ist die Differenz zwischen der Tiefe des Brunnens und dem statischen Niveau.

Dynamik und Statik werden in Metern vom Boden gemessen und die Höhe der Säule vom Boden des Brunnens

Sie können eine Messung durchführen mit:

• Elektrische Füllstandsanzeige;
• Eine Elektrode, die den Kontakt schließt, wenn sie mit Wasser interagiert;
• Ein gewöhnliches Gewicht, das an einem Seil befestigt ist.

Bestimmung der Pumpenleistung

Für die Berechnung der Durchflussmenge ist es notwendig, die Leistung der Pumpe während des Pumpens zu kennen. Dazu können Sie die folgenden Methoden verwenden:

• Anzeigen von Durchflussmesser- oder Zählerdaten;
• Machen Sie sich mit dem Pass für die Pumpe vertraut und erfahren Sie die Leistung im Betriebspunkt;
• Berechnen Sie die ungefähre Durchflussrate anhand des Wasserdrucks.

Im letzteren Fall ist es erforderlich, ein Rohr mit kleinerem Durchmesser in horizontaler Position am Ausgang des Steigrohrs zu befestigen. Und nimm folgende Maße:

• Die Länge des Rohrs (mindestens 1,5 m) und sein Durchmesser;
• Höhe vom Boden bis zur Rohrmitte;
• Die Länge des Ausstoßes des Strahls vom Ende des Rohrs bis zum Aufprallpunkt auf dem Boden.

Nachdem Sie die Daten erhalten haben, müssen Sie sie gemäß dem Diagramm vergleichen.

Die Messung des dynamischen Niveaus und der Durchflussrate des Brunnens muss mit einer Pumpe mit einer Kapazität von durchgeführt werden nicht weniger Ihr geschätzter Spitzenwasserdurchfluss.

Vereinfachte Berechnung

Die Durchflussmenge eines Brunnens ist das Verhältnis des Produkts aus der Intensität der Wasserförderung und der Höhe der Wassersäule zur Differenz zwischen dynamischem und statischem Wasserstand. Um die Durchflussrate des Definitionsbrunnens zu bestimmen, wird die folgende Formel verwendet:

Dt \u003d (V / (Hdyn-Nst)) * Hv, wo

• Dt ist die gewünschte Durchflussrate;
• V ist das Volumen der gepumpten Flüssigkeit;
• Hdyn – dynamische Ebene;
• Hst - statischer Pegel;
• Hv ist die Höhe der Wassersäule.

Wir haben zum Beispiel einen 60 Meter tiefen Brunnen; dessen Statik 40 Meter beträgt; Das dynamische Niveau während des Betriebs der Pumpe mit einer Kapazität von 3 Kubikmetern / Stunde wurde auf etwa 47 Meter festgelegt.

Insgesamt beträgt die Durchflussrate: Dt \u003d (3 / (47-40)) * 20 \u003d 8,57 Kubikmeter / Stunde.

Eine vereinfachte Messmethode ist die Messung des Dynamikniveaus bei einer Leistung der Pumpe, für den privaten Bereich kann dies ausreichen, aber nicht, um das genaue Bild zu bestimmen.

Spezifische Belastung

Mit zunehmender Pumpenleistung sinkt die Dynamik und damit auch die tatsächliche Förderleistung. Daher charakterisiert die Wasseraufnahme den Produktivitätsfaktor und die spezifische Durchflussmenge genauer.

Um letzteres zu berechnen, müssen nicht eine, sondern zwei Messungen des dynamischen Niveaus bei verschiedenen Indikatoren für die Intensität der Wasseraufnahme durchgeführt werden.

Die spezifische Durchflussrate eines Brunnens ist die Wassermenge, die produziert wird, wenn sein Pegel für jeden Meter sinkt.

Die Formel definiert es als das Verhältnis der Differenz zwischen den größeren und kleineren Werten der Wasseraufnahmeintensität zur Differenz zwischen den Werten des Abfalls der Wassersäule.

Dsp \u003d (V2-V1) / (h2-h1), wo

• Dud - spezifische Belastung
• V2 - das Volumen des gepumpten Wassers am zweiten Wassereinlass
• V1 - primär gepumptes Volumen
• h2 - Wasserstandsabfall am zweiten Wassereinlass
• h1 - Niveauabfall bei der ersten Wasseraufnahme

Zurück zu unserem bedingten Brunnen: Bei einer Wasseraufnahme von 3 Kubikmetern pro Stunde betrug der Unterschied zwischen Dynamik und Statik 7 m; bei einer erneuten Messung mit einer Pumpleistung von 6 Kubikmetern/Stunde betrug die Differenz 15 m.

Insgesamt beträgt die spezifische Durchflussrate: Dsp \u003d (6-3) / (15-7) \u003d 0,375 Kubikmeter / Stunde

Echte Belastung

Die Berechnung basiert auf dem spezifischen Indikator und dem Abstand von der Erdoberfläche zur Oberkante der Filterzone unter Berücksichtigung der Bedingung, dass die Pumpeneinheit nicht untergetaucht wird. Diese Berechnung entspricht weitestgehend der Realität.

Dt= (hf-Hst) * Dud, wo

• Dt – Brunnenflussrate;
• Hf ist der Abstand zum Beginn der Filterzone (in unserem Fall nehmen wir 57 m an);
• Hst - statischer Pegel;
• Dud - spezifische Belastung.

Insgesamt beträgt die tatsächliche Durchflussrate: Dt \u003d (57-40) * 0,375 \u003d 6,375 Kubikmeter / Stunde.

Wie man sieht, betrug bei unserem imaginären Brunnen die Differenz zwischen vereinfachter und nachträglicher Messung knapp 2,2 Kubikmeter pro Stunde in Richtung abnehmender Produktivität.

Abnahme der Durchflussrate

Während des Betriebs kann die Bohrlochproduktivität abnehmen, der Hauptgrund für die Abnahme der Produktionsrate ist die Verstopfung, und um sie auf das vorherige Niveau zu erhöhen, müssen die Filter gereinigt werden.

Im Laufe der Zeit können sich die Laufräder von Kreiselpumpen abnutzen, insbesondere wenn sich Ihr Brunnen in Sand befindet, wodurch die Leistung abnimmt.

Die Reinigung hilft jedoch möglicherweise nicht, wenn Sie anfangs einen Randwasserbrunnen haben. Die Gründe dafür sind unterschiedlich: Der Durchmesser des Förderrohrs reicht nicht aus, es ist am Grundwasserleiter vorbeigekommen oder es enthält wenig Feuchtigkeit.

Gasbrunnen werden fließend betrieben, d.h. durch die Nutzung von Speicherenergie. Die Berechnung des Auftriebs reduziert sich auf die Bestimmung des Durchmessers der Fontänenrohre. Er kann aus den Bedingungen der Bohrlochsohlenentfernung von festen und flüssigen Partikeln oder zur Gewährleistung des maximalen Bohrlochkopfdrucks (minimaler Druckverlust im Bohrloch bei einer bestimmten Durchflussrate) bestimmt werden.

Die Entfernung von festen und flüssigen Partikeln hängt von der Gasgeschwindigkeit ab. Wenn das Gas in den Rohren aufsteigt, erhöht sich die Geschwindigkeit aufgrund der Zunahme des Gasvolumens bei abnehmendem Druck. Die Berechnung erfolgt für die Bedingungen des Schuhs der Brunnenrohre. Die Tiefe des Abstiegs der Rohre in den Brunnen wird unter Berücksichtigung der produktiven Eigenschaften des Reservoirs und der technologischen Funktionsweise des Brunnens berücksichtigt.

Es empfiehlt sich, die Rohre bis zu den unteren Perforationslöchern abzusenken. Wenn die Rohre zu den oberen Löchern der Perforationen abgesenkt werden, dann steigt die Geschwindigkeit des Gasstroms im Produktionsstrang gegenüber der perforierten Produktionsformation von unten nach oben von Null auf einen bestimmten Wert an. Das bedeutet, dass im unteren Teil und bis zum Schuh der Abtransport von festen und flüssigen Partikeln nicht gewährleistet ist. Daher wird der untere Teil des Reservoirs durch einen Sand-Ton-Pfropfen oder eine Flüssigkeit abgeschnitten, während die Brunnenflussrate abnimmt.

Wir verwenden das Gesetz des Gaszustandes von Mendeleev - Clapeyron

Für eine gegebene Bohrlochdurchflussrate beträgt die Gasgeschwindigkeit am Rohrschuh:

wo Q 0 - Brunnendurchfluss unter Standardbedingungen (Druck P 0 = 0,1 MPa, Temperatur T 0 = 273 K), m 3 / Tag;

P Z, T Z - Druck und Temperatur des Gases am Grundloch, Pa, K;

zo, zz - Gassuperkompressibilitätskoeffizient unter den Bedingungen T 0 , P 0 bzw. T, P;

F - Strömungsfläche von Springbrunnenrohren, m 2

d - Durchmesser (innen) von Brunnenrohren, m.

Basierend auf den Formeln zur Berechnung der kritischen Entfernungsgeschwindigkeit von festen und flüssigen Partikeln und gemäß experimentellen Daten beträgt die Mindestgeschwindigkeit vcr der Entfernung von festen und flüssigen Partikeln vom Boden 5 - 10 m/s. Dann der maximale Rohrdurchmesser, bei dem Gesteins- und Flüssigkeitspartikel an die Oberfläche gebracht werden:

Beim Betrieb von Gaskondensatbrunnen werden aus dem Gas flüssige Kohlenwasserstoffe (Gaskondensat) freigesetzt, die in den Brunnenrohren eine Zweiphasenströmung erzeugen. Um eine Ansammlung von Flüssigkeit an der Bohrlochsohle und eine Verringerung der Produktionsrate zu verhindern, muss ein Gaskondensatbohrloch mit einer Produktionsrate betrieben werden, die nicht unter der minimal zulässigen liegt, die die Entfernung von Gaskondensat an die Oberfläche sicherstellt. Der Wert dieser Durchflussmenge wird durch die empirische Formel bestimmt:

wobei M das Molekulargewicht des Gases ist. Dann der Rohrdurchmesser:

Bei der Bestimmung des Durchmessers der Durchflussrohre ist es unter der Bedingung der Gewährleistung minimaler Druckverluste im Bohrloch erforderlich, deren Reduzierung im Bohrloch auf ein Minimum vorzusehen, damit das Gas mit einem möglichst hohen Druck in den Bohrlochkopf eintritt. Dann sinken die Kosten für den Gastransport. Der Bohrloch- und der Bohrkopfdruck eines Gasbohrlochs sind durch die Formel von G.A.Adamov miteinander verknüpft.

wo P 2 - Druck am Bohrlochkopf, MPa;

e ist die Basis natürlicher Logarithmen;

s ist der Exponent gleich s = 0,03415 mit g L / (T cf z cf);

c r ist die relative Dichte des Gases in Luft;

L - Länge der Brunnenrohre, m;

d - Rohrdurchmesser, m;

T cf - durchschnittliche Gastemperatur im Bohrloch, K;

Qo - Brunnenflussrate unter Standardbedingungen, Tausend m 3 /Tag;

l - Koeffizient des hydraulischen Widerstands;

z cf - Gassuperkompressibilitätskoeffizient bei Durchschnittstemperatur T cf und Durchschnittsdruck P cf = (Pz + P 2) / 2.

Da P ‡ unbekannt ist, wird z cf durch die Methode der sukzessiven Approximation bestimmt. Dann, wenn die Durchflussrate des Bohrlochs Qo und der entsprechende Bohrlochdruck P W aus den Ergebnissen gasdynamischer Untersuchungen bekannt sind, wird bei einem gegebenen Druck am Bohrlochkopf P 2 der Durchmesser der Bohrlochrohre aus der Formel in bestimmt bilden:

Der tatsächliche Durchmesser der Brunnenrohre wird auf der Grundlage von Standarddurchmessern ausgewählt. Beachten Sie, dass bei Berechnungen, die auf zwei Bedingungen basieren, der entscheidende Faktor die Entfernung von Gesteins- und Flüssigkeitspartikeln an der Oberfläche ist. Wenn Brunnendurchflussmengen durch andere Faktoren begrenzt werden, erfolgt die Berechnung unter der Bedingung, Druckverluste auf den technisch und technisch minimal möglichen Wert zu reduzieren. Manchmal wird bei einem bestimmten Rohrdurchmesser unter Verwendung der schriftlichen Formeln die Bohrlochdurchflussrate oder der Druckverlust im Bohrloch bestimmt.

Die Berechnung des Auftriebs reduziert sich auf die Bestimmung des Rohrdurchmessers (Tabelle 18 A im Anhang A). Anfangsdaten: Brunnendurchfluss unter Standardbedingungen Q o = 38,4 Tausend m 3 /Tag = 0,444 m 3 /s (Druck P o = 0,1 MPa, Temperatur T o = 293 K); Bohrlochdruck Pz = 10,1 MPa; Brunnentiefe H = 1320 m; Gaskompressibilitätsfaktor unter Standardbedingungen z o = 1; die kritische Geschwindigkeit der Entfernung von festen und flüssigen Partikeln an der Oberfläche x cr = 5 m / s.

1) Die Brunnentemperatur T wird durch die Formel bestimmt:

T = H? G, (19)

wo H - Brunnentiefe, m

G - geothermischer Gradient.

2) Der Koeffizient der Gaskompressibilität z z wird durch die Brown-Kurve bestimmt (Abbildung 6 B, Anhang B). Dazu finden wir den reduzierten Druck P pr und die Temperatur T pr:

wo Р pl - Reservoirdruck, MPa

Р cr - kritischer Druck, MPa

Für Methan P cr = 4,48 MPa

wo T cr - kritische Temperatur, K

Für Methan T cr = - 82,5? C = 190,5 K

Der Gaskompressibilitätskoeffizient an der Bohrlochsohle z z = 0,86 wird aus Abbildung 6 B (Anhang B) bestimmt.

1) Durchmesser des Pumpkompressors ...

• - tägliches Gasvolumen q, nm 3 / Tag,
• - Anfangs- und Enddruck in der Gasleitung Р 1 und Р 2 , MPa;
• - Anfangs- und Endtemperatur t 1 und t 2 o C;
• - Konzentration von frischem Methanol C 1 , Gew.-%.

Die Berechnung der individuellen Methanolverbrauchsrate für den technologischen Prozess bei der Aufbereitung und dem Transport von Erd- und Erdölgas für jeden Abschnitt erfolgt nach der Formel:

HTi = qw + qg + qk, (23)

wobei H Ti - individuelle Verbrauchsrate von Methanol im i-ten Abschnitt;

q w - die zur Sättigung der flüssigen Phase erforderliche Methanolmenge;

q g - die zur Sättigung der Gasphase erforderliche Methanolmenge;

q to - die zur Sättigung des Kondensats erforderliche Methanolmenge.

Die Menge an Methanol q w (kg / 1000 m 3), die zur Sättigung der flüssigen Phase erforderlich ist, wird durch die Formel bestimmt:

wobei DW die dem Gas entnommene Feuchtigkeitsmenge in kg/1000 m 3 ist;

C 1 - Gewichtskonzentration des zugeführten Methanols, %;

C 2 - Gewichtskonzentration von Methanol in Wasser (Konzentration von verbrauchtem Methanol am Ende des Abschnitts, wo Hydrate gebildet werden), %;

Aus Formel 24 folgt, dass zur Bestimmung der Methanolmenge zur Sättigung der flüssigen Phase die Gasfeuchte und die Methanolkonzentration an zwei Stellen bekannt sein müssen: am Anfang und am Ende des Abschnitts, wo eine Hydratbildung möglich ist .

Feuchtigkeit von Kohlenwasserstoffgasen mit einer relativen Dichte (durch Luft) von 0,60, frei von Stickstoff und gesättigt mit Süßwasser.

Nach Bestimmung der Gasfeuchte am Anfang von Abschnitt W 1 und am Ende von Abschnitt W 2 finden sie die Feuchtigkeitsmenge DW, die pro 1000 m 3 durchströmendes Gas freigesetzt wird:

DW \u003d W 2 - W 1 (25)

Wir bestimmen die Luftfeuchtigkeit nach der Formel:

wo P - Gasdruck, MPa;

A ist ein Koeffizient, der die Feuchtigkeit eines idealen Gases charakterisiert;

B ist ein von der Zusammensetzung des Gases abhängiger Koeffizient.

Um die Konzentration von verbrauchtem Methanol C 2 zu bestimmen, bestimmen Sie zuerst die Gleichgewichtstemperatur T (°C) Hydratbildung. Verwenden Sie dazu die Gleichgewichtskurven für die Bildung von Gashydraten unterschiedlicher Dichte (Abbildung 7 B, Anhang B) bezogen auf den mittleren Druck in der Methanolversorgungsstrecke:

wo P 1 und P 2 - Druck am Anfang und Ende des Abschnitts, MPa.

Nachdem sie T bestimmt haben, finden sie den Wert der Abnahme von DT der Gleichgewichtstemperatur, die notwendig ist, um die Hydratbildung zu verhindern:

DT \u003d T - T 2, (28)

wobei T 2 die Temperatur am Ende des Abschnitts ist, in dem Hydrate gebildet werden, ° C.

Nach Bestimmung des DT finden wir gemäß dem Diagramm in Abbildung 8 B (Anhang B) die Konzentration des behandelten Methanols C 2 (%).

Die Menge an Methanol (q g, kg / 1000 m 3), die zur Sättigung des gasförmigen Mediums erforderlich ist, wird durch die Formel bestimmt:

q g \u003d k m C 2, (29)

Dabei ist km das Verhältnis des zur Sättigung des Gases erforderlichen Methanolgehalts zur Methanolkonzentration in der Flüssigkeit (der Löslichkeit von Methanol im Gas).

Der Koeffizient k m wird für die Bedingungen am Ende des Abschnitts bestimmt, auf dem die Bildung von Hydraten möglich ist, gemäß Abbildung 9 B (Anhang B) für Druck P 2 und Temperatur T 2.

Die Menge der Methanolzufuhr (Tabellen 20 A - 22 A des Anhangs A) unter Berücksichtigung der Durchflussrate wird durch die Formel bestimmt.

Die Formel zur Berechnung der Durchflussrate einer Ölquelle ist in der modernen Welt eine notwendige Sache. Alle Unternehmen, die Ölprodukte fördern, müssen die Belastung für ihre Geisteskinder berechnen. Viele Menschen verwenden die Formel von Dupuis, einem französischen Ingenieur, der viele Jahre dem Studium der Bewegung des Grundwassers gewidmet hat. Seine Formel wird Ihnen helfen, leicht zu verstehen, ob die Leistung eine bestimmte Geldquelle für eine gute Ausrüstung ist.

Wie hoch ist die Förderleistung einer Ölquelle?

Belastung - das Flüssigkeitsvolumen, das für eine bestimmte Zeiteinheit durch den Brunnen geliefert wird. Viele vernachlässigen seine Berechnungen bei der Installation von Pumpgeräten, was jedoch für die gesamte Struktur fatal sein kann. Der integrale Wert, der die Ölmenge bestimmt, wird unter Verwendung mehrerer Formeln berechnet, die unten angegeben werden.

Die Förderleistung wird oft auch als Pumpenleistung bezeichnet. Aber diese Eigenschaft liegt ein wenig außerhalb der Definition, da alle Pumpeneigenschaften ihre eigenen Fehler haben. Und ein bestimmtes Volumen von Flüssigkeiten und Gasen weicht manchmal grundlegend von dem deklarierten ab.

Zunächst sollte dieser Indikator berechnet werden, um die Pumpausrüstung auszuwählen. Wenn Sie die Produktivität des Standorts kennen, können Sie sofort mehrere ungeeignete Einheiten aus der Auswahlliste der Geräte ausschließen.

Die Durchflussrate in der Ölindustrie muss unbedingt berechnet werden, da Bereiche mit geringer Produktivität für jedes Unternehmen unrentabel sind. Und eine falsch ausgewählte Pumpeinheit kann aufgrund fehlender Berechnungen dem Unternehmen Verluste bringen und nicht den vom Brunnen erwarteten Gewinn.

Es ist für alle Arten von Ölförderunternehmen zur Berechnung obligatorisch - selbst die Durchflussraten benachbarter Brunnen können zu stark von den neuen abweichen. Meistens liegt ein großer Unterschied in den Werten, die in den Berechnungsformeln eingesetzt werden. Beispielsweise kann die Durchlässigkeit eines Reservoirs pro Kilometer im Untergrund erheblich variieren. Bei schlechter Durchlässigkeit ist der Indikator geringer, was bedeutet, dass die Rentabilität des Bohrlochs exponentiell abnimmt.

Die Durchflussrate einer Ölquelle sagt Ihnen nicht nur, wie Sie die richtige Ausrüstung auswählen, sondern auch, wo Sie sie installieren müssen. Die Installation einer neuen Bohrinsel ist ein riskantes Geschäft, da selbst die klügsten Geologen die Geheimnisse der Erde nicht lüften können.

Ja, Tausende von Modellen professioneller Ausrüstung wurden erstellt, die alle notwendigen Parameter für das Bohren eines neuen Bohrlochs bestimmen, aber nur das Ergebnis, das nach diesem Prozess angezeigt wird, kann die richtigen Daten anzeigen. Basierend darauf lohnt es sich, die Rentabilität eines bestimmten Standorts zu berechnen.

Methoden zur Berechnung von Bohrlochdurchflussraten.

Es gibt nur wenige Methoden zur Berechnung der Durchflussrate eines Ölfelds - Standard und Dupuis. Die Formel eines Menschen, der dieses Material fast sein ganzes Leben lang studiert und eine Formel abgeleitet hat, zeigt das Ergebnis viel genauer, weil es viel mehr Daten zur Berechnung enthält.

Formel zur Berechnung der Brunnendurchflussraten

Für Berechnungen nach der Standardformel - D \u003d H x V / (Hd - Hst) benötigen Sie nur folgende Informationen:

• Höhe der Wassersäule;
• Pumpenleistung;
• Statische und dynamische Ebene.

Der statische Pegel ist dabei der Abstand vom Beginn des Grundwassers bis zu den ersten Erdschichten, der dynamische Pegel der Absolutwert, den man durch Messung des Wasserstands nach dem Pumpen erhält.

Es gibt auch ein Konzept als optimalen Indikator für die Produktionsrate von Ölfeldern. Sie wird sowohl für die allgemeine Feststellung der Absenkhöhe eines einzelnen Brunnens als auch des gesamten Reservoirs als Ganzes bestimmt. Die Formel zur Berechnung des durchschnittlichen Feldtiefstands ist definiert als P zab = 0. Die Förderleistung einer Bohrung, die bei optimalem Absinken erreicht wurde, ist die optimale Förderleistung einer Ölquelle.

Eine solche Formel und der Indikator für die optimale Durchflussrate selbst werden jedoch nicht in jedem Bereich verwendet. Aufgrund des mechanischen und physikalischen Drucks auf die Formation kann ein Teil der Innenwände von Ölquellen einstürzen. Aus diesen Gründen ist es oft notwendig, die potentielle Durchflussrate mechanisch zu reduzieren, um die Kontinuität des Ölförderprozesses aufrechtzuerhalten und die Festigkeit der Wände aufrechtzuerhalten.

Dies ist die einfachste Berechnungsformel, mit der das richtige Ergebnis nicht genau erzielt werden kann - es liegt ein großer Fehler vor. Um falsche Berechnungen zu vermeiden und ein genaueres Ergebnis zu erhalten, verwenden Sie die Dupuis-Formel, in der Sie viel mehr Daten als in der oben dargestellten verwenden müssen.

Aber Dupuis war nicht nur ein intelligenter Mensch, sondern auch ein ausgezeichneter Theoretiker, also entwickelte er zwei Formeln. Der erste bezieht sich auf die potenzielle Produktivität und hydraulische Leitfähigkeit, die die Pumpe und das Ölfeld erzeugen. Die zweite ist für ein nicht ideales Feld und eine Pumpe mit ihrer tatsächlichen Produktivität.

Betrachten Sie die erste Formel:

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

Diese Formel für die potenzielle Leistung umfasst:

N0 – potenzielle Produktivität;

Kh/u ist der Koeffizient, der die Eigenschaft der hydraulischen Leitfähigkeit des Ölreservoirs bestimmt;

B ist der Volumenausdehnungskoeffizient;

Pi - Zahl P \u003d 3,14 ...;

Rk ist der Radius der Schleifenversorgung;

Rc ist der Bitradius des Bohrlochs in Bezug auf den Abstand zu der durchdrungenen Formation.

Die zweite Formel sieht so aus:

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

Diese Formel für die tatsächliche Produktivität des Feldes wird heute von absolut allen Unternehmen verwendet, die Ölquellen bohren. Es ändert nur zwei Variablen:

N - tatsächliche Produktivität;

S-Skin-Faktor (Parameter des Filtrationswiderstands gegen Strömung).

Bei einigen Verfahren wird zur Steigerung der Produktionsrate von Ölfeldern die Technologie des hydraulischen Brechens mit Mineralien verwendet. Dies wird durch die Bildung mechanischer Risse im produktiven Gestein impliziert.

Der natürliche Prozess der Reduzierung der Produktionsrate von Ölfeldern erfolgt mit einem Indikator von 1 bis 20 Prozent pro Jahr, basierend auf den Anfangsdaten dieses Indikators zu Beginn des Bohrlochs. Die oben angewandten und beschriebenen Technologien können die Förderung von Öl aus einer Quelle intensivieren.

In regelmäßigen Abständen kann eine mechanische Anpassung der Durchflussrate von Ölquellen durchgeführt werden. Es ist gekennzeichnet durch einen Anstieg des Bohrlochdrucks, der zu einem Rückgang des Produktionsniveaus und einem hohen Indikator für die Möglichkeiten eines einzelnen Feldes führt.

Das thermische Säurebehandlungsverfahren kann auch verwendet werden, um die Leistung und Produktionsrate zu erhöhen. Mit Hilfe verschiedener Arten von Lösungen, wie z. B. einer sauren Flüssigkeit, werden die Elemente der Lagerstätte von Teerablagerungen, Salz und anderen chemischen Bestandteilen gereinigt, die die Qualität und den effizienten Durchgang des extrahierten Gesteins beeinträchtigen.

Säureflüssigkeit dringt zunächst in das Bohrloch ein und füllt den Bereich vor der Formation. Als nächstes wird der Vorgang des Schließens des Ventils durchgeführt und die Säurelösung dringt unter Druck in die tiefe Formation ein. Die verbleibenden Teile dieser Flüssigkeit werden nach dem Fortlaufen des Produktionsvorgangs mit Öl oder Wasser ausgewaschen.

Die Berechnung der Durchflussrate sollte regelmäßig durchgeführt werden, um eine Strategie für die Vektorentwicklung eines Öl produzierenden Unternehmens zu erstellen.

Nun Produktivitätsberechnung