Keuze van de bedrijfsmodus van een gasput. Vooruitgang in de moderne natuurwetenschap Berekening van de stroomsnelheid van een gasbron

testen

4. Berekening van de productiesnelheid van een waterloze put, afhankelijkheid van de productiesnelheid van de mate van opening van het reservoir, anisotropieparameter

In de meeste gashoudende formaties verschillen de verticale en horizontale permeabiliteiten, en in de regel is de verticale permeabiliteit k veel minder dan de horizontale kg. Met een lage verticale permeabiliteit is de gasstroom van onderaf naar het invloedsgebied van de imperfectie van de put echter ook moeilijk in termen van de mate van opening. De exacte wiskundige relatie tussen de anisotropieparameter en de waarde van de toelaatbare afname wanneer de put een anisotroop reservoir met bodemwater binnendringt, is niet vastgesteld. Het gebruik van methoden voor het bepalen van Qpr, ontwikkeld voor isotrope reservoirs, leidt tot significante fouten.

Oplossingsalgoritme:

1. Bepaal de kritische parameters van het gas:

2. Bepaal de supercompressibiliteitscoëfficiënt in reservoiromstandigheden:

3. We bepalen de dichtheid van het gas onder standaardcondities en vervolgens onder reservoircondities:

4. Bepaal de hoogte van de formatiewaterkolom die nodig is om een ​​druk van 0,1 MPa te creëren:

5. Bepaal de coëfficiënten a* en b*:

6. Bepaal de gemiddelde straal:

7. Zoek de coëfficiënt D:

8. We bepalen de coëfficiënten K o , Q* en het maximale watervrije debiet Q pr.bezv. afhankelijk van de mate van formatiepenetratie h en voor twee verschillende waarden van de anisotropieparameter:

Initiële data:

Tabel 1 - Initiële gegevens voor de berekening van het watervrije regime.

Tabel 4 - Berekening van het watervrije regime.

Analyse van de productiecapaciteiten van putten in het Ozernoye-veld uitgerust met ESP's

Waar is de productiviteitsfactor, ; - reservoirdruk, ; - de minimaal toelaatbare bodemdruk, ...

2. Vind de drukverdeling langs de balk die door de bovenkant van de sector en het midden van de put gaat. 2. Analyse van de werking van een gasput in een sector met een hoek p / 2, begrensd door lozingen, in de stationaire gasfiltratie volgens de wet van Darcy 2 ...

Analyse van de werking van een gasput in een sector met een hoek π/2, begrensd door lozingen, onder de stationaire gasfiltratie volgens de wet van Darcy

Het effect van het veranderen van de dikte van het gashoudende reservoir tijdens de ontwikkeling van een gasveld

Het vaststellen van de technologische werkingswijze van gasbronnen die formaties met bodemwater zijn doorgedrongen, is een taak van de hoogste complexiteit. De exacte oplossing van dit probleem, rekening houdend met de niet-stationariteit van het kegelvormingsproces...

Geologische structuur en ontwikkeling van het Chekmagushevsky-olieveld

De stroomsnelheid is het belangrijkste kenmerk van de put, die de maximale hoeveelheid water aangeeft die hij per tijdseenheid kan produceren. Het debiet wordt gemeten in m3/uur, m3/dag, l/min. Hoe hoger het debiet van de put, hoe hoger de productiviteit...

Hydrodynamische studies van putten van het Yamsoveyskoye gascondensaatveld

De vergelijking van de gastoevoer naar de put wordt berekend met de formule: ,... (1) G.A. Adamov's formule voor buizen: ,... (2) de vergelijking van de gasstroom in de pijpleiding: ,... (3) waarbij Рpl de reservoirdruk is, MPa; Рвх - spruitstuk inlaatdruk...

Studie van de beweging van vloeistof en gas in een poreus medium

1) Onderzoek naar de afhankelijkheid van het debiet van een gasput op de hoek b tussen de ondoordringbare grens en de richting naar de put op een vaste afstand van de top van de sector tot het midden van de put...

Reservoir overstromingsmethoden

Momenteel. Als de MCD is uitgerust met een turbinevolumemeter, worden de meetwaarden beïnvloed door de aanwezigheid van een vloeibare fase over de gehele stroomdoorsnede, de viscositeitswaarde, de kwaliteit van de gasscheiding, de aanwezigheid van een schuimstructuur in het gemeten product ...

Prestatie-evaluatie van horizontale oliebronnen

oliebron productiviteit drainage Een Excel-bestand zal ons hierbij helpen, waar we de Joshi-formule toepassen Gele cellen zijn gevuld met een coëfficiënt van 0,05432 ...

Ondergrondse vloeistofmechanica

We bepalen het debiet van elke put en het totale debiet als dit cirkelvormige reservoir wordt ontwikkeld door vijf putten, waarvan er 4 zich op de hoekpunten van een vierkant bevinden met zijde A = 500 m, en de vijfde in het midden . ..

Ondergrondse vloeistofmechanica

Bij vlakradiale verplaatsing van olie door water wordt het debiet van de put bepaald door de formule: (17) waarbij: rн de coördinaat (straal) is van het olie-watergrensvlak op tijdstip t...

Toepassing van nieuwe technologieën tijdens reparatie- en isolatiewerken

Momenteel bevinden de meeste olievelden zich in de laatste ontwikkelingsfase, waarbij productieprocessen aanzienlijk gecompliceerd zijn, met name vanwege de hoge waterafname van de geproduceerde producten...

Denk aan het complexe potentieel. De vergelijking definieert een familie van equipotentialen die samenvallen met isobaren: , (5)

Vloeistoftoevoer naar de put met een gedeeltelijk geïsoleerd stroomcircuit

Laten we eens kijken naar de stroomsnelheid bij verschillende openingshoeken van de permeabele reservoircontour (Fig. 10), verkregen door de beschreven methode met behulp van de complexe potentiaaltheorie. Rijst. 10 Afhankelijkheid van de putstroomsnelheid van de hoek De grafiek toont ...

Project voor de bouw van een horizontale productie-oliebron met een diepte van 2910 m in het Vyngapurovskoye-veld

Momenteel zijn er verschillende manieren om productieve horizonten te openen: tijdens repressie (Rpl< Рз), депрессии (Рпл >Rz) en evenwicht. Onder- en onderbalansboringen worden alleen uitgevoerd met een volledig verkend gedeelte...

MINISTERIE VAN ONDERWIJS EN WETENSCHAP VAN DE RUSSISCHE FEDERATIE

hoger beroepsonderwijs

"Tyumen Staatsolie- en Gasuniversiteit"

Kenmerken van de ontwikkeling van olievelden door horizontale putten

Richtlijnen

voor zelfstandig werk in de discipline "Eigenschappen van veldontwikkeling door horizontale putten" voor masters die studeren in de specialiteit 131000.68 "Olie- en gashandel"

Samengesteld door: S.I. Grachev, A.S. Samoilov, I.B. Kushnarev

Ministerie van Onderwijs en Wetenschappen van de Russische Federatie

Federale staatsbegrotingsinstelling voor onderwijs
hoger beroepsonderwijs

"Tyumen Staatsolie- en Gasuniversiteit"

Instituut voor Geologie en Olie- en Gasproductie

Afdeling "Ontwikkeling en exploitatie van olie- en gasvelden"

Richtlijnen

In de discipline "Kenmerken van de ontwikkeling van olievelden door horizontale putten"

voor praktische, laboratoriumlessen en zelfstandig werk voor bachelors van richting 131000.62 "Olie- en gashandel" voor alle vormen van onderwijs

Tyumen 2013

Goedgekeurd door de redactie- en uitgeversraad

Tyumen State Oil and Gas University

Methodische instructies zijn bedoeld voor bachelors van richting 131000.62 "Olie- en gashandel" voor alle vormen van onderwijs. De richtlijnen geven de hoofdtaken met voorbeelden van oplossingen voor het vakgebied "Kenmerken van de ontwikkeling van olievelden door horizontale putten".

Samengesteld door: Universitair hoofddocent, Ph.D. Samoilov AS

Universitair hoofddocent, Ph.D. Fominykh O.V.

laboratoriumassistent Nevkin A.A.

© Rijksonderwijsinstelling voor hoger beroepsonderwijs

"Tyumen State Oil and Gas University" 2013

INVOERING 2

Onderwerp 1. Berekening van productiesnelheden van putten met horizontale voltooiing en vergelijking van resultaten. 7

Onderwerp 2. Berekening van het debiet van een horizontale put en een directionele hydraulische breuk met een breuk volgens bovenstaande formules, vergelijking van de resultaten. 2

Onderwerp 3. Berekening van het debiet van een multilaterale put. 17

Onderwerp 4. Berekening van het optimale raster van horizontale putten en de vergelijkende efficiëntie van hun werk met verticale putten. 21

Onderwerp 5. Interpretatie van de resultaten van hydrodynamische studies van putten met een horizontaal einde in stationaire omstandigheden (volgens de methode van Evchenko V.S.). 2

Onderwerp 6. Productiesnelheid van een horizontale put met hydraulische breuken in een anisotrope, strookachtige formatie. 34

Onderwerp 7

Onderwerp 8

INVOERING

Met een grootschalige introductie in het begin van de jaren 2000 en in het volgende decennium, horizontale putten (HW's) en horizontale zijsporen (SHS) in het veldontwikkelingssysteem van West-Siberië, werd de gedwongen productie van oliereserves bereikt met een snelle terugverdientijd van investeringen zonder het aanleggen van nieuwe putten. De implementatie is voortvarend uitgevoerd, niet altijd in overeenstemming met de vastgestelde ontwerpbesluiten, of door transformatie van het bestaande ontwikkelsysteem. Zonder een systematische rechtvaardiging van de technologie van horizontale opening en werking van faciliteiten, worden de ontwerpwaarden van de olieterugwinningsfactor (ORF) echter niet bereikt.

De afgelopen jaren heeft de horizontale striptechnologie veel meer aandacht gekregen bij het ontwerpen van een ontwikkelingssysteem; in sommige bedrijven wordt de rechtvaardiging voor de constructie van elke HW uitgevoerd in de vorm van een miniproject. Dit werd ook beïnvloed door de wereldwijde financiële crisis, toen om de productie te optimaliseren, de fout en het aandeel onzekerheid werden geminimaliseerd. Er zijn nieuwe benaderingen toegepast op de horizontale boortechnologie, zoals blijkt uit de resultaten van de werking van de gebouwde HW en BGS sinds 2009 (er zijn meer dan 350 putten gebouwd in Surgutneftegaz, meer dan 200 putten in Lukoil en meer dan 100 putten bij TNK-BP). , OAO NGK Slavneft heeft meer dan 100 putten, OAO Gazprom Neft heeft meer dan 70 putten, OAO NK Rosneft heeft meer dan 50 putten, OAO NK RussNeft heeft meer dan 20 putten).

Het is bekend dat het niet voldoende is om alleen de belangrijkste parameters van het gebruik van horizontale putten te bepalen: lengte, profiel, locatie van de stam ten opzichte van het dak en de zool, waardoor de technologische werkingsmodi worden beperkt. Het is noodzakelijk om rekening te houden met de plaatsing en parameters van het bronrooster, reservoiropeningsschema's en regulering van hun bedrijfsmodi. Het is noodzakelijk om fundamenteel nieuwe methoden te creëren voor het bewaken en beheren van het herstel van oliereserves, met name voor complexe reservoirs, die gebaseerd zullen zijn op een betrouwbare studie van de geologische structuur door de studie van horizontale putten, de afhankelijkheid van de olieproductie van de heterogeniteit van de geologische structuur en hydraulische weerstand over de lengte, en het creëren van uniformiteit in het terugwinnen van oliereserves door het volumereservoir van een gedraineerde HW, zeer nauwkeurige bepaling van de drainagezone, de mogelijkheid om de effectiviteit van uit te voeren en te voorspellen methoden voor het verbeteren van de oliewinning, het bepalen van de belangrijkste spanningen van gesteenten, die rechtstreeks van invloed zijn op de efficiëntie van het wateroverstromingssysteem en mechanische methoden om het reservoir te beïnvloeden (hydraulisch breken).

Het doel van deze richtlijn is om studenten de kennis te bieden die de moderne wetenschap en de industrie gebruiken bij het beheer van putproductiviteit.

De richtlijnen voor elke taak over de onderwerpen presenteren het berekeningsalgoritme en bieden een voorbeeld van het oplossen van een typische taak, wat aanzienlijk helpt bij het succesvol voltooien van de taak. De toepassing ervan is echter alleen mogelijk na bestudering van de theoretische grondslagen.

Alle berekeningen moeten worden uitgevoerd in het kader van het internationale systeem van eenheden (SI).

De theoretische grondslagen van de discipline zijn goed beschreven in de handboeken, waarvan de links worden gegeven.

Onderwerp 1. Berekening van productiesnelheden van putten met een horizontale voltooiing en vergelijking van resultaten

Om de olieproductiesnelheid in een enkele horizontale put in een uniform anisotroop reservoir te bepalen, wordt de SD-formule gebruikt. joshi:

waar, Q g- oliedebiet van een horizontale put m 3 / sec; k h– horizontale doorlaatbaarheid van de formatie m 2 ; h– met olie verzadigde dikte, m; P– reservoirafname, Pa; nee– olieviscositeit Pa s; B0– olievolumefactor; L– lengte van het horizontale gedeelte van de put, m; rc is de straal van de boorput in het reservoir, m; - hoofdas van de drainage-ellips (Fig. 1.1), m:

, (1.2)

waar Rk– straal toevoerlus, m; is de permeabiliteit anisotropie parameter bepaald door de formule:

kv- verticale doorlaatbaarheid van het reservoir, m 2 . Verticale permeabiliteit gelijk aan 0.3 k h, de gemiddelde parameter van terrigene afzettingen van West-Siberië, ook voor een betrouwbare berekening, de conditie - , .

Figuur 1.1—Schema van instroom naar een horizontale boorput in een cirkelvormige formatie

Borisov Yu.L. bij het beschrijven van een elliptische stroom, stelde hij een andere voorwaarde voor om te bepalen: Rk. Als gegeven waarde wordt hier de hoofdstraal van de ellips gebruikt (Fig. 1.2), wat de gemiddelde waarde is tussen de halve assen:

(1.4)

Figuur 1.2—Schema van instroom naar een horizontale boorput in een cirkelvormige formatie

De algemene formule voor de instroom naar de HW, verkregen door Yu.P. Borisov, is als volgt:

, (1.5)

waar J- filtratieweerstand, bepaald door de formule:

. (1.6)

Giger stelt voor formule (1.8) te gebruiken, waarbij voor de filtratieweerstand J uitdrukking nemen

(1.7)

De algemene formule voor de instroom naar de verkregen HW Giger vergelijkbaar met de vergelijkingen van eerdere auteurs:

. (1.8)

Alle parameterconventies zijn vergelijkbaar met die gepresenteerd voor de Joshi SD-vergelijking.

Taak 1.1. Bereken voor de geologische en fysieke omstandigheden van de PK 20-formatie van het Yarainerskoye-veld, weergegeven in tabel 1.1, de stroomsnelheid van een put met een horizontaal einde Q g volgens de gepresenteerde methoden, vergelijk de verkregen resultaten, bepaal de optimale lengte van de horizontale sectie volgens de grafiek van de putstroomsnelheid versus de horizontale putlengte voor 10 waarden (vanaf de eerste) met een stap van 50 meter voor de oplossingen van de beschouwde auteurs.

Tabel 1.1

Oplossing. Het probleem wordt in de volgende volgorde opgelost:

1. Bereken het debiet van de HW volgens de methode van Joshi S.D. Om dit te doen, is het noodzakelijk om de anisotropieparameter uit uitdrukking 1.3 en de grote halve as van de drainage-ellips (uitdrukking 1.2) te bepalen:

Door de verkregen resultaten in uitdrukking 1.1 te substitueren, verkrijgen we,

2. Bereken de stroomsnelheden van HW volgens de methode van Borisov Yu.P.

Filtratieweerstand, bepaald met formule 1.6:

Om de dagelijkse stroomsnelheid te bepalen, vermenigvuldigen we het verkregen resultaat met het aantal seconden in een dag (86.400).

3. Bereken de productiesnelheden van HW's met behulp van de Giger-methode.

Filtratieweerstand: J neem de uitdrukking (1.7)

We bepalen het debiet van de HS:

Om de dagelijkse stroomsnelheid te bepalen, vermenigvuldigen we het verkregen resultaat met het aantal seconden in een dag (86.400).

4. Vergelijk de resultaten:

5. Bereken de bronstroomsnelheden voor 20 waarden van de lengte van de horizontale sectie met een stap van 50 meter volgens de gepresenteerde methoden en bouw een grafische afhankelijkheid op:

Figuur 1.3—Afhankelijkheid van verandering in bronstroomsnelheid van de lengte van de horizontale sectie

conclusies: Op basis van de resultaten van het berekenen van de voorspelde productiesnelheid van een horizontale put met behulp van de methoden van Joshi S.D., Borisov Yu.P., Giger voor de geologische en fysieke omstandigheden van de PK 20-formatie van het Yarainerskoye-veld, volgt het volgende:

- met een klein verschil (de vorm van instroom in de horizontale projectie) van de analytische modellen van de werking van horizontale putten die een uniform anisotrope formatie in het midden tussen de boven- en onderkant doordrongen, is het verschil in de berekende stroomsnelheden vrij groot ;

- voor de omstandigheden van de PK 20-formatie van het Yarainerskoye-veld werden grafische afhankelijkheden van de voorspelde putproductiesnelheid van de lengte van de horizontale sectie uitgezet, volgens de resultaten van de analyse, volgt hieruit dat de opties in het interval L1=150 meter. Q1\u003d 2620 m 3 / dag tot L2=400 meter. Q2\u003d 3230 m 3 / dag;

- de verkregen waarden zijn de eerste geschatte resultaten van de selectie van de optimale lengte van het horizontale gedeelte van de put, verdere rechtvaardiging is gebaseerd op de verfijning van de voorspelde stroomsnelheden op digitale reservoirmodellen en de herberekening van de economie, gebaseerd op de rekenresultaten waarvan de meest rationele optie zal worden gekozen.

Opties Taak #1

Testvragen.

Het belangrijkste element van het watervoorzieningssysteem is de bron van watervoorziening. Voor autonome systemen in particuliere huishoudens, huisjes of boerderijen worden putten of putten als bronnen gebruikt. Het principe van watervoorziening is eenvoudig: de aquifer vult ze met water, dat naar de gebruikers wordt gepompt. Bij langdurig gebruik van de pomp kan deze, ongeacht het vermogen, niet meer water leveren dan de waterdrager in de leiding geeft.

Elke bron heeft een beperkte hoeveelheid water die ze per tijdseenheid aan de consument kan geven.

Debetdefinities

Na het boren levert de organisatie die het werk heeft uitgevoerd een testrapport, of een paspoort voor de put, waarin alle benodigde parameters zijn ingevoerd. Bij boringen voor huishoudens voeren aannemers echter vaak een geschatte waarde in het paspoort in.

U kunt de juistheid van de informatie dubbel controleren of het debiet van uw put met uw eigen handen berekenen.

Dynamiek, statica en hoogte van de waterkolom

Voordat u begint met meten, moet u weten wat het statische en dynamische waterniveau in de put is, evenals de hoogte van de waterkolom in de putstreng. Het meten van deze parameters is niet alleen nodig voor het berekenen van de productiviteit van de put, maar ook voor de juiste keuze van de pompeenheid voor het watertoevoersysteem.

• Het statische niveau is de hoogte van de waterkolom bij afwezigheid van wateropname. Hangt af van de in-situ druk en wordt ingesteld tijdens stilstand (meestal minimaal een uur);
• Dynamisch niveau - stabiele toestand water tijdens waterinname, dat wil zeggen wanneer de instroom van vloeistof gelijk is aan de uitstroom;
• De kolomhoogte is het verschil tussen de diepte van de put en het statische niveau.

Dynamiek en statica worden gemeten in meters vanaf de grond en de hoogte van de kolom vanaf de bodem van de put

U kunt een meting uitvoeren met:

• Elektrische niveaumeter;
• Een elektrode die het contact sluit bij interactie met water;
• Een gewoon gewicht vastgebonden aan een touw.

Bepaling van het pompvermogen

Bij het berekenen van het debiet is het noodzakelijk om de prestatie van de pomp tijdens het pompen te kennen. Om dit te doen, kunt u de volgende methoden gebruiken:

• Flowmeter- of tellergegevens bekijken;
• Maak uzelf vertrouwd met het paspoort van de pomp en ontdek de prestaties op het werkpunt;
• Bereken het geschatte debiet door de waterdruk.

In het laatste geval is het noodzakelijk om een ​​buis met een kleinere diameter in een horizontale positie te bevestigen aan de uitlaat van de stijgbuis. En neem de volgende metingen:

• De lengte van de leiding (min. 1,5 m) en de diameter ervan;
• Hoogte vanaf de grond tot het midden van de buis;
• De lengte van de uitwerping van de straal vanaf het uiteinde van de buis tot het inslagpunt op de grond.

Nadat u de gegevens hebt ontvangen, moet u ze vergelijken volgens het diagram.

Meting van het dynamisch niveau en debiet van de put dient te gebeuren met een pomp met een capaciteit van tenminste uw geschatte piekwaterstroom.

Vereenvoudigde berekening

Het debiet van een put is de verhouding van het product van de intensiteit van het oppompen van water en de hoogte van de waterkolom tot het verschil tussen dynamische en statische waterstanden. Om het debiet van de definitieput te bepalen, wordt de volgende formule gebruikt:

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

• Dt is het gewenste debiet;
• V is het volume verpompte vloeistof;
• Hdyn – dynamisch niveau;
• Hst - statisch niveau;
• Hv is de hoogte van de waterkolom.

Zo hebben we een put van 60 meter diep; waarvan de statica 40 meter is; het dynamische niveau tijdens bedrijf van de pomp met een capaciteit van 3 kubieke meter / uur werd gesteld op ongeveer 47 meter.

In totaal zal het debiet zijn: Dt \u003d (3 / (47-40)) * 20 \u003d 8,57 kubieke meter / uur.

Een vereenvoudigde meetmethode is het meten van het dynamische niveau wanneer de pomp op één capaciteit draait, voor de particuliere sector kan dit voldoende zijn, maar niet om het exacte beeld te bepalen.

Specifieke afschrijving

Met een toename van het pompvermogen neemt het dynamische niveau en daarmee het werkelijke debiet af. Daarom karakteriseert de wateropname de productiviteitsfactor en het specifieke debiet nauwkeuriger.

Om dit laatste te berekenen, is het noodzakelijk om niet één, maar twee metingen van het dynamische niveau uit te voeren bij verschillende indicatoren van de intensiteit van de wateropname.

De specifieke stroomsnelheid van een put is het volume water dat wordt geproduceerd wanneer het niveau voor elke meter daalt.

De formule definieert het als de verhouding van het verschil tussen de grotere en kleinere waarden van de wateropname-intensiteit tot het verschil tussen de waarden van de val van de waterkolom.

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

• Dud - specifieke afschrijving
• V2 - het volume verpompt water bij de tweede waterinlaat
• V1 - primair verpompt volume
• h2 - waterpeilverlaging bij de tweede waterinname
• h1 - niveauverlaging bij de eerste waterinname

Terugkomend op onze conditionele bron: bij een wateropname van 3 kubieke meter per uur was het verschil tussen dynamiek en statica 7 m; bij hermeting met een pompcapaciteit van 6 kubieke meter/uur was het verschil 15 m.

In totaal zal het specifieke debiet zijn: Dsp \u003d (6-3) / (15-7) \u003d 0,375 kubieke meter / uur

Echte debet

De berekening is gebaseerd op de specifieke indicator en de afstand van het aardoppervlak tot de bovenkant van de filterzone, rekening houdend met de voorwaarde dat de pompunit eronder niet onder water komt. Deze berekening komt zoveel mogelijk overeen met de werkelijkheid.

Dt= (Hf-Hst) * Dud, waar

• Dt - bronstroomsnelheid;
• Hf is de afstand tot het begin van de filterzone (in ons geval nemen we het als 57 m);
• Hst - statisch niveau;
• Dud - specifieke afschrijving.

In totaal zal het werkelijke debiet zijn: Dt \u003d (57-40) * 0,375 \u003d 6,375 kubieke meter / uur.

Zoals te zien is, was in het geval van onze denkbeeldige put het verschil tussen de vereenvoudigde en daaropvolgende meting bijna 2,2 kubieke meter per uur in de richting van afnemende productiviteit.

Daling van de stroomsnelheid

Tijdens bedrijf kan de putproductiviteit afnemen, de belangrijkste reden voor de afname van de stroomsnelheid is verstopping en om deze naar het vorige niveau te verhogen, is het noodzakelijk om de filters te reinigen.

Na verloop van tijd kunnen de waaiers van centrifugaalpompen verslijten, vooral als uw put zich in het zand bevindt, in welk geval de prestaties zullen afnemen.

Het kan echter zijn dat schoonmaken niet helpt als u in eerste instantie een marginale waterput heeft. De redenen hiervoor zijn verschillend: de diameter van de productieleiding is onvoldoende, deze is voorbij de aquifer gekomen of er zit weinig vocht in.

Gasbronnen worden stromend bedreven, d.w.z. door het gebruik van reservoirenergie. De berekening van de lift wordt gereduceerd tot het bepalen van de diameter van de fonteinbuizen. Het kan worden bepaald aan de hand van de omstandigheden voor het verwijderen van vaste en vloeibare deeltjes in het boorgat of om de maximale putmonddruk te verzekeren (minimaal drukverlies in de boorput bij een gegeven stroomsnelheid).

De verwijdering van vaste en vloeibare deeltjes is afhankelijk van de gassnelheid. Naarmate het gas in de leidingen stijgt, neemt de snelheid toe door de toename van het gasvolume bij afnemende druk. De berekening wordt uitgevoerd voor de omstandigheden van de schoen van de fonteinpijpen. De diepte van de afdaling van pijpen in de put wordt rekening gehouden met de productieve kenmerken van het reservoir en de technologische werking van de put.

Het is raadzaam om de buizen naar de onderste perforatiegaten te laten zakken. Als de pijpen worden neergelaten tot aan de bovenste gaten van de perforaties, dan neemt de snelheid van de gasstroom in de productiekolom tegenover de geperforeerde productieve formatie van onder naar boven toe van nul tot een bepaalde waarde. Dit betekent dat in het onderste deel en tot aan de schoen de verwijdering van vaste en vloeibare deeltjes niet is gegarandeerd. Daarom wordt het onderste deel van het reservoir afgesneden door een zand-klei plug of vloeistof, terwijl het brondebiet afneemt.

We gebruiken de wet van de gasstaat Mendelejev - Clapeyron

Voor een gegeven bronstroomsnelheid is de gassnelheid bij de pijpschoen:

waar Q 0 - putstroomsnelheid onder standaardomstandigheden (druk P 0 = 0,1 MPa, temperatuur T 0 = 273 K), m 3 / dag;

P Z, T Z - druk en temperatuur van het gas in het bodemgat, Pa, K;

zo, zz - coëfficiënt van gassupersamendrukbaarheid, respectievelijk, onder de omstandigheden T 0 , P 0 en T, P;

F - stroomgebied van fonteinpijpen, m 2

d - diameter (inwendig) van fonteinpijpen, m.

Op basis van de formules voor het berekenen van de kritische snelheid van verwijdering van vaste en vloeibare deeltjes en volgens experimentele gegevens, is de minimale snelheid vcr van verwijdering van vaste en vloeibare deeltjes van de bodem 5 - 10 m/s. Dan de maximale leidingdiameter waarbij steen- en vloeistofdeeltjes naar de oppervlakte worden gebracht:

Tijdens de werking van gascondensaatputten komen vloeibare koolwaterstoffen (gascondensaat) vrij uit het gas, die een tweefasenstroom in de fonteinpijpen creëren. Om ophoping van vloeistof in de bodem van het gat en een afname van de productiesnelheid te voorkomen, moet een gascondensaatbron worden gebruikt met een productiesnelheid die niet lager is dan de minimaal toelaatbare, die de verwijdering van gascondensaat naar het oppervlak garandeert. De waarde van dit debiet wordt bepaald door de empirische formule:

waarbij M het molecuulgewicht van het gas is. Dan de buisdiameter:

Bij het bepalen van de diameter van de stromingspijpen, vanuit de voorwaarde dat minimale drukverliezen in de boorput worden gegarandeerd, is het noodzakelijk ervoor te zorgen dat ze in de boorput tot een minimum worden beperkt, zodat het gas de putmond binnenkomt met een mogelijke hoge druk. Dan dalen de kosten van het transport van gas. De bodem- en putdruk van een gasput zijn met elkaar verbonden door de formule van G.A.Adamov.

waarbij P 2 - druk bij de putmond, MPa;

e is de basis van natuurlijke logaritmen;

s is de exponent gelijk aan s = 0,03415 met g L / (T cf z cf);

c r is de relatieve dichtheid van het gas in lucht;

L - lengte van fonteinpijpen, m;

d - pijpdiameter, m;

T cf - gemiddelde gastemperatuur in de put, K;

Qo - putstroomsnelheid onder standaardomstandigheden, duizend m 3 /dag;

l - coëfficiënt van hydraulische weerstand;

z cf - coëfficiënt van gassupersamendrukbaarheid bij gemiddelde temperatuur T cf en gemiddelde druk P cf = (Pz + P 2) / 2.

Aangezien P З onbekend is, wordt z cf bepaald door de methode van opeenvolgende benaderingen. Als dan het debiet van de put Qo en de overeenkomstige druk in het boorgat P W bekend zijn uit de resultaten van gasdynamische studies, bij een gegeven putkopdruk P 2, wordt de diameter van de stromingsleidingen bepaald met de formule in de vorm:

De werkelijke diameter van de fonteinbuizen wordt gekozen op basis van standaard diameters. Merk op dat in berekeningen op basis van twee voorwaarden, de bepalende factor de verwijdering van gesteente en vloeibare deeltjes naar het oppervlak is. Als de bronstroomsnelheden door andere factoren worden beperkt, wordt de berekening uitgevoerd vanuit de voorwaarde dat drukverliezen worden beperkt tot de minimaal mogelijke waarde vanuit technologisch en technisch oogpunt. Soms wordt bij een gegeven leidingdiameter, met behulp van de geschreven formules, de bronstroomsnelheid of het drukverlies in de boorput bepaald.

De berekening van de lift is teruggebracht tot het bepalen van de diameter van de buis (Tabel 18 A van Bijlage A). Initiële gegevens: putdebiet onder standaardomstandigheden Q o = 38,4 duizend m 3 /dag = 0,444 m 3 /s (druk P o = 0,1 MPa, temperatuur T o = 293 K); bodemdruk Pz = 10,1 MPa; putdiepte H = 1320 m; gas samendrukbaarheidsfactor onder standaardomstandigheden z o = 1; de kritische snelheid van verwijdering van vaste en vloeibare deeltjes naar het oppervlak x cr = 5 m / s.

1) De puttemperatuur T wordt bepaald door de formule:

T = H? G, (19)

waar H - putdiepte, m

G - geothermische gradiënt.

2) De samendrukbaarheidscoëfficiënt z z wordt bepaald door de Brown-curve (Figuur 6 B, Bijlage B). Om dit te doen, vinden we de verlaagde druk P pr en temperatuur T pr:

waarbij Р pl - reservoirdruk, MPa

Р cr - kritische druk, MPa

Voor methaan P cr = 4,48 MPa

waar T cr - kritische temperatuur, K

Voor methaan T cr = - 82,5? C = 190,5 K

De samendrukbaarheidscoëfficiënt van gas in het bodemgat z z = 0,86 wordt bepaald aan de hand van figuur 6 B (bijlage B).

1) Diameter van pompcompressor...

• - dagelijks gasvolume q, nm 3 / dag,
• - begin- en einddruk in de gasleiding Р 1 en Р 2 , MPa;
• - begin- en eindtemperatuur t 1 en t 2 o C;
• - concentratie van verse methanol Cl, gew.%.

De berekening van het individuele methanolverbruik voor het technologische proces bij de bereiding en het transport van aardgas en petroleumgas voor elke sectie wordt uitgevoerd volgens de formule:

H Ti = qw + qg + qk, (23)

waarbij H Ti - individuele consumptie van methanol in de i-de sectie;

q w - de hoeveelheid methanol die nodig is om de vloeibare fase te verzadigen;

q g - de hoeveelheid methanol die nodig is om de gasfase te verzadigen;

q tot - de hoeveelheid methanol die nodig is om het condensaat te verzadigen.

De hoeveelheid methanol qw (kg / 1000 m 3) die nodig is om de vloeibare fase te verzadigen, wordt bepaald door de formule:

waarbij DW - de hoeveelheid vocht uit het gas, kg / 1000 m 3;

Cl - gewichtsconcentratie van de ingevoerde methanol, %;

C 2 - gewichtsconcentratie van methanol in water (concentratie van afgewerkte methanol aan het einde van de sectie waar hydraten worden gevormd), %;

Uit formule 24 volgt dat om de hoeveelheid methanol om de vloeibare fase te verzadigen te bepalen, het nodig is om de gasvochtigheid en de methanolconcentratie op twee punten te kennen: aan het begin en aan het einde van de sectie waar hydraatvorming mogelijk is .

Vochtigheid van koolwaterstofgassen met een relatieve dichtheid (in de lucht) van 0,60, vrij van stikstof en verzadigd met zoet water.

Nadat ze aan het begin van sectie W 1 en aan het einde van sectie W 2 de gasvochtigheid hebben bepaald, vinden ze de hoeveelheid vocht DW die vrijkomt uit elke 1000 m 3 passerend gas:

DW \u003d W 2 - W 1 (25)

De luchtvochtigheid bepalen we met de formule:

waarbij P - gasdruk, MPa;

A is een coëfficiënt die de vochtigheid van een ideaal gas karakteriseert;

B is een coëfficiënt afhankelijk van de samenstelling van het gas.

Om de concentratie van afgewerkte methanol C2 te bepalen, moet eerst de evenwichtstemperatuur T (°C) hydraatvorming worden bepaald. Gebruik hiervoor de evenwichtscurves voor de vorming van gashydraten met verschillende dichtheden (Figuur 7 B, Bijlage B) op basis van de gemiddelde druk in het methanoltoevoergedeelte:

waarbij P 1 en P 2 - druk aan het begin en einde van de sectie, MPa.

Nadat ze T hebben bepaald, vinden ze de waarde van de afname in DT van de evenwichtstemperatuur, die nodig is om hydraatvorming te voorkomen:

DT \u003d T - T 2, (28)

waarbij T2 de temperatuur is aan het einde van de sectie waar hydraten worden gevormd, ° C.

Na het bepalen van de DT, volgens de grafiek in figuur 8 B (bijlage B), vinden we de concentratie van de behandelde methanol C2 (%).

De hoeveelheid methanol (q g, kg / 1000 m 3) die nodig is om het gasvormige medium te verzadigen, wordt bepaald door de formule:

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

waarbij km de verhouding is van het methanolgehalte dat nodig is om het gas te verzadigen tot de methanolconcentratie in de vloeistof (de oplosbaarheid van methanol in het gas).

De coëfficiënt k m wordt bepaald voor de omstandigheden van het uiteinde van het traject waarop hydraten kunnen worden gevormd, volgens figuur 9 B (bijlage B) voor druk P 2 en temperatuur T 2.

De hoeveelheid methanoltoevoer (tabellen 20 A - 22 A van bijlage A), rekening houdend met het debiet, wordt bepaald door de formule.

De formule voor het berekenen van het debiet van een oliebron is een noodzakelijk iets in de moderne wereld. Alle bedrijven die olieproducten winnen, moeten de afschrijving voor hun geesteskinderen berekenen. Veel mensen gebruiken de formule van Dupuis, een Franse ingenieur die vele jaren besteedde aan het bestuderen van de beweging van het grondwater. Zijn formule zal u helpen gemakkelijk te begrijpen of de prestaties van een bepaalde geldbron goed zijn voor apparatuur.

Wat is het debiet van een oliebron?

Debet - het vloeistofvolume dat gedurende een bepaalde tijdseenheid door de put wordt geleverd. Velen negeren zijn berekeningen bij het installeren van pompapparatuur, maar dit kan fataal zijn voor de hele constructie. De integrale waarde die de hoeveelheid olie bepaalt, wordt berekend met behulp van verschillende formules, die hieronder worden weergegeven.

Het debiet wordt vaak pompprestatie genoemd. Maar dit kenmerk valt een beetje buiten de definitie, omdat alle pompeigenschappen hun eigen fouten hebben. En een bepaald volume aan vloeistoffen en gassen is soms fundamenteel anders dan het aangegeven volume.

In eerste instantie moet deze indicator worden berekend om pompapparatuur te selecteren. Wanneer u weet wat de productiviteit van de site is, is het mogelijk om onmiddellijk verschillende ongeschikte eenheden van de selecteerbare lijst met apparatuur uit te sluiten.

Het is absoluut noodzakelijk om het debiet in de olie-industrie te berekenen, aangezien gebieden met een lage productiviteit voor geen enkele onderneming onrendabel zullen zijn. En een verkeerd geselecteerde pompeenheid, vanwege gemiste berekeningen, kan verliezen voor het bedrijf veroorzaken, en niet de verwachte winst van de put.

Het is verplicht voor berekening bij alle soorten olieproducerende bedrijven - zelfs de stroomsnelheden van nabijgelegen putten kunnen te veel verschillen van de nieuwe. Meestal ligt een enorm verschil in de waarden die zijn vervangen in de formules voor berekening. Zo kan de doorlaatbaarheid van een stuwmeer per kilometer onder de grond sterk verschillen. Bij een slechte doorlaatbaarheid zal de indicator minder zijn, wat betekent dat de winstgevendheid van de put exponentieel zal afnemen.

Het debiet van een oliebron vertelt u niet alleen hoe u de juiste apparatuur kiest, maar ook waar u deze moet installeren. Het installeren van een nieuw booreiland is een riskante onderneming, aangezien zelfs de slimste geologen de mysteries van de aarde niet kunnen ontrafelen.

Ja, er zijn duizenden modellen van professionele apparatuur gemaakt die alle noodzakelijke parameters bepalen voor het boren van een nieuwe put, maar alleen het resultaat dat na dit proces wordt gezien, kan de juiste gegevens weergeven. Op basis hiervan is het de moeite waard om de winstgevendheid van een bepaalde site te berekenen.

Methoden voor het berekenen van putstroomsnelheden.

Er zijn maar een paar methoden om het debiet van een olieveld te berekenen - standaard en Dupuis. De formule van iemand die dit materiaal bestudeert en bijna zijn hele leven een formule afleidt, geeft het resultaat veel nauwkeuriger weer, omdat het veel meer gegevens voor berekeningen bevat.

Formule voor het berekenen van bronstroomsnelheden

Voor berekeningen volgens de standaardformule - D \u003d H x V / (Hd - Hst), hebt u alleen de volgende informatie nodig:

• Hoogte van de waterkolom;
• pomp prestaties;
• Statisch en dynamisch niveau.

Het statische niveau is in dit geval de afstand van het begin van het grondwater tot de eerste grondlagen en het dynamische niveau is de absolute waarde die wordt verkregen door het waterpeil na het oppompen te meten.

Er is ook een concept als een optimale indicator van de productiesnelheid van het olieveld. Het wordt zowel bepaald voor de algemene vaststelling van het onttrekkingsniveau van een individuele put als voor het gehele reservoir als geheel. De formule voor het berekenen van het gemiddelde niveau van depressie van het veld is gedefinieerd als P zab=0. De stroomsnelheid van één put, die werd verkregen bij optimale onttrekking, zal de optimale stroomsnelheid van een oliebron zijn.

Een dergelijke formule en de indicator van het optimale debiet zelf worden echter niet op elk gebied gebruikt. Door mechanische en fysieke druk op de formatie kan een deel van de binnenwanden van oliebronnen instorten. Om deze redenen is het vaak nodig om het potentiële debiet mechanisch te verminderen om de continuïteit van het olieproductieproces te behouden en de sterkte van de wanden te behouden.

Dit is de eenvoudigste berekeningsformule, die niet in staat zal zijn om nauwkeurig het juiste resultaat te verkrijgen - er zal een grote fout zijn. Gebruik de formule van Dupuis, waarin u veel meer gegevens moet opnemen dan in de bovenstaande formule om onjuiste berekeningen te voorkomen en uzelf te richten op een nauwkeuriger resultaat.

Maar Dupuis was niet alleen een intelligent persoon, maar ook een uitstekende theoreticus, dus ontwikkelde hij twee formules. De eerste is voor de potentiële productiviteit en hydraulische geleidbaarheid die de pomp en het olieveld genereren. De tweede is voor een niet-ideaal veld en pomp, met hun werkelijke productiviteit.

Beschouw de eerste formule:

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

Deze formule voor potentiële prestaties omvat:

N0 – potentiële productiviteit;

Kh/u is de coëfficiënt die de eigenschap van de hydraulische geleidbaarheid van het oliereservoir bepaalt;

B is de volume-expansiecoëfficiënt;

Pi - Nummer P \u003d 3.14 ...;

Rk is de straal van de lustoevoer;

Rc is de bitstraal van de put in termen van de afstand tot de doorgedrongen formatie.

De tweede formule ziet er als volgt uit:

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

Deze formule voor de werkelijke productiviteit van het veld wordt nu gebruikt door absoluut alle bedrijven die oliebronnen boren. Het verandert slechts twee variabelen:

N - werkelijke productiviteit;

S-skin factor (parameter van filtratieweerstand tegen stroming).

Bij sommige methoden wordt, om de productiesnelheid van olievelden te verhogen, de technologie van hydraulisch breken met mineralen gebruikt. Het wordt geïmpliceerd door de vorming van mechanische scheuren in het productieve gesteente.

Het natuurlijke proces van het verminderen van de productiesnelheid van olievelden vindt plaats met een indicator van 1-20 procent per jaar, gebaseerd op de initiële gegevens van deze indicator aan het begin van de put. De hierboven toegepaste en beschreven technologieën kunnen de productie van olie uit een put intensiveren.

Periodiek kan mechanische aanpassing van het debiet van oliebronnen worden uitgevoerd. Het wordt gekenmerkt door een toename van de bodemdruk, wat leidt tot een afname van de productieniveaus en een hoge indicator van de kansen van een enkel veld.

De thermische zuurbehandelingsmethode kan ook worden gebruikt om de prestaties en productiesnelheid te verhogen. Met behulp van verschillende soorten oplossingen, zoals een zure vloeistof, worden de elementen van de afzetting ontdaan van teerafzettingen, zout en andere chemische componenten die de kwaliteit en efficiënte doorgang van het gewonnen gesteente verstoren.

Zure vloeistof dringt aanvankelijk de put binnen en vult het gebied voor de formatie. Vervolgens wordt het proces van het sluiten van de klep uitgevoerd en dringt de zure oplossing onder druk in de diepe formatie. De overige delen van deze vloeistof worden na het voortzetten van de productie gewassen met olie of water.

De berekening van het debiet moet periodiek worden uitgevoerd om een ​​strategie te vormen voor de vectorontwikkeling van een olieproducerend bedrijf.

Nou productiviteitsberekening