Selectarea modului de funcționare al unui puț de gaz. Progresele științei naturale moderne Calculul debitului sondei de gaz

test

4. Calculul debitului puțului anhidru, dependența debitului de gradul de deschidere a formării, parametrul de anizotropie

În majoritatea formațiunilor purtătoare de gaz, permeabilitatea verticală și orizontală diferă și, de regulă, permeabilitatea verticală k in este semnificativ mai mică decât permeabilitatea orizontală k g. Permeabilitatea verticală scăzută reduce riscul de inundare a puțurilor de gaze expuse formațiuni anizotrope cu apă de fund în timpul funcționării lor. Cu toate acestea, cu permeabilitate verticală scăzută, curgerea gazului de jos în zona influențată de imperfecțiunea sondei în ceea ce privește gradul de penetrare este, de asemenea, dificilă. Relația matematică exactă dintre parametrul de anizotropie și cantitatea de tragere admisă atunci când o sondă pătrunde într-o formațiune anizotropă cu apă de fund nu a fost stabilită. Utilizarea metodelor de determinare a Qpr, dezvoltate pentru formațiuni izotrope, conduce la erori semnificative.

Algoritm de rezolvare:

1. Determinați parametrii critici ai gazului:

2. Determinați coeficientul de supracompresibilitate în condiții de rezervor:

3. Determinați densitatea gazului în condiții standard și apoi în condiții de rezervor:

4. Aflați înălțimea coloanei de apă din formațiune necesară pentru a crea o presiune de 0,1 MPa:

5. Determinați coeficienții a* și b*:

6. Determinați raza medie:

7. Găsiți coeficientul D:

8. Determinați coeficienții K o , Q * și debitul maxim fără apă Q pr. in functie de gradul de formare h si pentru doi sensuri diferite parametru de anizotropie:

Date inițiale:

Tabelul 1 - Date inițiale pentru calcularea regimului anhidru.

Tabelul 4 - Calculul modului anhidru.

Analiza capacităților de producție a sondelor din câmpul Ozernoye echipate cu ESP

Unde este coeficientul de productivitate, ; - presiunea rezervorului, ; - presiunea minima admisa in partea de jos,...

2. Aflarea distribuției presiunii de-a lungul razei care trece prin vârful sectorului și centrul puțului. 2. Analiza postului puț de gazîntr-un sector cu unghi p/2, limitat de evacuări, cu o stare constantă de filtrare a gazelor conform legii lui Darcy 2...

Analiza funcționării sondei de gaze într-un sector cu un unghi π/2, limitat de defecte, sub filtrarea gazelor în regim de echilibru conform legii lui Darcy

Influența modificărilor grosimii formațiunii purtătoare de gaze în timpul dezvoltării unui câmp de gaze

Stabilirea unui regim tehnologic pentru funcționarea puțurilor de gaze care au straturi expuse cu apă de fund este o sarcină de cea mai mare complexitate. O soluție exactă la această problemă, ținând cont de natura nestaționară a procesului de formare a conurilor...

Structura geologică și dezvoltarea câmpului petrolier Cekmagushevskoye

Debit este caracteristica principala bine, ceea ce arată ce cantitate maxima apa pe care o poate da pe unitatea de timp. Debitul se măsoară în m3/oră, m3/zi, l/min. Cu cât debitul sondei este mai mare, cu atât productivitatea acestuia este mai mare...

Studii hidrodinamice ale sondelor din câmpul de condensat gazos Yamsoveyskoye

Ecuația fluxului de gaz în puț se calculează cu formula: ,... (1) Formula lui G. A. Adamov pentru tubulaturi: ,... (2) ecuația mișcării gazului în penaj: ,... (3) unde Ppl este presiunea rezervorului, MPa; Рвх - presiunea de intrare în colector...

Studiul mișcării lichidului și gazului într-un mediu poros

1) Studiul dependenței debitului unei sonde de gaz de unghiul b dintre limita impermeabilă și direcția spre sondă la o distanță fixă ​​de la vârful sectorului până la centrul sondei...

Metode de inundare a rezervoarelor

În prezent. Dacă GZU este echipat cu un contor volumetric cu turbină, atunci citirile sale sunt influențate de prezența unei faze lichide pe toată secțiunea transversală a curgerii, valoarea vâscozității, calitatea separării gazelor, prezența unei structuri de spumă în produsul măsurat. ...

Evaluarea productivității sondelor orizontale de petrol

drenarea productivității sondei de petrol Acest lucru ne va ajuta Fișier Excel, unde aplicăm formula Joshi Completați celulele galbene cu coeficientul de 0,05432...

Mecanica fluidelor subterane

Determinăm debitul fiecărei sonde și debitul total dacă o formațiune circulară dată este dezvoltată de cinci sonde, dintre care 4 sunt situate la vârfurile unui pătrat cu latura A = 500 m, iar a cincea este în centru. ..

Mecanica fluidelor subterane

În cazul deplasării radiale plane a petrolului de către apă, debitul sondei este determinat de formula: (17) unde: rn este coordonata (raza) interfeței ulei-apă la momentul t...

Aplicarea noilor tehnologii la efectuarea lucrărilor de reparații și izolații

În prezent, majoritatea câmpurilor petroliere se află în stadiul final de dezvoltare, la care procesele de producție sunt semnificativ complicate, în special din cauza reducerii mari de apă a produselor produse...

Să luăm în considerare potențialul complex. Ecuația definește o familie de echipotențiale care coincid cu izobarele: , (5) unde este coeficientul de permeabilitate a formațiunii, este coeficientul de vâscozitate dinamică a fluidului care saturează formația...

Fluxul de fluid către puț cu un circuit de alimentare parțial izolat

Să luăm în considerare debitul la diferite unghiuri de deschidere a conturului permeabil al formațiunii (Fig. 10), obținut prin metoda descrisă folosind teoria potențialului complex. Orez. 10 Dependența debitului sondei de unghi Graficul arată...

Proiect pentru construirea unui puț orizontal de producție petrolier cu o adâncime de 2910 m la câmpul Vyngapurovskoye

În prezent, există mai multe modalități de a deschide orizonturi productive: prin represiune (Rpl< Рз), депрессии (Рпл >Рз) și echilibru. Forarea în depresiune și echilibru se efectuează numai cu o secțiune complet studiată...

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI ȘTIINȚEI AL FEDERATIEI RUSE

superior învăţământul profesional

„Universitatea de stat de petrol și gaze din Tyumen”

Caracteristici ale dezvoltării câmpului petrolier cu puțuri orizontale

Orientări

Pentru munca independenta la disciplina „Caracteristici ale dezvoltării câmpului cu puțuri orizontale” pentru masteranzi care studiază în specialitatea 131000.68 „Ingineria petrolului și gazelor”

Alcătuit de: S.I. Grachev, A.S. Samoilov, I.B. Kushnarev

Ministerul Educației și Științei al Federației Ruse

Bugetul federal de stat instituție de învățământ
studii profesionale superioare

„Universitatea de stat de petrol și gaze din Tyumen”

Institutul de Geologie și Producție de Petrol și Gaze

Departamentul Dezvoltarea și Exploatarea Câmpurilor de Petrol și Gaze

Orientări

La disciplina „Caracteristici ale dezvoltării câmpului petrolier cu puțuri orizontale”

pentru practic, clase de laborator si munca independenta pentru licenta directie 131000.62 „Inginerie petrol si gaze” pentru toate formele de invatamant

Tyumen 2013

Aprobat de consiliul editorial și al editurii

Universitatea de Stat de Petrol și Gaze din Tyumen

Orientările sunt destinate licențiaților direcției 131000.62 „Ingineria petrolului și gazelor” pentru toate formele de învățământ. ÎN ghiduri metodologice Sunt prezentate principalele sarcini cu exemple de soluții la disciplina „Caracteristici ale dezvoltării câmpurilor petroliere cu puțuri orizontale”.

Alcătuit de: Conf. univ. dr. Samoilov A.S.

Conf. univ. dr. Fominykh O.V.

asistent de laborator Nevkin A.A.

© instituția de învățământ de stat de învățământ profesional superior

„Universitatea de stat de petrol și gaze din Tyumen” 2013

INTRODUCERE 2

Tema 1. Calculul ratelor de producție ale sondelor cu terminare orizontală și compararea rezultatelor. 7

Tema 2. Calculul debitului unui puț orizontal și al unui puț înclinat cu fractură hidraulică folosind formulele date, comparând rezultatele. 2

Tema 3. Calculul debitului unei sonde multilaterale. 17

Tema 4. Calculul rețelei optime a puțurilor orizontale și eficiența comparativă a lucrului acestora cu cele verticale. 21

Tema 5. Interpretarea rezultatelor studiilor hidrodinamice ale puțurilor cu completare orizontală în regimuri de echilibru (după metoda lui V.S. Evchenko). 2

Tema 6. Viteza de producție a unei sonde orizontale cu fracturi hidraulice situate într-o formațiune anizotropă, în formă de bandă. 34

Subiectul 7. Calculul retragerii anhidre maxime a unei sonde cu capăt orizontal……………………………………………………………………………………………30

Subiectul 8. Modelarea mișcării instabile a fluidului către o sondă orizontală utilizând o schemă cu două zone…………..45

INTRODUCERE

Cu implementare pe scară largă la începutul anilor 2000 și în următorul deceniu în sistemul de dezvoltare pe teren Vestul Siberiei puțuri orizontale (HS) și trunchiuri laterale orizontale (HSS), producția accelerată de rezerve de petrol a fost realizată cu o rentabilitate rapidă a investiției fără construcția de noi sonde. Implementarea a fost realizată într-o manieră promptă, nu întotdeauna în concordanță cu cele adoptate solutii de proiectare, sau prin transformare sistem existent dezvoltare. Cu toate acestea, fără o justificare sistematică a tehnologiei de deschidere orizontală și de funcționare a obiectelor, valorile de proiectare ale factorului de recuperare a uleiului (ORF) nu sunt atinse.

ÎN ultimii ani tehnologiei de deschidere orizontală i se acordă mult mai multă atenție la proiectarea unui sistem de dezvoltare în unele companii, justificarea construcției fiecărei puțuri orizontale se realizează sub forma unui mini-proiect. Acest lucru a fost influențat și de criza financiară globală, când, pentru a optimiza producția, eroarea și ponderea incertitudinii au fost reduse la minimum. Au fost aplicate noi abordări tehnologice de foraj orizontal, după cum demonstrează rezultatele operaționale ale GS și BGS construite începând cu 2009 (mai mult de 350 de puțuri au fost construite la Surgutneftegaz OJSC, peste 200 de puțuri la Lukoil OJSC și peste 100 de puțuri la TNK). -BP , în OJSC NGK Slavneft sunt peste 100 de puțuri, în OJSC Gazprom Neft sunt peste 70 de puțuri, în OJSC NK Rosneft sunt peste 50 de puțuri, în OJSC NK RussNeft sunt peste 20 de puțuri).

Se știe că nu este suficient să se determine doar parametrii de bază ai utilizării puțurilor orizontale: lungimea, profilul, amplasarea trunchiului față de acoperiș și bază, limitarea condițiilor tehnologice de funcționare. Este necesar să se ia în considerare amplasarea și parametrii modelului puțului, modelele de formare și reglarea modurilor lor de funcționare. Este necesar să se creeze metode fundamental noi pentru monitorizarea și gestionarea producției de rezerve de petrol, în special pentru zăcăminte complexe, care se vor baza pe un studiu de încredere. structura geologică prin studiul puțurilor orizontale, dependența debitului de petrol de eterogenitatea structurii geologice și rezistența hidraulică de-a lungul lungimii, creând uniformitate în producția de rezerve de petrol pe întregul volum al rezervorului drenat, determinarea de înaltă precizie a zona de drenaj, posibilitatea de a efectua și prezice eficacitatea metodelor de creștere a recuperării petrolului, determinarea principalelor tensiuni de rocă, eficiența sistemului de inundații depinde direct de contabilizarea acestora și metode mecanice impact asupra formațiunii (fractura hidraulică).

Scopul acestui ghid este de a oferi studenților cunoștințele utilizate de stiinta modernași producția în managementul productivității puțurilor.

Instrucțiunile metodologice pentru fiecare problemă pe subiect prezintă un algoritm de calcul și oferă un exemplu de soluție sarcină tipică, care contribuie semnificativ la îndeplinirea cu succes a sarcinii. Cu toate acestea, aplicarea sa este posibilă numai după studierea fundamentelor teoretice.

Toate calculele ar trebui să fie efectuate în cadrul sistem international unități (SI).

Fundamente teoretice Disciplinele sunt bine prezentate în manuale, ale căror link-uri sunt date.

Tema 1. Calculul ratelor de producție ale sondelor cu terminare orizontală și compararea rezultatelor

Pentru a determina rata producției de petrol într-o singură sondă orizontală într-o formațiune uniform anizotropă, se utilizează formula S.D. Joshi:

Unde, Q g– debitul de petrol al unei sonde orizontale m 3 /sec; k h– permeabilitatea orizontală a formațiunii m2; h– grosime saturată cu ulei, m; ∆P– retragerea rezervorului, Pa; μ n– vâscozitatea uleiului Pa s; B 0– coeficientul volumetric al uleiului; L– lungimea secțiunii orizontale a puțului, m; r c– raza sondei în formațiunea productivă, m; – semiaxa mare a elipsei de drenaj (Fig. 1.1), m:

, (1.2)

Unde Rk– raza circuitului de putere, m; – parametrul anizotropiei permeabilității, determinat de formula:

kv– permeabilitatea verticală a formațiunii, m2. Calculele au presupus o permeabilitate verticală de 0,3· k h, parametrul mediu al sedimentelor terigene din Siberia de Vest, de asemenea, pentru un calcul fiabil, condiția - , trebuie îndeplinită.

Figura 1.1 - Diagrama fluxului către o sondă orizontală într-o formațiune circulară

Borisov Yu.L. când descrie un flux eliptic, el a propus o altă condiție de determinare Rk. Raza principală a elipsei (Fig. 1.2), care este valoare medieîntre arborii de osie:

(1.4)

Figura 1.2 - Schema fluxului într-un puț orizontal într-o formațiune circulară

Formula generală pentru intrarea în benzinărie, obținută de Yu.P., are următoarea formă:

, (1.5)

Unde J– rezistența la filtrare, determinată de formula:

. (1.6)

Giger propune utilizarea formulei (1.8), unde rezistența la filtrare J ia expresie

(1.7)

Formula generală pentru afluxul către benzinărie, obținută Giger este similar cu ecuațiile autorilor anteriori:

. (1.8)

Toate simboluri parametrii sunt similari cu cei prezentați pentru ecuația Joshi S.D.

Sarcina 1.1. Pentru condițiile geologice și fizice ale formării PK 20 a câmpului Yarainerskoye, prezentate în tabelul 1.1, se calculează debitul unui puț cu capăt orizontal Q g folosind metodele prezentate, comparați rezultatele obținute, determinați lungimea optimă a secțiunii orizontale conform graficului dependenței debitului sondei de lungimea liniei orizontale pentru 10 valori (din cea inițială) cu un pas de 50 de metri pentru soluţiile autorilor consideraţi.

Tabelul 1.1

Soluţie. Problema este rezolvată în următoarea ordine:

1. Să calculăm debitul conductei de gaz folosind metoda Joshi S.D. Pentru a face acest lucru, este necesar să se determine parametrul de anizotropie din expresia 1.3 și semiaxa majoră a elipsei de drenaj (expresia 1.2):

Înlocuind rezultatele obținute în expresia 1.1 obținem,

2. Să calculăm debitele conductei de gaz folosind metoda lui Borisov Yu.P.

Rezistența la filtrare determinată de formula 1.6:

Pentru a determina debitul zilnic, înmulțim rezultatul cu numărul de secunde dintr-o zi (86.400).

3. Să calculăm debitele conductei de gaz folosind metoda Giger.

Rezistenta la filtrare J luați expresia (1.7)

Determinăm debitul conductei de gaz:

Pentru a determina debitul zilnic, înmulțim rezultatul cu numărul de secunde dintr-o zi (86.400).

4. Să comparăm rezultatele:

5. Să calculăm debitele de sondă pentru 20 de valori ale lungimii secțiunii orizontale în trepte de 50 de metri folosind metodele prezentate și să construim o dependență grafică:

Figura 1.3 – Dependența modificărilor debitului sondei de lungimea secțiunii orizontale

Concluzii: Pe baza rezultatelor calculării debitului prezis al unui puț orizontal folosind metodele lui Joshi S.D., Borisov Yu.P., Giger pentru condițiile geologice și fizice ale formării PK 20 a câmpului Yarainerskoye, următoarele:

- cu o ușoară diferență (forma fluxului în proiecție orizontală) modele analitice munca puțurilor orizontale care au pătruns într-o formațiune omogen anizotropă la mijloc între acoperiș și fund, diferența de debite calculate este destul de mare;

- pentru condițiile formării PK 20 a câmpului Yaraynerskoye, au fost construite dependențe grafice ale debitului estimat al sondei de lungimea secțiunii orizontale, rezultă că opțiunile optime vor fi în interval L 1=150 m. Î 1=2620 m 3 /zi până la L 2=400 m. Î 2=3230 m3/zi;

- valorile obținute sunt primele rezultate aproximative ale selecției lungime optimă secțiunea orizontală a sondei, justificarea ulterioară se bazează pe clarificarea debitelor prezise folosind modele digitale de rezervor și recalcularea economică, pe baza rezultatelor calculului dintre care va fi selectată cea mai rațională opțiune.

Opțiuni Sarcina nr. 1

Întrebări de testare.

Elementul principal al sistemului de alimentare cu apă este sursa de alimentare cu apă. Pentru sisteme autonomeîn gospodăriile particulare, casele sau ferme, fântânile sau forajele sunt folosite ca surse. Principiul alimentării cu apă este simplu: acviferul le umple cu apă, care este furnizată utilizatorilor folosind o pompă. La muncă îndelungată pompa, indiferent de puterea acesteia, nu poate furniza mai multă apă decât o dă purtătorul de apă în conductă.

Orice sursa are un volum limitator de apa pe care il poate da consumatorului pe unitatea de timp.

Definiții ale fluxului

După forare, organizația care a efectuat lucrarea furnizează un raport de testare sau un pașaport pentru sondă, în care sunt introduși toți parametrii necesari. Cu toate acestea, atunci când forează pentru gospodării, antreprenorii introduc adesea valori aproximative în pașaport.

Puteți verifica de două ori acuratețea informațiilor sau puteți calcula singur debitul sondei dvs.

Dinamica, statica si inaltimea coloanei de apa

Înainte de a începe să efectuați măsurători, trebuie să înțelegeți care este nivelul static și dinamic al apei dintr-o fântână, precum și înălțimea coloanei de apă din coloana puțului. Măsurarea acestor parametri este necesară nu numai pentru a calcula productivitatea puțului, ci și pentru alegerea corectă unitate de pompare pentru sistemul de alimentare cu apă.

• Nivelul static este înălțimea coloanei de apă în absența aportului de apă. Depinde de presiunea in situ și este setat în timpul opririi (de obicei cel puțin o oră);
• Nivel dinamic - nivel constant apă în timpul aportului de apă, adică atunci când afluxul de lichid este egal cu scurgerea;
• Înălțimea coloanei este diferența dintre adâncimea puțului și nivelul static.

Dinamica și statica sunt măsurate în metri de sol, iar înălțimea coloanei de la fundul puțului

Puteți efectua o măsurătoare folosind:

• Indicator de nivel electric;
• Un electrod care face contact atunci când interacționează cu apa;
• O greutate obișnuită legată de o frânghie.

Determinarea performanței pompei

La calcularea debitului, este necesar să se cunoască performanța pompei în timpul pompării. Pentru a face acest lucru, puteți utiliza următoarele metode:

• Vizualizați debitmetrul sau datele contorului;
• Citiți pașaportul pompei și aflați performanța după punct de funcționare;
• Calculați debitul aproximativ pe baza presiunii apei.

În acest din urmă caz, este necesară fixarea unei țevi de diametru mai mic în poziție orizontală la ieșirea țevii de ridicare a apei. Și faceți următoarele măsurători:

• Lungimea conductei (min. 1,5 m) și diametrul acesteia;
• Înălțimea de la sol până la centrul țevii;
• Lungimea jetului de la capătul conductei până la punctul de impact asupra solului.

După ce primiți datele, trebuie să le comparați folosind o diagramă.

Măsurarea nivelului dinamic și a debitului unui puț trebuie făcută cu o pompă cu capacitate nici mai puțin debitul dvs. de apă de vârf estimat.

Calcul simplificat

Debitul sondei este raportul dintre produsul intensității de pompare a apei și înălțimea coloanei de apă la diferența dintre nivelurile dinamice și statice ale apei. Pentru a determina debitul unui puț, se utilizează următoarea formulă:

Dt = (V/(Hdin-Nst))*Hv, Unde

• Dt – debitul necesar;
• V – volumul lichidului pompat;
• Hdin – nivel dinamic;
• Hst – nivel static;
• Hv – înălțimea coloanei de apă.

De exemplu, avem o fântână de 60 de metri adâncime; a cărui statică este de 40 de metri; nivelul dinamic la exploatarea unei pompe cu o capacitate de 3 metri cubi pe oră a fost stabilit la aproximativ 47 metri.

În total, debitul va fi: Dt = (3/(47-40))*20= 8,57 metri cubi/oră.

O metodă de măsurare simplificată implică măsurarea nivelului dinamic atunci când pompa funcționează la o capacitate pentru sectorul privat, aceasta poate fi suficientă, dar nu pentru a determina imaginea exactă;

Debit specific

Odată cu creșterea performanței pompei, nivelul dinamic și, în consecință, debitul real scade. Prin urmare, aportul de apă este mai precis caracterizat prin coeficientul de productivitate și debitul specific.

Pentru a calcula acesta din urmă, nu una, ci două măsurători ale nivelului dinamic ar trebui făcute la rate diferite de aport de apă.

Debitul specific al unui puț este volumul de apă eliberat atunci când nivelul acestuia scade pentru fiecare metru.

Formula îl definește ca fiind raportul dintre diferența dintre valorile mai mari și mai mici ale intensității aportului de apă și diferența dintre valorile scăderii în coloana de apă.

Dsp=(V2-V1)/(h2-h1), Unde

• Dsp – debit specific
• V2 – volumul de apă pompat în timpul celei de-a doua prize de apă
• V1 – volumul pompat primar
• h2 – scăderea nivelului apei la a doua priză de apă
• h1 – reducerea nivelului la prima admisie a apei

Revenind la fântâna noastră condiționată: cu aportul de apă la o intensitate de 3 metri cubi pe oră, diferența dintre dinamică și statică a fost de 7 m; la remasurarea cu o capacitate de pompa de 6 metri cubi pe ora, diferenta a fost de 15 m.

În total, debitul specific va fi: Dsp = (6-3)/(15-7)= 0,375 metri cubi/oră

Debitul real

Calculul se bazează pe indicatorul specific și pe distanța de la suprafața solului până la punctul superior al zonei de filtrare, ținând cont de condiția ca unitate de pompare nu va fi expediat mai jos. Acest calcul este cât se poate de apropiat de realitate.

DT= (Hf-HSf) * Doud, Unde

• Dt – debitul sondei;
• Hf – distanța până la începutul zonei de filtrare (în cazul nostru o vom lua ca 57 m);
• Hst – nivel static;
• Dsp – debit specific.

În total, debitul real va fi: Dt = (57-40)*0,375= 6,375 metri cubi/oră.

După cum puteți vedea, în cazul puțului nostru imaginar, diferența dintre măsurătorile simplificate și cele ulterioare a fost de aproape 2,2 metri cubi pe oră în direcția scăderii productivității.

Scăderea debitului

În timpul funcționării, productivitatea puțului poate scădea, principalul motiv pentru scăderea debitului este înfundarea, iar pentru a-l crește până la nivelul anterior, este necesară curățarea filtrelor.

De-a lungul timpului rotoarele pompa centrifuga se poate uza, mai ales dacă fântâna dumneavoastră este pe nisip, caz în care productivitatea acesteia va deveni mai mică.

Cu toate acestea, curățarea poate să nu ajute dacă ați avut inițial un venit scăzut apa bine. Motivele pentru aceasta sunt diferite: diametrul conductei de producție este insuficient, a căzut dincolo de acvifer sau conține puțină umiditate.

Sondele de gaze sunt exploatate prin metoda fântânii, adică. prin utilizarea energiei de formare. Calculul liftului se reduce la determinarea diametrului conductelor de fântână. Poate fi determinată din condițiile de îndepărtare a particulelor solide și lichide sau pentru a asigura presiunea maximă în capul sondei (pierderea minimă de presiune în sondă la un debit dat).

Îndepărtarea particulelor solide și lichide depinde de viteza gazului. Pe măsură ce gazul crește în conducte, viteza crește datorită creșterii volumului gazului pe măsură ce presiunea scade. Calculul se efectuează pentru condițiile pantofului de țeavă de fântână. Adâncimea de trecere a conductelor în puț se ține cont de caracteristicile productive ale formării și de modul tehnologic de funcționare al puțului.

Este recomandabil să coborâți țevile până la orificiile de perforare inferioare. Dacă țevile sunt coborâte în găurile de perforare superioare, atunci viteza de curgere a gazului în șirul de producție opus formațiunii productive perforate de jos în sus crește de la zero la o anumită valoare. Aceasta înseamnă că în partea inferioară și până la pantof nu este asigurată îndepărtarea particulelor solide și lichide. Prin urmare, partea inferioară a formațiunii este tăiată de un dop de argilă nisipoasă sau lichid, iar rata de producție a puțului scade.

Folosim legea stării de gaz a lui Mendeleev - Clapeyron

La un debit dat de sondă, viteza gazului la sabotul conductei este egală cu:

unde Q0 este debitul sondei în condiţii standard (presiune P0 = 0,1 MPa, temperatura T0 = 273 K), m3/zi;

P Z, T Z - presiunea și temperatura gazului în partea de jos, Pa, K;

zo, zз - coeficientul de supracompresibilitate a gazului, respectiv, în condițiile T 0, P 0 și T, P;

F - zona de curgere a conductelor de fântână, m 2

d - diametrul (intern) al țevilor de fântână, m.

Pe baza formulelor de calcul a vitezei critice de îndepărtare a particulelor solide și lichide și conform datelor experimentale, viteza minimă vcr de îndepărtare a particulelor solide și lichide de pe față este de 5 - 10 m/s. Apoi, diametrul maxim al conductelor la care particulele de rocă și lichide sunt transportate la suprafață:

În timpul funcționării puțurilor de condensat de gaz, din gaz sunt eliberate hidrocarburi lichide (condens de gaz), care creează un flux bifazic în conductele fântânii. Pentru a preveni acumularea de lichid la fund și scăderea debitului, o puț de gaz de condensat trebuie exploatat cu un debit nu mai mic decât cel minim admis, asigurând îndepărtarea condensului de gaz la suprafață. Valoarea acestui debit este determinată de formula empirică:

unde M - greutate moleculară gaz Apoi diametrul conductei:

La determinarea diametrului conductelor de fântână, pentru a asigura pierderi minime de presiune în puțul de sondă, este necesar să se prevadă reducerea la minimum a acestora în puțul de sondă, astfel încât gazul să curgă către capul sondei cu cea mai mare presiune posibilă. Acest lucru va reduce costurile de transport al gazelor. Presiunile din fundul găurii și din capul sondei ale unui puț de gaz sunt legate între ele prin formula lui G.A.

unde P 2 este presiunea la capul sondei, MPa;

e este baza logaritmilor naturali;

s este exponentul egal cu s = 0,03415 s g L / (T avg z ap);

c g este densitatea relativă a gazului în aer;

L - lungimea țevilor fântânii, m;

d - diametrul conductei, m;

T av - temperatura medie a gazului în sondă, K;

Qo - debitul sondei în condiţii standard, mii m 3 /zi;

l - coeficient de rezistență hidraulică;

z cf - coeficientul de supracompresibilitate a gazului la temperatura medie T cf și presiunea medie P cf = (Pz + P 2) / 2.

Deoarece PZ este necunoscut, z cf este determinat prin metoda aproximărilor succesive. Apoi, dacă din rezultatele studiilor gazodinamice se cunosc debitul de sondă Qo și presiunea corespunzătoare în fundul găurii P3, la o presiune dată la capul sondei P2, diametrul conductelor de fântână se determină din formula sub forma:

Diametrul real al țevilor de fântână este selectat ținând cont de diametrele standard. Rețineți că în calculele bazate pe două condiții, factorul determinant este îndepărtarea particulelor de rocă și a lichidului de la suprafață. Dacă debitul sondei este limitat de alți factori, atunci calculul se bazează pe condiția reducerii pierderilor de presiune la valoarea minimă posibilă din punct de vedere tehnologic și tehnic. Uneori, pentru un diametru dat de conductă, folosind formulele scrise, se determină debitul sondei sau pierderea de presiune în sondă.

Calculul elevatorului se reduce la determinarea diametrului conductelor pompei și compresorului (Tabelul 18 A din Anexa A). Date inițiale: debitul sondei în condiții standard Q o = 38,4 mii m 3 /zi = 0,444 m 3 /s (presiune P o = 0,1 MPa, temperatura T o = 293 K); presiunea de fund Р з = 10,1 MPa; adâncimea sondei H = 1320 m; coeficientul de compresibilitate a gazului în condiții standard z o = 1; viteza critică de îndepărtare a particulelor solide și lichide la suprafață x cr = 5 m/s.

1) Temperatura sondei T este determinată de formula:

T = N? G, (19)

unde H este adâncimea puțului, m

G - gradient geotermal.

2) Coeficientul de compresibilitate a gazului z z va fi determinat folosind curba Brown (Figura 6 B din Anexa B). Pentru a face acest lucru, găsim presiunea redusă P pr și temperatura T pr:

unde Ppl - presiunea rezervorului, MPa

P cr - presiune critică, MPa

Pentru metan P cr = 4,48 MPa

unde T cr - temperatura critică, TO

Pentru metan T cr = - 82,5? C = 190,5 K

Coeficientul de compresibilitate a gazului la fund z z = 0,86 este determinat din Figura 6 B (Anexa B).

1) Diametrul pompei-compresie...

• - volum zilnic de gaz q, nm 3 / zi,
• - presiunea initiala si finala in gazoductul P 1 si P 2, MPa;
• - temperaturile initiale si finale t 1 si t 2, o C;
• - concentrația de metanol proaspăt C 1, în greutate.

Calculul ratelor individuale de consum de metanol pt proces la pregătirea și transportul gazelor naturale și petroliere pentru fiecare secțiune, se efectuează după formula:

H Ti = q f + q g + q c, (23)

unde H Ti este rata de consum individual de metanol pentru secțiunea i-a;

q w - cantitatea de metanol necesară pentru saturarea fazei lichide;

q g este cantitatea de metanol necesară pentru a satura faza gazoasă;

q k este cantitatea de metanol necesară pentru a satura condensatul.

Cantitatea de metanol q l (kg/1000 m3) necesară pentru saturarea fazei lichide este determinată de formula:

unde DW este cantitatea de umiditate preluată din gaz, kg/1000 m 3 ;

C 1 - concentrație în greutate metanol introdus,%;

C 2 - concentrația în greutate a metanolului în apă (concentrația metanolului rezidual la capătul secțiunii în care se formează hidrații), %;

Din formula 24 rezultă că pentru a determina cantitatea de metanol pentru a satura faza lichidă este necesar să se cunoască umiditatea gazului și concentrația de metanol în două puncte: la începutul și la sfârșitul secțiunii în care se formează hidratul. este posibil.

Umiditatea gazelor de hidrocarburi cu o densitate relativă (în aer) de 0,60, fără azot și saturată cu apă dulce.

După ce s-a determinat umiditatea gazului la începutul secțiunii W 1 și la sfârșitul secțiunii W 2, găsiți cantitatea de umiditate DW eliberată din fiecare 1000 m 3 de gaz care trece:

DW = L 2 - L 1 (25)

Să determinăm umiditatea folosind formula:

unde P este presiunea gazului, MPa;

A este un coeficient care caracterizează umiditatea unui gaz ideal;

B este un coeficient care depinde de compoziția gazului.

Pentru a determina concentrația de metanol uzat C2, se determină mai întâi temperatura de echilibru T (° C) a formării hidratului. Pentru a face acest lucru, utilizați curbele de echilibru pentru formarea hidraților de gaz de diferite densități (Figura 7 B din apendicele B) bazate pe presiunea medie la secțiunea de alimentare cu metanol:

unde P 1 și P 2 sunt presiunea de la începutul și sfârșitul secțiunii, MPa.

După ce a determinat T, găsiți cantitatea de scădere a DT a temperaturii de echilibru necesară pentru a preveni formarea hidratului:

DT = T - T 2, (28)

unde T2 este temperatura de la capătul secțiunii în care se formează hidrații, °C.

După determinarea DT-ului, conform graficului din Figura 8 B (Anexa B), găsim concentrația de metanol C 2 tratat (%).

Cantitatea de metanol (q g, kg/1000 m 3) necesară pentru a satura mediul gazos este determinată de formula:

q g = k m C 2, (29)

unde km este raportul dintre conținutul de metanol necesar pentru a satura gazul și concentrația de metanol din lichid (solubilitatea metanolului în gaz).

Coeficientul k m se determină pentru condițiile de la capătul secțiunii în care este posibilă formarea de hidrat, conform figurii 9 B (Anexa B) pentru presiunea P 2 și temperatura T 2.

Cantitatea de metanol furnizată (Tabelele 20 A - 22 A din Anexa A) ținând cont de debitul este determinată de formulă.

Formula de calcul al debitului unui puț de petrol este un lucru necesar în lumea modernă. Toate întreprinderile care extrag produse petroliere trebuie să calculeze debitul pentru descendenții lor. Mulți oameni folosesc formula lui Dupuis, un inginer francez care a dedicat mulți ani studiului mișcării. ape subterane. Formula sa vă va ajuta să înțelegeți cu ușurință dacă performanța unei anumite surse merită banii pentru echipamentul de puț.

Care este debitul unei sonde de petrol?

Debitul este volumul de lichid furnizat printr-o sondă într-o anumită unitate de timp. Mulți oameni își neglijează calculele atunci când instalează echipamente de pompare, dar acest lucru poate fi fatal pentru întreaga structură. Valoarea integrală care determină cantitatea de ulei se calculează folosind mai multe formule, care vor fi date mai jos.

Debitul este adesea denumit performanța pompei. Dar această caracteristică nu se potrivește puțin definiției, deoarece toate proprietățile pompei au propriile erori. Și un anumit volum de lichide și gaze este uneori radical diferit de ceea ce a fost declarat.

Inițial, acest indicator trebuie calculat pentru a selecta echipamentul de pompare. Când cunoașteți productivitatea zonei, puteți exclude imediat mai multe unități necorespunzătoare din lista de echipamente selectată.

Este imperativ să se calculeze debitul în industria petrolului, deoarece zonele cu productivitate scăzută vor fi neprofitabile pentru orice întreprindere. Și cel greșit unitate de pompare din cauza calculelor ratate, poate aduce pierderi companiei mai degrabă decât profitul așteptat de la sondă.

Este necesar să fie calculat la toate tipurile de întreprinderi de producție de petrol - chiar și debitele puțurilor din apropiere pot diferi prea mult de cea nouă. Cel mai adesea, diferența uriașă constă în valorile substituite în formulele de calcul. De exemplu, permeabilitatea unei formațiuni poate diferi semnificativ la un kilometru sub pământ. Cu o permeabilitate slabă, indicatorul va fi mai scăzut, ceea ce înseamnă că profitabilitatea puțului va scădea exponențial.

Debitul unui puț de petrol vă va spune nu numai cum să alegeți echipamentul potrivit, ci și unde să îl instalați. Instalarea unei noi platforme petroliere este o afacere riscantă, deoarece chiar și cei mai deștepți geologi nu pot dezvălui misterele pământului.

Da, au fost create mii de modele echipament profesional, care determină toți parametrii necesari pentru forarea unei noi sonde, dar numai rezultatul văzut în urma acestui proces poate arăta datele corecte. Pe baza acestora, merită să se calculeze profitabilitatea unui anumit site.

Metode de calcul al debitelor de sondă.

Există doar câteva metode pentru calcularea debitului unui câmp de petrol - standard și Dupuis. Formula unei persoane care și-a petrecut aproape toată viața studiind acest material și deducând formula arată rezultatul mult mai precis, deoarece conține mult mai multe date pentru calcul.

Formula pentru calcularea producției puțului

Pentru calcule folosind formula standard - D = H x V/(Hd – Hst), aveți nevoie doar de următoarele informații:

• Înălțimea coloanei de apă;
• Performanța pompei;
• Nivel static și dinamic.

Nivelul static în acest caz este distanța de la început ape subterane la primele straturi de sol, iar nivelul dinamic este valoare absolută, obtinut prin masurarea nivelului apei dupa pompare.

Există, de asemenea, un concept ca indicator optim al debitului unui câmp de petrol. Se determină atât pentru determinarea generală a nivelului de depresie a unei fântâni individuale, cât și a întregii formațiuni în ansamblu. Formula pentru calcularea nivelului mediu de depresiune al unui câmp este determinată ca P zab = 0. Debitul unei sonde, care a fost obținut la depresiune optimă, va fi debitul optim al sondei de petrol.

Cu toate acestea, această formulă și indicatorul optim de debit în sine nu sunt utilizate în fiecare domeniu. Datorită presiunii mecanice și fizice asupra formării, poate apărea prăbușirea unei părți a pereților interni ai puțurilor de petrol. Din aceste motive, este adesea necesar să se reducă debitul potențial mecanic pentru a menține continuitatea procesului de producție a petrolului și a menține rezistența pereților.

Aceasta este cea mai simplă formulă de calcul, care nu poate fi obținută cu precizie rezultat corect- va fi o mare eroare. Pentru a evita calculele greșite și pentru a vă direcționa pentru a obține un rezultat mai precis, utilizați formula Dupuis, în care este necesar să luați mult mai multe date decât în ​​cea prezentată mai sus.

Dar Dupuis nu era drept persoană inteligentă, dar și un teoretician excelent, așa că a dezvoltat două formule. Primul este pentru productivitatea potențială și conductibilitatea hidraulică pe care o produc pompa și câmpul de petrol. Al doilea este pentru un câmp și pompă neideal, cu productivitatea lor reală.

Luați în considerare prima formulă:

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

Această formulă pentru performanța potențială include:

N0 – productivitatea potențială;

Kh/u – coeficient care determină proprietatea de conductivitate hidraulică a unui rezervor de ulei;

B – coeficientul de dilatare în volum;

Pi – Numărul P = 3,14...;

Rk – raza puterii circuitului;

Rc – raza de biți a sondei în funcție de distanța până la formațiunea expusă.

A doua formulă arată astfel:

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

Această formulă pentru productivitatea efectivă a unui câmp este acum folosită de absolut toate companiile care forează puturi de petrol. Doar două variabile sunt modificate în el:

N – productivitatea efectivă;

Factor S-skin (parametru al rezistenței de filtrare la curgere).

În unele metode de creștere a ratei de producție a câmpurilor petroliere, se utilizează tehnologia de fracturare hidraulică a formațiunilor care conțin minerale. Presupune formarea mecanică a fisurilor în roca productivă.

Procesul natural de reducere a debitului câmpurilor petroliere are loc cu o rată de 1-20 la sută pe an, pe baza datelor inițiale ale acestui indicator la pornirea unei sonde. Tehnologiile utilizate și descrise mai sus pot intensifica producția de petrol dintr-un puț.

Reglarea mecanică a debitului sondelor de petrol poate fi efectuată periodic. Este marcat de o creștere a presiunii de fund, ceea ce duce la o scădere a nivelurilor de producție și un indicator ridicat al capacităților unui câmp individual.

Pentru a crește performanța și debitul, se poate folosi și metoda de tratare termică cu acid. Folosind mai multe tipuri de soluții, cum ar fi lichidul acid, elementele zăcământului sunt curățate de depozitele de gudron, sare și alte componente chimice care interferează cu trecerea de înaltă calitate și eficientă a rocii exploatate.

Fluidul acid pătrunde inițial în puț și umple zona din fața formațiunii. Apoi, supapa este închisă și, sub presiune, soluția acidă pătrunde în formațiunea adâncă. Părțile rămase din acest fluid sunt spălate cu ulei sau apă după ce producția continuă.

Calculele debitului trebuie efectuate periodic pentru a formula o strategie pentru dezvoltarea vectorială a unei întreprinderi producătoare de petrol.

Calculul productivității puțului