تعیین نرخ جریان چاه نفت: فرمول و روش های محاسبه روش اندازه گیری دبی چاه گاز محاسبه بازده تکنولوژیکی ردیابی

بهره برداری از چاه های گاز به روش فواره ای انجام می شود. از طریق استفاده از انرژی تشکیل. محاسبه آسانسور به تعیین قطر لوله های آبنما می رسد. می توان آن را از شرایط حذف سوراخ پایین ذرات جامد و مایع یا اطمینان از حداکثر فشار سر چاه (حداقل افت فشار در سوراخ چاه با سرعت جریان معین) تعیین کرد.

حذف ذرات جامد و مایع به سرعت گاز بستگی دارد. با افزایش گاز در لوله ها، به دلیل افزایش حجم گاز با کاهش فشار، سرعت افزایش می یابد. محاسبه برای شرایط کفشک لوله آبنما انجام می شود. عمق لوله های در حال اجرا در چاه با توجه به ویژگی های تولیدی شکل گیری و نحوه عملکرد فن آوری چاه در نظر گرفته می شود.

توصیه می شود لوله ها را به سوراخ های سوراخ پایین پایین بیاورید. اگر لوله ها به سوراخ های سوراخ بالایی پایین بیایند، آنگاه سرعت جریان گاز در رشته تولید مقابل سازند مولد سوراخ شده از پایین به بالا از صفر به مقدار معینی افزایش می یابد. یعنی در قسمت پایین و تا کفش از حذف ذرات جامد و مایع اطمینان حاصل نمی شود. بنابراین قسمت زیرین سازند توسط پلاگ یا مایع رسی شنی قطع می شود و سرعت تولید چاه کاهش می یابد.

ما از قانون حالت گاز مندلیف - کلاپیرون استفاده می کنیم

در یک نرخ جریان چاه معین، سرعت گاز در کفشک لوله برابر است با:

که در آن Q 0 نرخ جریان چاه در است شرایط استاندارد(فشار P0 = 0.1 مگاپاسکال، دمای T0 = 273 K)، متر مکعب در روز؛

P Z، T Z - فشار و دمای گاز در پایین، Pa، K؛

zo، zз - ضریب ابرتراکم پذیری گاز، به ترتیب، تحت شرایط T 0، P 0 و T، P.

F - منطقه جریان لوله های آبنما، متر مربع

د - قطر (داخلی) لوله های آبنما، متر.

بر اساس فرمول های محاسبه سرعت بحرانی حذف ذرات جامد و مایع و بر اساس داده های تجربی، حداقل سرعت vcr حذف ذرات جامد و مایع از سطح 5 تا 10 متر بر ثانیه است. سپس حداکثر قطر لوله هایی که سنگ و ذرات مایع به سطح منتقل می شوند:

در حین بهره برداری از چاه های میعانات گازی، هیدروکربن های مایع (میعانات گازی) از گاز خارج می شود که جریان دو فازی را در لوله های فواره ایجاد می کند. برای جلوگیری از تجمع مایع در پایین و کاهش سرعت جریان، یک چاه میعانات گازی باید با سرعت جریان کمتر از حداقل مجاز راه اندازی شود و از حذف میعانات گازی به سطح اطمینان حاصل شود. مقدار این نرخ جریان با فرمول تجربی تعیین می شود:

که در آن M جرم مولکولی گاز است. سپس قطر لوله:

هنگام تعیین قطر لوله های آبنما، برای اطمینان از حداقل تلفات فشار در چاه، لازم است کاهش آنها در چاه به حداقل ممکن پیش بینی شود تا گاز با بیشترین فشار ممکن به سمت دهانه چاه جریان یابد. این امر باعث کاهش هزینه های حمل و نقل گاز می شود. فشار کف چاه و سر چاه یک چاه گاز با فرمول G.A. Adamov به یکدیگر مرتبط است.

که در آن P2 فشار در سر چاه، MPa است.

e پایه لگاریتم های طبیعی است.

s توان برابر با s = 0.03415 s g L / (T avg z ap) است.

c g چگالی نسبی گاز در هوا است.

L - طول لوله های آبنما، متر؛

d - قطر لوله، متر؛

T av - میانگین دمای گاز در چاه، K؛

Qo - نرخ جریان چاه در شرایط استاندارد، هزار متر مکعب در روز.

ل - ضریب مقاومت هیدرولیک؛

z cf - ضریب فوق تراکم پذیری گاز در دمای میانگینمیانگین T و فشار متوسط ​​P av = (Pz + P 2) / 2.

از آنجایی که P Z ناشناخته است، z cf با روش تقریب های متوالی تعیین می شود. سپس، اگر نرخ جریان چاه Qo و فشار پایین چاه مربوطه P3 از نتایج مطالعات دینامیکی گاز مشخص شود، در یک فشار معین در سر چاه P2، قطر لوله‌های فواره از فرمول به شکل زیر تعیین می‌شود:

قطر واقعی لوله های آبنما با در نظر گرفتن قطرهای استاندارد انتخاب می شود. توجه داشته باشید که در محاسبات بر اساس دو شرط، عامل تعیین کننده حذف ذرات سنگ و مایع به سطح است. اگر میزان جریان چاه توسط عوامل دیگر محدود شود، محاسبه بر اساس شرط کاهش تلفات فشار به حداقل مقدار ممکن از نقطه نظر فنی و فنی است. گاهی اوقات برای یک قطر لوله معین، با استفاده از فرمول های نوشته شده، میزان جریان چاه یا افت فشار در سوراخ چاه تعیین می شود.

محاسبه آسانسور به تعیین قطر پمپ و لوله های کمپرسور می رسد (جدول 18 الف پیوست A). داده های اولیه: سرعت جریان چاه در شرایط استاندارد Q o = 38.4 هزار متر مکعب / روز = 0.444 متر مکعب بر ثانیه (فشار P o = 0.1 مگاپاسکال، دما T o = 293 K). فشار ته چاله Р z = 10.1 مگاپاسکال. عمق چاه H = 1320 متر؛ ضریب تراکم پذیری گاز در شرایط استاندارد z o = 1; سرعت بحرانی حذف ذرات جامد و مایع به سطح x cr = 5 m/s.

1) دمای چاه T با فرمول تعیین می شود:

T = N؟ G، (19)

که در آن H عمق چاه، m است

G - گرادیان زمین گرمایی.

2) ضریب تراکم پذیری گاز z z با استفاده از منحنی قهوه ای تعیین می شود (شکل 6 B از پیوست B). برای انجام این کار، فشار کاهش یافته P pr و دمای T pr را پیدا می کنیم:

که در آن Ppl - فشار مخزن، MPa

P cr - فشار بحرانی، MPa

برای متان P cr = 4.48 مگاپاسکال

جایی که Tcr دمای بحرانی است، K

برای متان T cr = - 82.5؟ C = 190.5 K

ضریب تراکم پذیری گاز در پایین z z = 0.86 از شکل 6 B (پیوست B) تعیین شده است.

1) قطر پمپ کمپرسور ...

• - حجم گاز روزانه q، نانومتر 3 / روز،
• - فشار اولیه و نهایی در خط لوله گاز P1 و P2، MPa.
• - دمای اولیه و نهایی t 1 و t 2, o C.
• - غلظت متانول تازه C1، درصد وزنی

محاسبه نرخ مصرف متانول فردی برای فرآیند تکنولوژیکیهنگام تهیه و انتقال گاز طبیعی و نفتی برای هر بخش، طبق فرمول انجام می شود:

H Ti = q f + q g + q c، (23)

که در آن H Ti میزان مصرف فردی متانول برای بخش i است.

q w - مقدار متانول مورد نیاز برای اشباع فاز مایع.

q g مقدار متانول مورد نیاز برای اشباع فاز گازی است.

q k مقدار متانول مورد نیاز برای اشباع میعانات است.

مقدار متانول ql (kg/1000 m3) مورد نیاز برای اشباع فاز مایع با فرمول تعیین می شود:

که در آن DW مقدار رطوبت گرفته شده از گاز، kg/1000 m 3 است.

C 1 - غلظت وزنی متانول معرفی شده، %;

ج 2 - غلظت وزنی متانول در آب (غلظت متانول ضایعاتی در انتهای قسمتی که هیدرات ها تشکیل می شوند)، %;

از فرمول 24 چنین استنباط می شود که برای تعیین میزان متانول برای اشباع فاز مایع، باید رطوبت گاز و غلظت متانول را در دو نقطه در ابتدا و انتهای قسمت تشکیل هیدرات دانست. ممکن است.

رطوبت گازهای هیدروکربنی با چگالی نسبی (در هوا) 60/0، فاقد نیتروژن و اشباع شده با آب شیرین.

با تعیین رطوبت گاز در ابتدای بخش W 1 و در انتهای بخش W 2 ، مقدار رطوبت DW آزاد شده از هر 1000 متر مکعب گاز عبوری را بیابید:

DW = W 2 - W 1 (25)

بیایید رطوبت را با استفاده از فرمول تعیین کنیم:

که در آن P فشار گاز، MPa است.

A ضریب مشخص کننده رطوبت یک گاز ایده آل است.

B ضریب بسته به ترکیب گاز است.

برای تعیین غلظت متانول مصرف شده C2، ابتدا دمای تعادل T (درجه سانتی گراد) تشکیل هیدرات را تعیین کنید. برای انجام این کار، از منحنی های تعادلی برای تشکیل هیدرات های گازی با چگالی های مختلف (شکل 7 B پیوست B) بر اساس فشار متوسط ​​در بخش تامین متانول استفاده کنید:

که در آن P 1 و P 2 فشار در ابتدا و انتهای بخش، MPa است.

با تعیین T، مقدار کاهش DT دمای تعادل لازم برای جلوگیری از تشکیل هیدرات را پیدا کنید:

DT = T - T 2، (28)

که در آن T 2 دمای انتهای قسمتی است که هیدرات ها تشکیل می شوند، درجه سانتی گراد.

پس از تعیین DT، مطابق نمودار شکل 8 B (پیوست B)، غلظت متانول C 2 تیمار شده (%) را پیدا می کنیم.

مقدار متانول (q g، kg/1000 m3) مورد نیاز برای اشباع محیط گازی با فرمول تعیین می شود:

q g = k m C 2, (29)

که در آن کیلومتر، نسبت محتوای متانول مورد نیاز برای اشباع گاز به غلظت متانول در مایع (حلالیت متانول در گاز) است.

ضریب km برای شرایط انتهای مقطعی که امکان تشکیل هیدرات وجود دارد، مطابق شکل 9 B (پیوست B) برای فشار P 2 و دمای T 2 تعیین می شود.

مقدار متانول عرضه شده (جدول 20 الف - 22 الف ضمیمه A) با در نظر گرفتن سرعت جریان توسط فرمول تعیین می شود.

وزارت آموزش و پرورش و علوم فدراسیون روسیه

دانشگاه دولتی نفت و گاز روسیه به نام I.M. گوبکینا

دانشکده توسعه میدان نفت و گاز

اداره توسعه و بهره برداری از میادین گاز و میعانات گازی

تست

در دوره "توسعه و بهره برداری از میادین گازی و میعانات گازی"

با موضوع: "محاسبه حالت عملیات فن آوری - حداکثر نرخ جریان بی آب با استفاده از مثال چاه در میدان گازی Komsomolskoye."

تکمیل شده توسط Kibishev A.A.

بررسی شده توسط: تیماشف A.N.

مسکو، 2014

• 1. مختصر مشخصات زمین شناسی و میدانی میدان
• 5. تجزیه و تحلیل نتایج محاسبات

1. مختصر مشخصات زمین شناسی و میدانی میدان

میدان نفتی و میعانات گازی Komsomolskoye در منطقه Purovsky منطقه خودمختار Yamalo-Nenets، 45 کیلومتری جنوب مرکز منطقه ای روستای Tarko-Sale و 40 کیلومتری شرق روستای Purpe واقع شده است.

نزدیکترین میادین دارای ذخایر نفتی تایید شده توسط کمیته ذخایر دولتی اتحاد جماهیر شوروی، Ust-Kharampurskoye (10-15 کیلومتر به سمت شرق) است. Novo-Purpeiskoe (100 کیلومتر به سمت غرب).

این میدان در سال 1967، در ابتدا به عنوان یک میدان گازی (S "Enomanskaya zatezh) کشف شد. در سال 1975 به عنوان یک میدان نفتی کشف شد. در سال 1980، یک میدان گازی سیستم فناوریتوسعه که اجرای آن در سال 1986 آغاز شد.

خط لوله گاز موجود Urengoy - Novopolotsk در 30 کیلومتری غرب میدان واقع شده است. مسیر راه آهن Surgut - Urengoy 35 تا 40 کیلومتر به سمت غرب می رود.

قلمرو کمی تپه ای (ارتفاع مطلق به علاوه 33، به علاوه 80 متر)، دشت باتلاقی با دریاچه های متعدد است. شبکه هیدروگرافی توسط رودخانه های پیاکوپور و آیواسداپور (شاخه های رودخانه پور) نشان داده می شود. رودخانه ها فقط در زمان طغیان بهار (خرداد) که یک ماه به طول می انجامد قابل کشتیرانی هستند.

میدان Komsomolskoye در ساختار مرتبه P قرار دارد - برآمدگی گنبدی شکل Pyakupurovsky، که بخشی از megaswell شمالی است.

برآمدگی گنبدی شکل پیاکوپوروفسکی یک منطقه مرتفع را نشان می دهد شکل نامنظم، جهت گیری در جهت جنوب غربی- شمال شرقی، با چندین برآمدگی محلی مرتبه سوم پیچیده شده است.

تجزیه و تحلیل خواص فیزیکی و شیمیایی نفت، گاز و آب به شما این امکان را می دهد که بهینه ترین تجهیزات حفره، حالت عملیات، فناوری ذخیره سازی و حمل و نقل، نوع عملیات برای تصفیه ناحیه کف چاله سازند، حجم سیال تزریق شده و بسیاری از موارد را انتخاب کنید. بیشتر.

خواص فیزیکوشیمیایی نفت و گاز محلول میدان Komsomolskoye بر اساس داده‌های تحقیقاتی از نمونه‌های سطحی و عمیق مورد مطالعه قرار گرفت.

برخی از پارامترها مستقیماً در چاه ها تعیین شدند (اندازه گیری فشار، دما و غیره). تجزیه و تحلیل نمونه در شرایط آزمایشگاهی در TCL انجام شد. Geokhim LLC، Reagent LLC، Tyumen.

نمونه‌های سطحی از خط جریان زمانی که چاه‌ها در حالت خاصی کار می‌کردند گرفته شد. تمام مطالعات نمونه های سطحی نفت و گاز بر اساس روش های ارائه شده توسط استانداردهای دولتی انجام شد.

در طی تحقیق، ترکیبات گاز نفتی مورد مطالعه قرار گرفت که نتایج در جدول 1 نشان داده شده است.

جدول 1 - ترکیب اجزای گاز نفتی.

برای محاسبه ذخایر، استفاده از پارامترهای تعیین شده در شرایط استاندارد و روشی نزدیک به شرایط گاززدایی نفت در میدان، یعنی با جداسازی گام به گام توصیه می شود. در این راستا از نتایج مطالعه نمونه ها با استفاده از روش گاززدایی تفاضلی نفت در محاسبه مقادیر میانگین استفاده نشده است.

خواص روغن ها نیز در طول مقطع متفاوت است. تجزیه و تحلیل نتایج مطالعات آزمایشگاهی نمونه های روغن به ما اجازه نمی دهد الگوهای دقیق را شناسایی کنیم، با این حال، می توانیم روندهای اصلی تغییرات در خواص روغن ها را ردیابی کنیم. با عمق، چگالی و ویسکوزیته روغن تمایل به کاهش دارد و همین روند برای محتوای رزین ادامه دارد.

حلالیت گازها در آب بسیار کمتر از نفت است. با افزایش کانی سازی آب، حلالیت گازها در آب کاهش می یابد.

جدول 2 - ترکیب شیمیاییآب سازند

2. طراحی چاه برای میادینی که آب سازند را کشف کرده اند

در چاه های گاز، تراکم آب بخار از گاز می تواند رخ دهد و آب می تواند از سازند به کف چاه جریان یابد. در چاه های میعانات گازی، میعانات هیدروکربنی حاصل از سازند و تشکیل شده در چاه به این مایع اضافه می شود. در دوره اولیه توسعه مخزن، با سرعت جریان گاز بالا در کف چاه ها و مقدار کمی مایع، تقریبا به طور کامل به سطح منتقل می شود. با کاهش دبی گاز در کف چاه و افزایش دبی مایع ورودی به کف چاه به دلیل آبیاری لایه های نفوذ پذیر و افزایش اشباع حجمی میعانات محیط متخلخل، حذف کامل سیال از چاه اطمینان حاصل نمی شود و ستونی از مایع در پایین تجمع می یابد. فشار برگشت سازند را افزایش می دهد، منجر به کاهش قابل توجه سرعت جریان، قطع جریان گاز از لایه های کم نفوذ و حتی خاموش شدن کامل چاه می شود.

می توان با حفظ شرایط نمونه گیری گاز در کف چاه که تحت آن تراکم آب و هیدروکربن های مایع در ناحیه کف چاه سازند ایجاد نمی شود، از جریان مایع به داخل چاه جلوگیری کرد و با جلوگیری از نفوذ یک چاه. مخروط آب پایین یا زبانه آب حاشیه ای به چاه. علاوه بر این می توان با جداسازی آب های خارجی و سازند از ورود آب به چاه جلوگیری کرد.

مایع از کف چاه ها به طور مداوم یا دوره ای خارج می شود. حذف مداوم مایع از چاه با کارکردن آن در سرعت هایی انجام می شود که خروج مایع از پایین به جداکننده های سطح را تضمین می کند، با بیرون کشیدن مایع از طریق لوله های سیفون یا فواره که به داخل چاه با استفاده از بالابر گاز، بالابر پیستونی یا پمپاژ خارج می شوند. مایع توسط پمپ های پایین چاه

حذف دوره‌ای مایع را می‌توان با متوقف کردن چاه برای جذب مایع در سازند، با دمیدن چاه به اتمسفر از طریق لوله‌های سیفون یا فواره بدون تزریق یا با تزریق سورفکتانت‌ها (مواد کف‌ساز) به کف چاه انجام داد.

انتخاب روش برای حذف سیال از کف چاه ها به ویژگی های زمین شناسی و میدانی سازند اشباع از گاز، طراحی چاه، کیفیت سیمان کاری فضای حلقوی، دوره توسعه مخزن و همچنین مقدار بستگی دارد. و دلایل ورود مایع به چاه حداقل انتشار سیال در ناحیه کف چاه سازند و در کف چاه را می توان با تنظیم فشار و دما کف چاه تضمین کرد. مقدار آب و میعانات آزاد شده از گاز ته چاه در فشار و دما ته چاه از روی منحنی های ظرفیت رطوبت گاز و ایزوترم های تراکم تعیین می شود.

برای جلوگیری از نفوذ مخروط آب پایین به یک چاه گاز، آن را با حداکثر نرخ جریان بدون آب، که به صورت تئوری یا با مطالعات خاص تعیین می شود، کار می کند.

آبهای خارجی و سازند با تزریق جداسازی می شوند ملات سیمانتحت فشار. در طی این عملیات، سازندهای اشباع از گاز با پکرها از تشکیلات اشباع از آب جدا می شوند. در تأسیسات ذخیره‌سازی گاز زیرزمینی، روشی برای جداسازی لایه‌های پر از آب با تزریق سورفکتانت‌ها به آن‌ها ایجاد شده است که از جریان آب به داخل چاه جلوگیری می‌کند. آزمایشات آزمایشی نشان داده است که برای به دست آوردن فوم پایدار، "غلظت عامل کف کننده" (از نظر ماده فعال) باید برابر با 1.5-2٪ از حجم مایع تزریق شده و تثبیت کننده کف - 0.5-1٪ باشد. برای مخلوط کردن سورفکتانت و هوا روی سطح، از یک دستگاه مخصوص استفاده می شود - هواکش (از نوع "لوله سوراخ شده در لوله"). هوا از طریق لوله سوراخ شده با استفاده از کمپرسور مطابق با a مشخص شده پمپ می شود و یک محلول سورفکتانت آبی با یک پمپ با دبی 2-3 لیتر در ثانیه به لوله بیرونی پمپ می شود.

اثربخشی روش حذف مایع با مطالعات چاه ویژه و محاسبات فنی و اقتصادی توجیه می شود. برای جذب مایع در سازند، چاه به مدت 2-4 ساعت متوقف می شود.میزان تولید چاه پس از راه اندازی افزایش می یابد، اما همیشه تلفات تولید گاز ناشی از خرابی چاه را جبران نمی کند. از آنجایی که ستون مایع همیشه به سازند نمی رود و در فشارهای پایین ممکن است جریان گاز از سر گرفته نشود، این روش به ندرت مورد استفاده قرار می گیرد. اتصال چاه به شبکه جمع آوری گاز فشار کمبه شما امکان می دهد چاه های پر آب را راه اندازی کنید، آب را از گاز جدا کنید و برای مدت طولانی از گاز کم فشار استفاده کنید. چاه ها در عرض 15-30 دقیقه به جو تخلیه می شوند. سرعت گاز در پایین باید به 3-6 متر بر ثانیه برسد. این روش ساده است و در صورت بازیابی دبی برای مدت طولانی (چند روز) استفاده می شود. با این حال، این روش دارای معایب بسیاری است: سیال به طور کامل از پایین خارج نمی شود، افزایش فرورفتگی روی سازند منجر به هجوم شدید بخش های جدید آب، تخریب سازند، تشکیل پلاک شن و آلودگی می شود. محیط، تلفات گاز.

دمیدن دوره ای چاه ها از طریق لوله هایی با قطر 63-76 میلی متر یا از طریق لوله های سیفون مخصوص پایین با قطر 25-37 میلی متر به سه طریق انجام می شود: به صورت دستی یا توسط ماشین های اتوماتیک نصب شده بر روی سطح یا در پایین چاه. خوب. این روش با دمیدن اتمسفر متفاوت است زیرا فقط پس از تجمع ستون خاصی از مایع در پایین اعمال می شود.

گاز حاصل از چاه همراه با مایع وارد منیفولد جمع آوری گاز کم فشار می شود، در جداکننده ها از آب جدا می شود و به صورت فلر فشرده یا می سوزد. دستگاه نصب شده در سر چاه به طور دوره ای دریچه را روی خط کار باز می کند. هنگامی که اختلاف فشار در حلقه و خط کار به یک فشار معین افزایش می یابد، دستگاه برای این امر فرمان دریافت می کند. بزرگی این تفاوت به ارتفاع ستون مایع در لوله بستگی دارد.

ماشین های اتوماتیک نصب شده در پایین نیز در ارتفاع معینی از ستون مایع کار می کنند. یک شیر را در ورودی لوله یا چندین شیر راه اندازی بالابر گاز را در قسمت پایینی لوله نصب کنید.

برای انباشت مایع در پایین، می توان از جداسازی جریان گاز-مایع از چاله استفاده کرد. این روش جداسازی که با فشار دادن مایع به افق زیرین دنبال می‌شود، پس از آزمایش‌های آزمایشگاهی اولیه در یک چاه مورد آزمایش قرار گرفت. 408 و 328 میدان Korobkovskoye. این روش تلفات فشار هیدرولیک در چاه و هزینه های جمع آوری و دفع آب سازند را به میزان قابل توجهی کاهش می دهد.

حذف دوره ای مایع همچنین می تواند زمانی که یک سورفکتانت به کف چاه عرضه می شود انجام شود. هنگامی که آب با یک عامل کف ساز تماس پیدا می کند و گاز از طریق ستون مایع حباب می زند، کف تشکیل می شود. از آنجایی که چگالی فوم به طور قابل توجهی کمتر از چگالی آب است، حتی سرعت های گاز نسبتا کم (0.2-0.5 متر بر ثانیه) باعث حذف توده فوم مانند به سطح می شود.

هنگامی که معدنی شدن آب کمتر از 3-4 گرم در لیتر باشد، از محلول آبی 3-5٪ سولفونول استفاده می شود؛ برای کانی سازی بالا (تا 15-20 گرم در لیتر)، از نمک های سدیم اسید سولفونیک استفاده می شود. سورفکتانت های مایع به صورت دوره ای به داخل چاه پمپ می شوند و سورفکتانت های جامد (پودرهای "دان"، "لادوگا"، "تریالون و غیره) برای ساخت گرانول هایی با قطر 1.5-2 سانتی متر یا میله هایی به طول 60-80 سانتی متر استفاده می شود. سپس به کف چاه ها عرضه می شود.

برای چاه هایی با هجوم آب تا 200 لیتر در روز، توصیه می شود به ازای هر 1 لیتر آب تا 4 گرم سورفکتانت فعال وارد شود؛ برای چاه هایی با هجوم تا 10 تن در روز، این مقدار کاهش می یابد.

تزریق حداکثر 300-400 لیتر محلول سولفونول یا پودر Novost به چاه های منفرد میدان Maikop منجر به افزایش نرخ جریان 1.5-2.5 برابر نسبت به موارد اولیه شد و مدت اثر به 10-15 روز رسید. وجود میعانات در مایع باعث کاهش 10-30 درصدی فعالیت سورفکتانت می شود و اگر میعانات بیشتر از آب باشد، کف تشکیل نمی شود. در این شرایط از سورفکتانت های خاصی استفاده می شود.

حذف مداوم مایع از پایین در سرعت های گاز خاص اتفاق می افتد و از تشکیل یک جریان دو فازی قطره ای اطمینان می دهد. مشخص است که این شرایط در سرعت های گاز بیش از 5 متر بر ثانیه در رشته های لوله با قطر 63-76 میلی متر در عمق چاه تا 2500 متر فراهم می شود.

حذف مداوم سیال در مواردی که آب سازند به طور مداوم به کف چاه می رسد استفاده می شود. هنگام تعویض به قطر لوله کوچکتر، مقاومت هیدرولیکی افزایش می یابد. بنابراین، تغییر به قطر کمتر در صورتی موثر است که افت فشار ناشی از اصطکاک کمتر از فشار برگشتی در تشکیل ستون مایع باشد که از پایین برداشته نشده است.

سیستم های بالابر گازی با دریچه پایین چاله با موفقیت برای حذف سیال از سوراخ پایین استفاده می شود. گاز از طریق آنولوس گرفته می شود و مایع از طریق لوله خارج می شود، که بر روی آن بالابر گاز و دریچه های راه اندازی پایین چاله نصب شده است. دریچه توسط نیروی فشرده سازی فنر و اختلاف فشار ایجاد شده توسط ستون های مایع در لوله و حلق (پایین) و همچنین نیروی ناشی از فشار در حلقه (بالا) وارد عمل می شود. در سطح محاسبه شده مایع در حلقه، نسبت نیروهای عمل کننده به گونه ای می شود که دریچه باز می شود و مایع وارد لوله و سپس به اتمسفر یا جداکننده می شود. پس از کاهش سطح مایع در حلق به سطح از پیش تعیین شده، دریچه ورودی بسته می شود. مایع در داخل لوله جمع می شود تا زمانی که دریچه های شروع بالابر گاز کار کنند. هنگامی که دومی باز می شود، گاز از حلقه وارد لوله می شود و مایع را به سطح می برد. پس از کاهش سطح مایع در لوله، دریچه‌های شروع بسته می‌شوند و به دلیل عبور از حلقه، مایع دوباره در داخل لوله‌ها جمع می‌شود.

در چاه های گاز و میعانات گازی از بالابر پلانجری از نوع "شیر پرنده" استفاده می شود که در قسمت پایینی رشته لوله یک محدود کننده لوله و روی درخت کریسمس یک ضربه گیر بالایی نصب می شود و پیستون قرار می گیرد. در لوله های کریسمس، که به عنوان کانال راهنمای آن - یک "سیلندر" عمل می کند، و پیستون خود به عنوان یک "پیستون" عمل می کند.

تمرین عملیاتی سرعت بهینه افزایش (1-3 متر بر ثانیه) و سقوط (2-5 متر بر ثانیه) پیستون را ایجاد کرده است. هنگامی که سرعت گاز در کفش بیش از 2 متر بر ثانیه باشد، از آسانسور پیستونی پیوسته استفاده می شود.

در فشارهای کم مخزن در چاه های تا عمق 2500 متر، از واحدهای پمپاژ پایین چاه استفاده می شود. در این مورد، حذف مایع به سرعت گاز* بستگی ندارد و می تواند تا پایان توسعه مخزن که فشار سر چاه به 0.2-0.4 مگاپاسکال کاهش می یابد، انجام شود. بنابراین، واحدهای پمپاژ پایین چاه در شرایطی استفاده می شود که به هیچ وجه نمی توان از روش های دیگر حذف مایع استفاده کرد یا کارایی آنها به شدت کاهش می یابد.

پمپ های داون هول روی لوله نصب می شوند و گاز از طریق حلق گرفته می شود. برای جلوگیری از ورود گاز به ورودی پمپ، آن را در زیر ناحیه سوراخ در زیر سطح مایع بافر یا بالای شیر حفره قرار می دهند که فقط مایع را به لوله می دهد.

ناهمسانگردی نرخ جریان چاه میدان

3. حالت های فن آوری بهره برداری چاه، دلایل محدود کردن نرخ جریان

نحوه عملکرد فناورانه چاه های طراحی یکی از مهمترین تصمیمات طراح است. نحوه عملکرد فناورانه، همراه با نوع چاه (عمودی یا افقی)، تعداد آنها را تعیین می کند، بنابراین، لوله های سطحی، و در نهایت، سرمایه گذاری سرمایه برای توسعه میدان برای استخراج معین از کانسار را تعیین می کند. پیدا کردن یک مسئله طراحی که به عنوان یک حالت تکنولوژیکی، راه حلی چند متغیره و صرفا ذهنی داشته باشد، دشوار است.

رژیم تکنولوژیکی شرایط خاص حرکت گاز در سازند، ناحیه کف چاه و چاه است که با مقدار نرخ جریان و فشار حفره پایین (شیب فشار) مشخص می شود و با محدودیت های طبیعی خاصی تعیین می شود.

تا به امروز 6 معیار شناسایی شده است که رعایت آنها امکان کنترل عملکرد پایدار یک چاه را فراهم می کند، این معیارها بیانی ریاضی برای در نظر گرفتن تأثیر گروه های مختلف عوامل بر حالت کار می باشد. بیشترین تأثیر را بر نحوه عملکرد چاه ها اعمال می کند:

تغییر شکل محیط متخلخل هنگام ایجاد فرورفتگی های قابل توجه در سازند، که منجر به کاهش نفوذپذیری ناحیه پایین سوراخ، به ویژه در سازندهای متخلخل شکسته می شود.

تخریب ناحیه ته چاله هنگام باز کردن مخازن ناپایدار، ضعیف و با سیمان ضعیف.

تشکیل شاخه های ماسه مایع در حین کار چاه و تأثیر آنها بر حالت عملکرد انتخاب شده.

تشکیل هیدرات ها در ناحیه ته چاه و در چاه.

آبیاری چاه با آب کف؛

خوردگی تجهیزات سوراخ در حین کار؛

اتصال چاه ها به جمع کننده جامعه؛

باز کردن لایه ای از میدان های چند لایه با در نظر گرفتن وجود اتصال هیدرودینامیکی بین لایه ها و غیره.

همه این عوامل و سایر عوامل با معیارهای زیر بیان می شوند که به شکل زیر است:

dP/dR = Const -- گرادیان ثابتی که چاه ها باید با آن کار کنند.

ДP=Ppl(t) - Pз(t) = Const - فرورفتگی ثابت روی مخزن.

Pз(t) = Const -- فشار ثابت ته چاله;

Q(t) = Const -- نرخ جریان ثابت;

Py(t) = Const -- فشار ثابت سر چاه;

x(t) = Const -- نرخ جریان ثابت.

برای هر زمینه ای، هنگام توجیه حالت فن آوری عملکرد، باید یکی (به ندرت دو) از این معیارها انتخاب شود.

هنگام انتخاب حالت های عملیاتی فن آوری برای چاه ها در یک میدان پیش بینی شده، صرف نظر از اینکه چه معیارهایی به عنوان معیارهای اصلی تعیین کننده حالت کار پذیرفته می شوند، اصول زیر باید رعایت شود:

کامل بودن در نظر گرفتن ویژگی های زمین شناسی کانسار، خواص سیالات اشباع کننده محیط متخلخل.

رعایت الزامات قانون حفاظت از محیط زیست و منابع طبیعی هیدروکربن ها، گاز، میعانات و نفت.

تضمین کامل قابلیت اطمینان سیستم "مخزن ابتدای خط لوله گاز" در طول توسعه سپرده.

حداکثر در نظر گرفتن امکان حذف همه عوامل محدود کننده بهره وری چاه.

تغییر به موقع حالت های قبلی ایجاد شده که در این مرحله از توسعه میدان مناسب نیستند.

حصول اطمینان از حجم برنامه ریزی شده تولید گاز، میعانات گازی و نفت با حداقل سرمایه گذاری و هزینه های عملیاتی و بهره برداری پایدار از کل سیستم خط لوله مخزن-گاز.

برای انتخاب معیارهای نحوه عملکرد فناورانه چاه ها، ابتدا باید یک عامل تعیین کننده یا گروهی از عوامل برای توجیه نحوه عملکرد چاه های طراحی ایجاد کنید. در این حالت، طراح باید به وجود آب پایین، چند لایه بودن و وجود اتصال هیدرودینامیکی بین لایه‌ها، به پارامتر ناهمسانگردی، به وجود صفحه‌های سنگ‌شناسی بر روی سطح نهشته، به نزدیکی کانتور توجه ویژه داشته باشد. آب، به ذخایر و نفوذپذیری لایه‌های نازک و بسیار نفوذپذیر (ابر مخازن)، بین لایه‌های پایدار، در بزرگی حداکثر شیب‌هایی که تخریب سازند از آن آغاز می‌شود، بر روی فشار و دما در سیستم «لایه-GPP»، بر روی تغییرات در خواص گاز و مایع ناشی از فشار، در لوله کشی و شرایط خشک شدن گاز و غیره.

4. محاسبه دبی چاه بی آب، وابستگی دبی به درجه باز شدن سازند، پارامتر ناهمسانگردی

در بیشتر سازندهای حامل گاز، نفوذپذیری عمودی و افقی متفاوت است، و به عنوان یک قاعده، نفوذپذیری عمودی k در به طور قابل توجهی کمتر از نفوذپذیری افقی kg است. نفوذپذیری عمودی پایین خطر سیلابی چاه‌های گازی را کاهش می‌دهد. سازندهای ناهمسانگرد با آب پایین در طول عملیات خود. با این حال، با نفوذپذیری عمودی کم، جریان گاز از پایین به منطقه تحت تأثیر ناقص بودن چاه از نظر درجه نفوذ نیز دشوار است. رابطه ریاضی دقیق بین پارامتر ناهمسانگردی و مقدار افت مجاز زمانی که یک چاه به یک سازند ناهمسانگرد با آب پایین نفوذ می کند، ثابت نشده است. استفاده از روش هایی برای تعیین Qpr که برای سازندهای همسانگرد توسعه یافته است، منجر به خطاهای قابل توجهی می شود.

الگوریتم حل:

1. تعیین پارامترهای بحرانی گاز:

2. تعیین ضریب ابرتراکم پذیری در شرایط مخزن:

3. تعیین چگالی گاز در شرایط استاندارد و سپس در شرایط مخزن:

4. ارتفاع ستون آب سازند مورد نیاز برای ایجاد فشار 0.1 مگاپاسکال را بیابید:

5. ضرایب a* و b* را تعیین کنید:

6. شعاع متوسط ​​را تعیین کنید:

7. ضریب D را بیابید:

8. ضرایب K o , Q * و حداکثر دبی بدون آب Q pr. را بدون تعیین کنید. بسته به درجه تشکیل h و برای دو معانی مختلفپارامتر ناهمسانگردی:

اطلاعات اولیه:

جدول 1 - داده های اولیه برای محاسبه رژیم بی آب.

جدول 4 - محاسبه حالت بی آب.

5. تجزیه و تحلیل نتایج محاسبات

در نتیجه محاسبه رژیم بی آب برای درجات مختلف باز شدن سازند و مقادیر پارامتر ناهمسانگردی برابر با 0.03 و 0.003، وابستگی های زیر را به دست آوردم:

شکل 1 - وابستگی حداکثر دبی بی آب به درجه باز شدن برای دو مقدار پارامتر ناهمسانگردی: 0.03 و 0.003.

می توان نتیجه گرفت که مقدار بهینه باز شدن در هر دو حالت 0.72 است. در این حالت، دبی بالاتر با مقدار ناهمسانگردی بالاتر، یعنی با نسبت نفوذپذیری عمودی به افقی بالاتر خواهد بود.

کتابشناسی - فهرست کتب

1. دستورالعمل مطالعه جامع چاه های گاز و میعانات گازی. M: Nedra, 1980. ویرایش شده توسط Zotov G.A.. Aliev Z.S.

2. Ermilov O.M., Remizov V.V., Shirkovsky A.I., Chugunov L.S. "فیزیک مخزن، تولید گاز و ذخیره سازی زیرزمینی." M. Nauka، 1996

3. Aliev Z.S., Bondarenko V.V. راهنمای طراحی توسعه میادین گاز و نفت و گاز. پچورا: زمان پچورا، 2002 - 896 ص.

اسناد مشابه

موقعیت جغرافیایی، ساختار زمین شناسی، محتوای گاز میدان. تجزیه و تحلیل شاخص های عملکرد سهام چاه محاسبه رژیم دمابرای شناسایی سرعت جریانی که در آن هیدرات ها در پایین و در امتداد چاه تشکیل نمی شوند.

پایان نامه، اضافه شده در 1394/04/13


طرح خوب تولید. کارهایی که در طول توسعه آن انجام شده است. منابع انرژی مخزن و حالت های زهکشی مخزن گاز. متوسط ​​نرخ جریان با روش های بهره برداری چاه. تجهیزات شناور و سطحی. استانداردهای روغن تجاری

تست، اضافه شده در 2013/06/05


مشخصات زمین شناسی و فیزیکی جسم. پروژه توسعه بخشی از سازند میدان Sutorminskoye با استفاده از روش Giprovostok-Oil. نمودارهای قرارگیری چاه، نرخ جریان چاه لحظه ای. محاسبه وابستگی سهم نفت در تولید چاه.

کار دوره، اضافه شده 01/13/2011


تجزیه و تحلیل قابلیت اطمینان ذخایر ذخایر گاز؛ انبار چاه، برداشت سالانه از مزرعه، شرایط آبیاری. محاسبه شاخص های توسعه میدان برای تخلیه تحت حالت عملیات فن آوری چاه ها با فرورفتگی ثابت روی مخزن.

کار دوره، اضافه شده در 2013/11/27


تعیین تعداد چاه مورد نیاز برای یک میدان گازی. روش منبع و سینک. تجزیه و تحلیل وابستگی نرخ جریان چاه گاز به مختصات آن در بخش توزیع فشار در امتداد پرتوی که از بالای بخش، مرکز چاه عبور می کند.

کار دوره، اضافه شده در 03/12/2015


شرح ساختار زمین شناسی کانسار. خواص فیزیکوشیمیایی و ترکیب گاز آزاد محاسبه مقدار بازدارنده تشکیل هیدرات برای فرآیند استخراج. حالت عملیات تکنولوژیکی چاه. محاسبه ذخایر گاز مخزن.

پایان نامه، اضافه شده در 2014/09/29


روش‌های محاسبه دوره بدون آب کارکرد چاه، با در نظر گرفتن خواص واقعی گاز و ناهمگونی تشکیل. بازیابی میعانات گازی از رسوبات با آب کف. دینامیک تولید گاز انباشته و نفوذ آب به مخزن میدان سردنبوتوبینسکویه

کار دوره، اضافه شده در 2014/06/17


مشخصات زمین شناسی و میدانی میدان نفتی سموتلر. تکتونیک و چینه شناسی مقطع. ترکیب و خواص سنگها در سازندهای مولد. مراحل توسعه میدان، روش های بهره برداری و اندازه گیری چاه ها. تهیه روغن میدانی

گزارش تمرین، اضافه شده 12/08/2015


انتخاب تجهیزات و انتخاب اجزای پمپ یک تاسیسات گریز از مرکز برای بهره برداری از چاه در میدان. بررسی ابعاد قطری تجهیزات شناور، پارامترهای ترانسفورماتور و ایستگاه کنترل. شرح طراحی موتور الکتریکی

کار دوره، اضافه شده در 2011/06/24


توزیع فشار در قسمت گاز معادله برنولی برای جریان سیال ویسکوز. نمودارهای وابستگی سرعت جریان چاه و فشار پوشش به نفوذپذیری ناحیه حلقوی داخلی. فرمول Dupuis برای فیلتراسیون ثابت در یک سازند همگن.

یکی از وظایف اصلی پس از اتمام حفاری چاه، محاسبه دبی آن است. برخی از مردم کاملاً نمی دانند که سرعت جریان چاه چیست. در مقاله ما به این خواهیم پرداخت که چیست و چگونه محاسبه می شود. این برای درک اینکه آیا می تواند نیاز به آب را برآورده کند ضروری است. محاسبه نرخ جریان چاه قبل از اینکه سازمان حفاری برای شما گذرنامه صادر کند تعیین می شود، زیرا داده های محاسبه شده توسط آنها و واقعی ممکن است همیشه مطابقت نداشته باشند.

نحوه تعیین

همه می دانند که هدف اصلی چاه تامین آب برای صاحبان آن است. کیفیت بالادر مقادیر کافی این باید قبل از اتمام کار حفاری انجام شود. سپس این داده ها باید با داده های به دست آمده در طول اکتشافات زمین شناسی مقایسه شوند. اکتشافات زمین شناسی اطلاعاتی در مورد وجود آبخوان در یک مکان مشخص و ضخامت آن ارائه می دهد.

اما همه چیز به میزان آب موجود در سایت بستگی ندارد، زیرا ساخت صحیح خود چاه، نحوه طراحی آن، در چه عمقی و کیفیت بالای تجهیزات را تعیین می کند.

داده های اساسی برای تعیین بدهی

برای تعیین میزان بهره وری چاه و انطباق آن با نیاز آبی، تعیین صحیح دبی چاه کمک خواهد کرد. به عبارت دیگر آیا از این چاه آب کافی برای نیازهای خانگی خود خواهید داشت؟

سطح پویا و استاتیک

قبل از اینکه بفهمید سرعت جریان یک چاه آب چقدر است، باید اطلاعات بیشتری به دست آورید. در این مورد ما در مورد شاخص های پویا و استاتیک صحبت می کنیم. اکنون به شما خواهیم گفت که آنها چه هستند و چگونه محاسبه می شوند.

مهم است که نرخ جریان یک مقدار متغیر باشد. کاملا به آن بستگی دارد تغییرات فصلیو همچنین برخی شرایط دیگر. بنابراین، تعیین شاخص های دقیق آن غیرممکن است. یعنی باید از تقریب استفاده کرد. این کار برای تعیین اینکه آیا یک منبع آب معین برای شرایط عادی زندگی کافی است یا خیر، مورد نیاز است.

سطح استاتیک نشان می دهد که چه مقدار آب در چاه بدون برداشت وجود دارد. این شاخص با اندازه گیری از سطح زمین تا سطح آب محاسبه می شود. باید مشخص شود که چه زمانی آب از ورودی بعدی افزایش نمی یابد.

نرخ تولید میدانی

برای اینکه اطلاعات عینی باشد، باید صبر کنید تا آب به سطح قبلی خود برسد. فقط در این صورت می توانید به تحقیق خود ادامه دهید. برای اینکه اطلاعات عینی باشد، همه چیز باید به طور مداوم انجام شود.

به منظور تعیین نرخ جریان، ما نیاز به ایجاد شاخص های پویا و استاتیک داریم. علیرغم این واقعیت که برای دقت لازم است شاخص پویا چندین بار محاسبه شود. در طول محاسبه، لازم است که در شدت های مختلف پمپاژ شود. در این صورت خطا کمتر خواهد بود.

جریان چگونه محاسبه می شود؟

برای اینکه ذهن خود را در مورد چگونگی افزایش دبی چاه پس از راه اندازی آن درگیر نکنید، لازم است محاسبات را تا حد امکان دقیق انجام دهید. در غیر این صورت ممکن است در آینده آب کافی نداشته باشید. و اگر با گذشت زمان چاه شروع به گل و لای کند و بازده آب بیشتر کاهش یابد، مشکل بدتر خواهد شد.

اگر عمق چاه شما تقریباً 80 متر است و منطقه ای که آبگیری شروع می شود در 75 متری سطح قرار دارد، نشانگر استاتیک (Hst) در عمق 40 متری خواهد بود. چنین داده هایی به ما کمک می کند تا ارتفاع ستون آب (Hw) را محاسبه کنیم: 80 - 40 = 40 متر.

یک روش بسیار ساده وجود دارد، اما داده های آن همیشه درست نیست، روشی برای تعیین نرخ جریان (D). برای نصب آن باید یک ساعت آب را پمپاژ کنید و سپس سطح دینامیکی (Hd) را اندازه گیری کنید. شما می توانید این کار را خودتان با استفاده از فرمول زیر انجام دهید: D = V*Hw/Hd – Hst. شدت پمپاژ m 3 / ساعت V تعیین شده است.

در این مورد، برای مثال، شما 3 متر مکعب آب را در یک ساعت پمپاژ کردید، سطح 12 متر کاهش یافت، سپس سطح دینامیکی 40 + 12 = 52 متر بود، اکنون می توانیم داده های خود را به فرمول منتقل کنیم و یک عدد بدست آوریم. سرعت جریان که 10 متر مکعب در ساعت است.

تقریباً همیشه از این روش برای محاسبه و ورود به گذرنامه استفاده می شود. اما از آنجایی که رابطه بین شدت و شاخص پویا در نظر گرفته نشده است، بسیار دقیق نیست. این بدان معنی است که آنها یک شاخص مهم - قدرت را در نظر نمی گیرند تجهیزات پمپاژ. اگر از یک پمپ کم و بیش قدرتمند استفاده می کنید، این شاخص به طور قابل توجهی متفاوت خواهد بود.

با استفاده از یک طناب با خط شاقول می توانید سطح آب را تعیین کنید

همانطور که قبلاً گفتیم، برای به دست آوردن محاسبات مطمئن تر، لازم است سطح دینامیکی چندین بار با استفاده از پمپ ها اندازه گیری شود. قدرت متفاوت. تنها در این صورت است که نتیجه به حقیقت نزدیک تر خواهد شد.

برای انجام محاسبات با استفاده از این روش، باید پس از اولین اندازه گیری منتظر بمانید تا سطح آب به سطح قبلی خود بازگردد. سپس آب را به مدت یک ساعت با پمپی با قدرت متفاوت خارج کنید و سپس نشانگر دینامیکی را اندازه بگیرید.

مثلاً 64 متر مکعب و حجم آب پمپاژ شده 5 متر مکعب بود. داده هایی که در طی دو نمونه برداری به دست آوردیم به ما امکان می دهد اطلاعاتی را با استفاده از فرمول زیر بدست آوریم: Du = V2 - V1 / h2 - h1. V - با چه شدتی پمپاژ انجام شده است، h - میزان کاهش سطح نسبت به شاخص های استاتیک چقدر است. برای ما آنها 24 و 12 متر بودند.

نرخ جریان خاص یک چاه نشان می دهد که در صورت افزایش سطح دینامیکی، نرخ جریان واقعی چگونه تغییر می کند.

برای محاسبه بدهی واقعی از فرمول زیر استفاده می کنیم: D = (Hf – Hst)*Du. Hf نقطه بالایی را نشان می دهد که در آن آبگیری شروع می شود (فیلتراسیون). ما برای این شاخص 75 متر در نظر گرفتیم. با جایگزینی مقادیر در فرمول، شاخصی برابر با 5.95 متر مکعب در ساعت به دست می آوریم. بنابراین، این شاخص تقریبا دو برابر کمتر از آن است که در گذرنامه چاه ثبت شده است. قابل اعتمادتر است، بنابراین باید زمانی که تشخیص دادید آب کافی دارید یا نیاز به افزایش دارید، به آن تکیه کنید.

اگر این اطلاعات را دارید، می توانید میانگین دبی چاه را تعیین کنید. بهره وری روزانه چاه را نشان خواهد داد.

در برخی موارد، نصب چاه قبل از ساخت خانه انجام می شود، بنابراین همیشه نمی توان محاسبه کرد که آیا آب کافی وجود دارد یا خیر.

برای حل نشدن سوال در مورد نحوه افزایش بدهی، باید بخواهید فوراً محاسبات صحیح انجام شود. اطلاعات دقیق نیز باید در گذرنامه درج شود. این امر ضروری است تا در صورت بروز مشکل در آینده بتوان سطح قبلی آب مصرفی را بازیابی کرد.

آرهخیر

1

روش‌هایی برای تعیین حداکثر دبی بی آب چاه‌های گاز در حضور صفحه نمایش و تفسیر نتایج مطالعه چنین چاه‌هایی به اندازه کافی توسعه نیافته‌اند. تا به حال، مسئله امکان افزایش حداکثر نرخ جریان بی آب چاه هایی که از سازندهای گازدار با آب پایین استفاده می کنند با ایجاد یک صفحه مصنوعی نیز به طور کامل مورد مطالعه قرار نگرفته است. در اینجا ما یک راه‌حل تحلیلی برای این مشکل ارائه می‌کنیم و موردی را در نظر می‌گیریم که یک چاه ناقص به یک سازند دایره‌ای ناهمسانگرد یکنواخت با آب پایین نفوذ کرده و در حضور یک صفحه غیر قابل نفوذ عمل می‌کند. یک روش تقریبی برای محاسبه حداکثر نرخ جریان بی آب چاه های گاز عمودی تحت یک قانون فیلتراسیون غیرخطی، به دلیل وجود یک صفحه ته چاه غیرقابل نفوذ، توسعه یافته است. مشخص شده است که مقدار حداکثر سرعت جریان بی آب نه تنها به اندازه صفحه، بلکه به موقعیت عمودی آن در سازند اشباع شده از گاز نیز بستگی دارد. موقعیت بهینه صفحه تعیین شد، که بالاترین نرخ جریان را مشخص می کند. محاسبات عملی با استفاده از مثال های خاص انجام شد.

روش محاسبه

سرعت جریان بی آب

چاه عمودی

چاه گاز

1. Karpov V.P., Sherstnyakov V.F. ماهیت نفوذپذیری فاز با توجه به داده های میدانی. NTS برای تولید نفت. - M.: GTTI. - شماره 18. – ص 36-42.

2. Telkov A.P. دینامیک سیالات زیرزمینی – Ufa, 1974. – 224 p.

3. Telkov A.P., Grachev S.I. ویژگی های توسعه میادین نفت و گاز (قسمت دوم). - تیومن: از UNOPIKBS-T، 2001. - 482 ص.

4. Telkov A.P., Stklyanin Yu.I. تشکیل مخروط های آب در حین تولید نفت و گاز. - M.: Nedra، 1965.

5. Stklyanin Yu.I., Telkov A.P. جریان به یک زهکش افقی و یک چاه ناقص در یک مخزن ناهمسانگرد نوار مانند. محاسبه حداکثر دبی بی آب PMTF اتحاد جماهیر شوروی. – شماره 1. – 1962.

این مقاله یک راه حل تحلیلی برای این مشکل ارائه می دهد و موردی را در نظر می گیرد که یک چاه ناقص به یک سازند دایره ای ناهمسانگرد یکنواخت با آب پایین نفوذ کرده و در حضور یک صفحه غیر قابل نفوذ عمل کند (شکل 1). ما معتقدیم که گاز واقعی است، حرکت گاز ثابت است و از قانون فیلتراسیون غیرخطی پیروی می کند.

عکس. 1. طرح سه منطقه ای جریان گاز به چاه ناقص با صفحه نمایش

بر اساس شرایط پذیرفته شده، معادلات ورودی گاز به چاه در مناطق I، II، III به ترتیب به شکل زیر خواهد بود:

; ; (2)

; ; , (3)

که در آن a و b با فرمول تعیین می شوند. نمادهای باقی مانده در نمودار نشان داده شده است (شکل 1 را ببینید). معادلات (2) و (3) در این مورد جریان ورودی به چاه های بزرگ شده را به ترتیب با شعاع rе و (rе+ho) توصیف می کنند.

شرایط پایداری در فصل مشترک گاز و آب (به خط CD مراجعه کنید) طبق قانون پاسکال توسط معادله نوشته خواهد شد.

جایی که ρв چگالی آب است، فشار مویرگی به عنوان تابعی از اشباع با آب در فصل مشترک گاز و آب است.

با حل مشترک (1)-(3)، پس از یک سری تبدیل، معادله جریان ورودی را به دست می آوریم

از حل مشترک (2) و (4) یک معادله درجه دوم برای دبی محدود کننده بدون بعد بدست می آوریم که یکی از ریشه های آن با در نظر گرفتن (7) و پس از یک سری تبدیل، با عبارت نشان داده می شود:

جایی که (7)

(8)

انتقال به سرعت جریان بی آب حد ابعادی طبق فرمول ها انجام می شود:

(9)

میانگین وزنی فشار در مخزن گاز کجاست.

میز 1

مقادیر مقاومت فیلتراسیون به دلیل صفحه نمایش در پایین

مقاومت های فیلتراسیون اضافی و با توجه به صفحه نمایش، بر روی کامپیوتر با استفاده از فرمول (6)، جدول بندی شده (جدول 1) و ارائه شده در نمودار (شکل 2) محاسبه می شود. تابع (6) در رایانه محاسبه شده و به صورت گرافیکی در (شکل 3) ارائه شده است. حداکثر فرورفتگی را می توان با استفاده از معادله جریان ورودی (4.4.4) در Q=Qpr ایجاد کرد.

شکل 2. مقاومت های فیلتراسیون و ، ناشی از صفحه نمایش در یک رابط پایدار گاز و آب است

شکل 3. وابستگی نرخ جریان محدود کننده بدون بعد qpr به باز شدن نسبی در پارامترهای ρ=1/æ* و α

شکل 3 وابستگی حداکثر دبی بدون بعد q را به درجه باز شدن در پارامترهای Re و α نشان می دهد. منحنی ها نشان می دهند که با افزایش اندازه صفحه نمایش (<20) безводные дебиты увеличиваются. Максимум на кривых соответствует оптимальному вскрытию пласта, при котором можно получить наибольший предельный безводный дебит для заданного размера экрана. С увеличением параметра ρ=1/æ* (уменьшением анизотропии) предельный безводный дебит увеличивается, а уменьшение безводного дебита для малых вскрытий объясняется увеличением фильтрационных сопротивлений, обусловленных экраном на забое.

مثال. درپوش گاز در تماس با آب پایین تخلیه می شود. لازم است تعیین شود: حداکثر سرعت جریان یک چاه گاز، محدود کردن نفوذ GWK به پایین و حداکثر نرخ جریان در حضور یک صفحه غیر قابل نفوذ.

داده های اولیه: Rpl=26.7 مگاپاسکال; K=35.1·10-3μm2; Ro=300 متر; ho=7.2 متر; =0.3; =978 کیلوگرم بر متر مکعب; = 210 کیلوگرم بر متر مکعب (در شرایط مخزن)؛ æ*=6.88; =0.02265 مگاپاسکال (در شرایط مخزن)؛ Tm=346 K; Tst=293 K; Rat=0.1013 مگاپاسکال; rе=ho=7.2 m و rе=0.5ho=3.6 m.

تعیین پارامتر مکان

از نمودارها، حد بی بعد نرخ جریان مایع بدون آب را پیدا می کنیم q(ρο,)q(6.1;0.3)=0.15.

با استفاده از فرمول (9) محاسبه می کنیم:

Qo=52.016 هزار متر مکعب در روز; هزار متر مکعب در روز

ما پارامترهای بدون بعد را در حضور یک صفحه تعیین می کنیم:

با استفاده از نمودارها (شکل 2 را ببینید) یا جدول، مقاومت های فیلتراسیون اضافی را پیدا می کنیم: C1= C1(0.15;0.3;1)=0.6; C2= C2(0.15;0.3;1)=3.0.

با استفاده از فرمول (7) پارامتر بدون بعد α=394.75 را پیدا می کنیم.

با استفاده از فرمول (9) دبی را محاسبه می کنیم که 9/47 هزار مترمکعب در روز است.

محاسبات با استفاده از فرمول های (7) و (8) به دست می آید: X=51.489 و Y=5.773·10-2.

نرخ جریان محدود کننده بدون بعد که با استفاده از فرمول (6) محاسبه شده است برابر با 1.465=q است.

ما نرخ جریان حد ابعادی را با توجه به صفحه نمایش از نسبت Qpr=qQo=1.465·47.970.188 هزار متر مکعب در روز تعیین می کنیم.

حداکثر دبی محاسبه شده بدون صفحه نمایش با پارامترهای اولیه مشابه 7.8 هزار متر مکعب در روز است. بنابراین، در مورد مورد بررسی، وجود صفحه نمایش حداکثر سرعت جریان را تقریباً 10 برابر افزایش می دهد.

اگر rе=3.6 m را در نظر بگیریم. آن ها نصف اندازه ضخامت اشباع شده با گاز است، سپس پارامترهای طراحی زیر را بدست می آوریم:

2 C1=1.30; C2=5.20; X=52.45; Y=1.703·10-2; q=0.445 و Qpr=21.3 هزار مترمکعب در روز. در این حالت حداکثر دبی تنها 2.73 برابر افزایش می یابد.

لازم به ذکر است که حداکثر سرعت جریان نه تنها به اندازه صفحه نمایش، بلکه به موقعیت عمودی آن از سازند اشباع از گاز نیز بستگی دارد، یعنی. از باز شدن نسبی سازند، اگر صفحه نمایش مستقیماً در جلوی پایین قرار گرفته باشد. مطالعه راه حل (6) نشان داد که بسته به پارامترهای ρ، α، Re، یک موقعیت صفحه نمایش بهینه وجود دارد که با بالاترین نرخ جریان حداکثر مطابقت دارد. در مسئله در نظر گرفته شده، باز شدن بهینه 0.6 = است.

ما ρ=0.145 و =1 را می پذیریم. با استفاده از روش توصیف شده، پارامترهای محاسبه شده را به دست می آوریم: C1 = 0.1. C2=0.5; X=24.672; Y=0.478.

نرخ جریان بدون بعد را تعیین می کنیم:

q=24.672(-1) 5.323.

نرخ جریان حدی بعدی با فرمول (9) بدست می آید.

Qpr=qQo=5.323·103=254.94 هزار m3/day.

بنابراین، سرعت جریان نسبت به باز شدن نسبی 0.3 = 3.6 برابر افزایش یافت.

روش ارائه شده در اینجا برای تعیین حداکثر سرعت جریان بی آب تقریبی است، زیرا پایداری مخروط را در نظر می گیرد، که بالای آن قبلاً به شعاع صفحه نمایش رسیده است.

با راه حل های فوق، فرمول هایی را برای تعیین q() برای یک چاه گاز ناقص تحت شرایط یک قانون فیلتراسیون غیرخطی، با در نظر گرفتن مقاومت های فیلتراسیون اضافی، به دست می آوریم. این فرمول ها نیز تقریبی خواهند بود و یک مقدار بیش از حد تخمین زده شده از حداکثر دبی بی آب از آنها محاسبه می شود.

برای ساختن یک معادله دو مدتی برای جریان گاز در شرایط یک مخروط بسیار پایدار از آب کف، لازم است که مقاومت فیلتراسیون در این شرایط را بدانیم. آنها را می توان بر اساس نظریه ماسکت-چارنی مخروطی پایدار تعیین کرد. معادله خط جریان که منطقه حرکت فضایی را به یک چاه ناقص در یک سازند ناهمسانگرد همگن محدود می کند، زمانی که بالای مخروط قبلاً به پایین چاه نفوذ کرده است، مطابق با تئوری حرکت جریان آزاد. ، در فرم خواهیم نوشت

(10)

که در آن q= حداکثر سرعت جریان بدون آب بدون بعد است که با استفاده از فرمول ها و نمودارهای تقریبی داده شده (معروف) تعیین می شود. - پارامتر بدون بعد

با بیان نرخ فیلتراسیون از طریق سرعت جریان، جایگزینی معادله رابط (10) به معادله دیفرانسیل (1)، با در نظر گرفتن قانون حالت گاز و ادغام بیش از فشار P و شعاع r در محدوده های مناسب، معادله جریان ورودی را به دست می آوریم. فرم (12) و فرمول (13) که در آن باید پذیرفته شود:

; , (11)

(12)

که در آن Li(x) لگاریتم انتگرال است که با وابستگی به تابع انتگرال مرتبط است.

(13)

برای x>1، انتگرال (13) در نقطه t=1 واگرا می شود. در این مورد، Li(x) باید به عنوان مقدار انتگرال نامناسب درک شود. از آنجایی که روش های تعیین نرخ جریان بی آب محدود کننده بدون بعد به خوبی شناخته شده است، بدیهی است که نیازی به جدول بندی توابع (11) و (12) وجود ندارد.

1. یک روش تقریبی برای محاسبه حداکثر نرخ جریان بی آب چاه های گاز عمودی تحت یک قانون فیلتراسیون غیرخطی، به دلیل وجود یک صفحه ته چاه غیر قابل نفوذ، توسعه یافته است. حداکثر نرخ جریان بدون بعد و مقاومت های فیلتر اضافی مربوطه بر روی کامپیوتر محاسبه شد، نتایج جدول بندی شد و وابستگی های گرافیکی مربوطه ارائه شد.

2. مشخص شده است که مقدار حداکثر سرعت جریان بی آب نه تنها به اندازه صفحه نمایش، بلکه به موقعیت عمودی آن از سازند اشباع شده از گاز نیز بستگی دارد. موقعیت بهینه صفحه تعیین شد، که بالاترین نرخ جریان را مشخص می کند.

3. محاسبات عملی با استفاده از یک مثال خاص انجام شد.

داوران:

Grachev S.I.، دکترای علوم فنی، پروفسور، رئیس بخش "توسعه و بهره برداری از میادین نفت و گاز"، موسسه زمین شناسی و تولید نفت و گاز، موسسه آموزشی بودجه ایالتی فدرال دانشگاه دولتی نفت و گاز تیومن، تیومن؛

Sokhoshko S.K.، دکترای علوم فنی، استاد، استاد گروه توسعه و بهره برداری از میادین نفت و گاز، موسسه زمین شناسی و تولید نفت و گاز، موسسه آموزشی بودجه دولت فدرال دانشگاه دولتی نفت و گاز تیومن، تیومن.

پیوند کتابشناختی

کاشیرینا K.O.، Zaboeva M.I.، Telkov A.P. روش محاسبه نرخ ANH-آب محدود چاه های گاز عمودی تحت قانون فیلتراسیون غیرخطی و وجود صفحه نمایش // مسائل معاصرعلم و آموزش – 2015. – شماره 2-2.;
URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=22002 (تاریخ دسترسی: 02/01/2020). مجلات منتشر شده توسط انتشارات "آکادمی علوم طبیعی" را مورد توجه شما قرار می دهیم.

فرمول محاسبه دبی یک چاه نفت یک چیز ضروری است دنیای مدرن. همه شرکت هایی که فرآورده های نفتی استخراج می کنند باید نرخ جریان را برای فرزندان خود محاسبه کنند. بسیاری از مردم از فرمول Dupuis، مهندس فرانسوی که سالهای زیادی را وقف مطالعه حرکت کرده است، استفاده می کنند. آب های زیرزمینی. فرمول آن به شما کمک می کند تا به راحتی درک کنید که آیا عملکرد یک منبع خاص ارزش پول برای تجهیزات چاه را دارد یا خیر.

دبی چاه نفت چقدر است؟

نرخ جریان حجم مایعی است که در یک واحد زمان معین از طریق چاه تامین می شود. بسیاری از افراد هنگام نصب تجهیزات پمپاژ از محاسبات آن غفلت می کنند، اما این می تواند برای کل سازه کشنده باشد. مقدار انتگرالی که مقدار روغن را تعیین می کند با استفاده از چندین فرمول محاسبه می شود که در زیر آورده می شود.

نرخ جریان اغلب به عنوان عملکرد پمپ نامیده می شود. اما این ویژگی کمی با تعریف مطابقت ندارد، زیرا تمام خواص پمپ خطاهای خاص خود را دارند. و حجم معینی از مایعات و گازها گاهی با آنچه اعلام شده بود تفاوت اساسی دارد.

در ابتدا، این شاخص باید برای انتخاب تجهیزات پمپاژ محاسبه شود. هنگامی که بهره وری منطقه را می دانید، می توانید بلافاصله چندین واحد نامناسب را از لیست انتخابی تجهیزات حذف کنید.

محاسبه نرخ جریان در صنعت نفت ضروری است، زیرا مناطق کم بهره وری برای هر شرکتی سودآور نخواهد بود. و نصب نادرست پمپاژ انتخاب شده، به دلیل محاسبات از دست رفته، می تواند به جای سود مورد انتظار از چاه، ضرر را برای شرکت به همراه داشته باشد.

محاسبه آن در همه انواع شرکت های تولید نفت الزامی است - حتی نرخ جریان چاه های نزدیک ممکن است بسیار با چاه جدید متفاوت باشد. اغلب، تفاوت بزرگ در مقادیر جایگزین شده در فرمول های محاسبه نهفته است. به عنوان مثال، نفوذپذیری یک سازند می تواند به طور قابل توجهی در یک کیلومتر زیر زمین متفاوت باشد. با نفوذپذیری ضعیف، شاخص کمتر خواهد شد، به این معنی که سودآوری چاه به طور تصاعدی کاهش می یابد.

سرعت جریان یک چاه نفت نه تنها نحوه انتخاب تجهیزات مناسب، بلکه محل نصب آن را نیز به شما می گوید. نصب یک سکوی نفتی جدید یک تجارت پرخطر است، زیرا حتی باهوش ترین زمین شناسان نیز نمی توانند اسرار زمین را کشف کنند.

بله، هزاران مدل تجهیزات حرفه ای ایجاد شده است که تمام پارامترهای لازم برای حفاری چاه جدید را تعیین می کند، اما تنها نتیجه ای که پس از این فرآیند مشاهده می شود می تواند داده های صحیح را نشان دهد. بر اساس آنها، ارزش محاسبه سودآوری یک سایت خاص را دارد.

روش های محاسبه دبی چاه

تنها چند روش برای محاسبه دبی یک میدان نفتی وجود دارد - استاندارد و Dupuis. فرمول شخصی که تقریباً تمام عمر خود را صرف مطالعه این مطالب و استنتاج فرمول کرده است، نتیجه را بسیار دقیق تر نشان می دهد، زیرا حاوی داده های بسیار بیشتری برای محاسبه است.

فرمول محاسبه تولید چاه

برای محاسبات با استفاده از فرمول استاندارد - D = H x V/(Hd – Hst)، فقط به اطلاعات زیر نیاز دارید:

• ارتفاع ستون آب؛
• عملکرد پمپ؛
• سطح استاتیک و پویا.

سطح ایستا در این حالت فاصله از ابتدای آب های زیرزمینی تا اولین لایه های خاک است و تراز دینامیکی قدر مطلقی است که با اندازه گیری سطح آب پس از پمپاژ به دست می آید.

همچنین مفهومی به عنوان شاخص بهینه نرخ جریان یک میدان نفتی وجود دارد. هم برای تعیین کلی سطح افسردگی یک چاه فردی و هم برای کل تشکیلات به عنوان یک کل تعیین می شود. فرمول محاسبه میانگین سطح فرورفتگی یک میدان به صورت P zab = 0 تعیین می شود. دبی یک چاه که در فرورفتگی بهینه بدست آمد، دبی بهینه چاه نفت خواهد بود.

با این حال، این فرمول و خود شاخص نرخ جریان بهینه در هر زمینه ای استفاده نمی شود. در اثر فشار مکانیکی و فیزیکی بر سازند، ممکن است ریزش بخشی از دیواره های داخلی چاه های نفت رخ دهد. به این دلایل، اغلب لازم است که نرخ جریان پتانسیل را به صورت مکانیکی کاهش دهیم تا تولید روغن بدون وقفه حفظ شود و استحکام دیوار حفظ شود.

این ساده ترین فرمول محاسبه است که نمی تواند نتیجه صحیح را به درستی به دست آورد - خطای بزرگی وجود خواهد داشت. برای جلوگیری از محاسبات نادرست و هدایت خود برای به دست آوردن نتیجه دقیق تر، از فرمول Dupuis استفاده کنید، که در آن لازم است داده های بسیار بیشتری نسبت به آنچه در بالا ارائه شده است بگیرید.

اما دوپوی عادل نبود شخص با هوش، بلکه یک نظریه پرداز عالی بود، بنابراین او دو فرمول را توسعه داد. اولین مورد برای بهره وری بالقوه و هدایت هیدرولیکی است که پمپ و میدان نفتی تولید می کنند. مورد دوم برای یک میدان و پمپ غیر ایده آل با بهره وری واقعی است.

فرمول اول را در نظر بگیرید:

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

این فرمول برای عملکرد بالقوه شامل:

N0 - بهره وری بالقوه؛

Kh/u – ضریبی که خاصیت هدایت هیدرولیکی یک مخزن نفت را تعیین می کند.

ب - ضریب انبساط بر حسب حجم.

Pi – عدد P = 3.14...;

Rk - شعاع قدرت مدار؛

Rc - شعاع بیت چاه در امتداد فاصله تا سازند در معرض دید.

فرمول دوم به شکل زیر است:

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

این فرمول برای بهره وری واقعی یک میدان در حال حاضر توسط تمام شرکت هایی که چاه های نفت حفاری می کنند استفاده می شود. فقط دو متغیر در آن تغییر می کند:

N - بهره وری واقعی؛

فاکتور S-skin (پارامتر مقاومت فیلتراسیون در برابر جریان).

در برخی روش ها برای افزایش میزان تولید میادین نفتی از فناوری شکست هیدرولیکی سازندهای حاوی مواد معدنی استفاده می شود. این شامل تشکیل مکانیکی ترک در سنگ مولد است.

روند طبیعی کاهش دبی میادین نفتی بر اساس داده های اولیه این شاخص هنگام راه اندازی چاه به میزان 1-20 درصد در سال اتفاق می افتد. فن آوری های مورد استفاده و شرح داده شده در بالا می تواند تولید نفت از یک چاه را تشدید کند.

تنظیم مکانیکی سرعت جریان چاه های نفت را می توان به صورت دوره ای انجام داد. با افزایش فشار ته چاله مشخص می شود که منجر به کاهش سطح تولید و نشانگر بالایی از قابلیت های یک میدان جداگانه می شود.

برای افزایش عملکرد و سرعت جریان می توان از روش تصفیه اسید حرارتی نیز استفاده کرد. با استفاده از چندین نوع محلول مانند مایع اسیدی، عناصر رسوب از رسوبات قیر، نمک و سایر اجزای شیمیایی که در عبور با کیفیت و موثر سنگ استخراج شده اختلال ایجاد می کنند، پاک می شوند.

مایع اسیدی در ابتدا به داخل چاه نفوذ می کند و ناحیه مقابل سازند را پر می کند. سپس دریچه بسته می شود و تحت فشار محلول اسید به داخل سازند عمیق نفوذ می کند. قسمت های باقی مانده از این مایع پس از ادامه تولید با روغن یا آب شسته می شود.

محاسبات نرخ جریان باید به صورت دوره ای انجام شود تا یک استراتژی برای توسعه برداری یک شرکت تولید کننده نفت تدوین شود.

محاسبه بهره وری چاه