Wyznaczanie natężenia przepływu w odwiercie naftowym: wzór i metody obliczania. Metoda pomiaru natężenia przepływu gazu w odwiercie Obliczenie wydajności technologicznej bocznego śledzenia

Odwierty gazowe eksploatowane są w sposób przepływowy, tj. poprzez wykorzystanie energii rezerwowej. Obliczenie siły nośnej sprowadza się do określenia średnicy rur fontanny. Można to określić na podstawie warunków usuwania cząstek stałych i ciekłych z odwiertu lub zapewnienia maksymalnego ciśnienia głowicy odwiertu (minimalny spadek ciśnienia w odwiercie przy danym natężeniu przepływu).

Usuwanie cząstek stałych i ciekłych zależy od prędkości gazu. Gdy gaz unosi się w rurach, prędkość wzrasta z powodu wzrostu objętości gazu wraz ze spadkiem ciśnienia. Obliczenia przeprowadza się dla warunków buta rur fontannowych. Głębokość zejścia rur do studni jest brana pod uwagę z uwzględnieniem cech produkcyjnych zbiornika i technologicznego trybu pracy odwiertu.

Zaleca się opuszczenie rur do dolnych otworów perforacji. Jeśli rury zostaną opuszczone do górnych otworów perforacji, to prędkość przepływu gazu w ciągu produkcyjnym naprzeciw perforowanej formacji produkcyjnej od dołu do góry wzrasta od zera do określonej wartości. Oznacza to, że w dolnej części i do buta nie jest zapewnione usuwanie cząstek stałych i płynnych. W związku z tym dolna część zbiornika jest odcinana korkiem lub cieczą piaszczysto-gliniastą, a przepływ w studni maleje.

Korzystamy z prawa stanu gazowego Mendelejewa - Clapeyrona

Dla danego natężenia przepływu w odwiercie prędkość gazu w stopie rury wynosi:

gdzie Q 0 - natężenie przepływu studni w warunkach standardowych (ciśnienie P 0 = 0,1 MPa, temperatura T 0 = 273 K), m 3 / dzień;

P Z, T Z - ciśnienie i temperatura gazu w otworze dennym, Pa, K;

zo, zz - odpowiednio współczynnik nadściśliwości gazu w warunkach T 0 , P 0 i T, P;

F - powierzchnia przepływu rur fontannowych, m 2

d - średnica (wewnętrzna) rur fontannowych, m.

Na podstawie wzorów do obliczania prędkości krytycznej usuwania cząstek stałych i ciekłych oraz zgodnie z danymi doświadczalnymi minimalna prędkość vcr usuwania cząstek stałych i ciekłych z dna wynosi 5 - 10 m/s. Następnie maksymalna średnica rury, przy której cząsteczki skały i cieczy są wynoszone na powierzchnię:

Podczas pracy studni kondensatu gazu z gazu uwalniają się ciekłe węglowodory (kondensat gazu), które powodują dwufazowy przepływ w rurach fontanny. Aby zapobiec gromadzeniu się cieczy w otworze dennym i spadkowi wydobycia, odwiert kondensatu gazu musi być eksploatowany z wydobyciem nie mniejszym niż minimalne dopuszczalne, co zapewnia usuwanie kondensatu gazu na powierzchnię. Wartość tego natężenia przepływu określa wzór empiryczny:

gdzie M jest masą cząsteczkową gazu. Następnie średnica rury:

Przy określaniu średnic rur przepływowych, od warunku zapewnienia minimalnych strat ciśnienia w odwiercie, należy zapewnić ich zmniejszenie w odwiercie do minimum, tak aby gaz wpływał do głowicy z możliwie wysokim ciśnieniem. Wtedy koszt transportu gazu spadnie. Ciśnienia w odwiercie i głowicy odwiertu są powiązane ze sobą wzorem G.A.Adamova.

gdzie P 2 - ciśnienie w głowicy odwiertu, MPa;

e jest podstawą logarytmów naturalnych;

s jest wykładnikiem równym s = 0,03415 z g L / (T cf z cf);

c r jest względną gęstością gazu w powietrzu;

L - długość rur fontannowych, m;

d - średnica rury, m;

T cf - średnia temperatura gazu w odwiercie, K;

Qo - natężenie przepływu w studni w warunkach normalnych, tys. m 3 /dobę;

l - współczynnik oporu hydraulicznego;

z cf - współczynnik nadściśliwości gazu przy Średnia temperatura T cf i średnie ciśnienie P cf = (Pz + P 2) / 2.

Ponieważ P З jest nieznane, to z cf wyznacza się metodą kolejnych przybliżeń. Wówczas, jeżeli z wyników badań gazodynamicznych znane jest natężenie przepływu w odwiercie Qo i odpowiadające mu ciśnienie denne P W, to przy zadanym ciśnieniu w głowicy odwiertu P 2 średnicę rur wiertniczych wyznacza się ze wzoru w formularz:

Rzeczywista średnica rur fontannowych jest wybierana na podstawie standardowych średnic. Należy zauważyć, że w obliczeniach opartych na dwóch warunkach decydującym czynnikiem jest usuwanie cząstek skały i cieczy na powierzchnię. Jeżeli prędkości przepływu studni są ograniczone innymi czynnikami, wówczas obliczenia przeprowadza się od warunku zmniejszenia strat ciśnienia do minimalnej możliwej wartości z technologicznego i technicznego punktu widzenia. Czasami przy danej średnicy rury, za pomocą zapisanych wzorów, określa się prędkość przepływu w odwiercie lub stratę ciśnienia w odwiercie.

Obliczenie siły nośnej ogranicza się do określenia średnicy rury (tabela 18 A w dodatku A). Dane wstępne: natężenie przepływu w studni Q o = 38,4 tys. m 3 /dobę = 0,444 m 3 /s (ciśnienie P o = 0,1 MPa, temperatura T o = 293 K); ciśnienie denne Pz = 10,1 MPa; głębokość studni H = 1320 m; współczynnik ściśliwości gazu w warunkach normalnych z o = 1; prędkość krytyczna usuwania cząstek stałych i ciekłych na powierzchnię x cr = 5 m/s.

1) Temperatura studzienki T jest określona wzorem:

T = H? G., (19)

gdzie H - głębokość studni, m

G - gradient geotermalny.

2) Współczynnik ściśliwości gazu z z jest określony przez krzywą Browna (Rysunek 6 B, Dodatek B). Aby to zrobić, znajdujemy obniżone ciśnienie P pr i temperaturę T pr:

gdzie Р pl - ciśnienie w zbiorniku, MPa

Р cr - ciśnienie krytyczne, MPa

Dla metanu P cr = 4,48 MPa

gdzie T cr - temperatura krytyczna, K

Dla metanu T cr = - 82,5? C = 190,5 K

Współczynnik ściśliwości gazu w otworze dennym z z = 0,86 wyznacza się z rysunku 6 B (dodatek B).

1) Średnica sprężarki pompującej...

• - dobowa objętość gazu q, nm 3 / dobę,
• - początkowe i końcowe ciśnienie w gazociągu Р 1 i Р 2 , MPa;
• - temperatura początkowa i końcowa t 1 i t 2 o C;
• - stężenie świeżego metanolu C 1 % mas.

Obliczenie indywidualnego wskaźnika zużycia metanolu dla proces technologiczny w przygotowaniu i transporcie gazu ziemnego i ropy naftowej dla każdej sekcji odbywa się według wzoru:

H Ti = q w + q g + q k, (23)

gdzie H Ti – wskaźnik indywidualnego zużycia metanolu w i-tym odcinku;

q w - ilość metanolu potrzebna do nasycenia fazy ciekłej;

q g - ilość metanolu potrzebna do nasycenia fazy gazowej;

q do - ilość metanolu wymagana do nasycenia kondensatu.

Ilość metanolu qw (kg / 1000 m3) potrzebna do nasycenia fazy ciekłej określa wzór:

gdzie DW - ilość wilgoci pobranej z gazu, kg / 1000 m 3;

C1 - stężenie wagowe wejściowego metanolu, %;

C 2 - stężenie wagowe metanolu w wodzie (stężenie zużytego metanolu na końcu odcinka, w którym tworzą się hydraty), %;

Ze wzoru 24 wynika, że ​​w celu określenia ilości metanolu do nasycenia fazy ciekłej konieczna jest znajomość wilgotności gazu oraz stężenia metanolu w dwóch punktach: na początku i na końcu odcinka, w którym możliwe jest tworzenie się hydratów .

Wilgotność gazów węglowodorowych o gęstości względnej (w powietrzu) ​​0,60, wolnych od azotu i nasyconych słodką wodą.

Po określeniu wilgotności gazu na początku odcinka W 1 i na końcu odcinka W 2 ustalają ilość wilgoci DW uwalnianej z każdego 1000 m 3 przepuszczanego gazu:

DW \u003d W 2 - W 1 (25)

Wilgotność określamy według wzoru:

gdzie P - ciśnienie gazu, MPa;

A jest współczynnikiem charakteryzującym wilgotność gazu doskonałego;

B jest współczynnikiem zależnym od składu gazu.

Aby określić stężenie zużytego metanolu C2, należy najpierw określić temperaturę równowagi T (°C) tworzenia się hydratów. W tym celu należy wykorzystać krzywe równowagi tworzenia hydratów gazowych o różnych gęstościach (Rysunek 7 B, Załącznik B) w oparciu o średnie ciśnienie w sekcji podawania metanolu:

gdzie P 1 i P 2 - ciśnienie na początku i na końcu odcinka, MPa.

Po wyznaczeniu T znajdują wartość spadku DT temperatury równowagi, która jest niezbędna do zapobieżenia tworzeniu się hydratów:

DT \u003d T - T 2, (28)

gdzie T 2 jest temperaturą na końcu sekcji, w której tworzą się hydraty, ° C.

Po określeniu DT, zgodnie z wykresem na fig. 8 B (dodatek B), znajdujemy stężenie traktowanego metanolu C2 (%).

Ilość metanolu (q g, kg / 1000 m 3) wymagana do nasycenia ośrodka gazowego określa wzór:

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

gdzie km to stosunek zawartości metanolu potrzebnej do nasycenia gazu do stężenia metanolu w cieczy (rozpuszczalność metanolu w gazie).

Współczynnik k m wyznacza się dla warunków końca odcinka, na którym możliwe jest tworzenie hydratów, zgodnie z rysunkiem 9 B (załącznik B) dla ciśnienia P 2 i temperatury T 2.

Ilość podawanego metanolu (Tabele 20 A - 22 A w Załączniku A), z uwzględnieniem natężenia przepływu, określa się według wzoru.

Ministerstwo Edukacji i Nauki Federacji Rosyjskiej

Rosyjski Państwowy Uniwersytet Nafty i Gazu im. I.M. Gubkin

Wydział Zagospodarowania Złóż Nafty i Gazu

Zakład Zagospodarowania i Eksploatacji Złóż Gazu i Kondensatu Gazu

TEST

na kursie „Zagospodarowanie i eksploatacja złóż gazu i kondensatu gazowego”

na temat: „Obliczanie technologicznego trybu działania - graniczne natężenie przepływu bezwodnego na przykładzie odwiertu pola gazowego Komsomolskoje”.

Stracony Kibiszew AA

Sprawdzone przez: Timashev A.N.

Moskwa, 2014

• 1. Krótka charakterystyka geologiczno-polowa złoża
• 5. Analiza wyników obliczeń

1. Krótka charakterystyka geologiczno-polowa złoża

Pole naftowe z kondensatem gazowym Komsomolskoje znajduje się na terenie obwodu purowskiego Jamalsko-Nienieckiego Okręgu Autonomicznego, 45 km na południe od regionalnego centrum wsi Tarko-Sale i 40 km na wschód od wsi Purpe.

Najbliższe pola z rezerwami ropy zatwierdzone przez Komitet Rezerw Państwowych ZSRR to Ust-Kharampurskoye (10-15 km na wschód). Novo-Purpeiskoye (100 km na zachód).

Pole zostało odkryte w 1967 roku, początkowo jako pole gazowe (C „Enomanskaya vent). Jako pole naftowe zostało odkryte w 1975 roku. W 1980 roku zostało skompilowane układ technologiczny rozwoju, którego realizację rozpoczęto w 1986 roku.

Istniejący gazociąg Urengoj – Nowopołock znajduje się 30 km na zachód od złoża. Linia kolejowa Surgut-Urengoy biegnie 35-40 km na zachód.

Terytorium jest lekko pagórkowate (wzniesienia bezwzględne plus 33, plus 80 m), bagnista równina z licznymi jeziorami. Sieć hydrograficzną reprezentują rzeki Pyakupur i Ayvasedapur (dopływy rzeki Pur). Rzeki są spławne tylko podczas wiosennej powodzi (czerwiec), która trwa jeden miesiąc.

Pole Komsomolskoje znajduje się w strukturze drugiego rzędu - wypiętrzenia w kształcie kopuły Piakupurowskiego, które jest częścią północnego megaswellu.

Wypiętrzenie w kształcie kopuły Pyakupurovskoe reprezentuje strefę wypiętrzoną nieregularny kształt, zorientowany w kierunkach południowo-zachodnim-północno-wschodnim, skomplikowany przez kilka lokalnych wypiętrzeń III rzędu.

Analiza właściwości fizycznych i chemicznych ropy naftowej, gazu i wody pozwala na dobór najbardziej optymalnego sprzętu wiertniczego, trybu pracy, technologii magazynowania i transportu, rodzaju operacji oczyszczania strefy formowania odwiertu, objętości zatłaczanego płynu oraz wiele więcej.

Fizyczne i chemiczne właściwości ropy i rozpuszczonego gazu ze złoża Komsomolsk zostały zbadane na podstawie danych z próbek powierzchniowych i głębokich.

Część parametrów oznaczono bezpośrednio na studzienkach (pomiar ciśnień, temperatur itp.) Próbki analizowano w warunkach laboratoryjnych w TCL. LLC „Geohim”, LLC „Odczynnik”, Tiumeń.

Próbki powierzchni pobrano z linii przepływu, gdy studzienki pracowały w określonym trybie. Wszystkie badania powierzchniowych próbek ropy i gazu przeprowadzono zgodnie z metodami przewidzianymi w normach państwowych.

W toku badań zbadano skład składowy gazu ziemnego, wyniki przedstawiono w tabeli 1.

Tabela 1 - Skład składników gazu ziemnego.

Do obliczania rezerw zaleca się parametry, które są określane w warunkach standardowych i metodą zbliżoną do warunków odgazowania ropy naftowej w terenie, czyli z separacją etapową. W tym zakresie do obliczenia wartości średnich nie wykorzystano wyników badań próbek olejowych metodą odgazowania różnicowego.

Na przekroju zmieniają się również właściwości olejów. Analiza wyników badań laboratoryjnych próbek olejów nie pozwala na określenie ścisłych wzorców, jednak możliwe jest prześledzenie głównych trendów zmian właściwości olejów. Wraz z głębokością gęstość i lepkość oleju mają tendencję do zmniejszania się, ta sama tendencja utrzymuje się w przypadku zawartości żywic.

Rozpuszczalność gazów w wodzie jest znacznie mniejsza niż w oleju. Wraz ze wzrostem mineralizacji wody zmniejsza się rozpuszczalność gazów w wodzie.

Tabela 2 - Skład chemiczny wody formacyjne.

2. Projektowanie studni dla pól z odsłoniętymi wodami złożowymi

W odwiertach gazowych para wodna może skraplać się z gazu, a woda może płynąć na dno odwiertu z formacji. W odwiertach kondensatu gazu do tej cieczy, która pochodzi ze złoża i tworzy się w odwiercie, dodaje się kondensat węglowodorów. W początkowym okresie rozwoju złoża, przy dużych prędkościach przepływu gazu na dnie odwiertów i niewielkiej ilości cieczy, jest on prawie całkowicie wydobyty na powierzchnię. Wraz ze spadkiem natężenia przepływu gazu w otworze dennym i wzrostem natężenia przepływu płynu wpływającego do otworu dennego w wyniku podlewania międzywarstw przepuszczalnych i wzrostu objętościowego nasycenia kondensatem ośrodka porowatego, całkowite usunięcie płynu z studzienka nie jest zapewniona i dochodzi do gromadzenia się słupa cieczy w otworze dennym. Zwiększa to przeciwciśnienie na złożu, prowadzi do znacznego spadku wydobycia, zaprzestania dopływu gazu z międzywarstw o ​​niskiej przepuszczalności, a nawet całkowitego wyłączenia odwiertu.

Możliwe jest uniemożliwienie dopływu cieczy do odwiertu poprzez utrzymanie warunków wydobycia gazu na dnie odwiertu, pod którym nie dochodzi do kondensacji wody i ciekłych węglowodorów w strefie formowania otworu dennego, uniemożliwiając przebicie stożka złoża wodę dolną lub krawędź wody do studni. Ponadto możliwe jest zapobieganie dopływowi wody do studni poprzez izolowanie wód obcych i złożowych.

Płyn z dolnego otworu jest usuwany w sposób ciągły lub okresowy. Ciągłe usuwanie cieczy z odwiertu odbywa się poprzez pracę z prędkościami zapewniającymi usuwanie cieczy z separatorów dennych do powierzchniowych, poprzez pobieranie cieczy przez syfon lub rury przepływowe opuszczane do odwiertu za pomocą podnośnika gazowego, podnośnika nurnikowego lub pompy wydobycie cieczy za pomocą pomp głębinowych.

Okresowe usuwanie cieczy może odbywać się poprzez zamknięcie odwiertu w celu zaabsorbowania cieczy przez formację, wydmuchanie odwiertu do atmosfery syfonem lub rurami przepływowymi bez zatłaczania lub z zatłaczaniem środków powierzchniowo czynnych (środków spieniających) na dno odwiertu.

Wybór metody usuwania płynu z dennika odwiertów zależy od geologicznych i terenowych cech złoża nasyconego gazem, konstrukcji odwiertu, jakości zacementowania pierścienia, okresu zagospodarowania złoża, a także jak ilość i powody dopływu płynu do studni. Minimalne uwalnianie płynu w strefie formowania odwiertu dennego i na dnie odwiertu można zapewnić poprzez kontrolowanie ciśnienia i temperatury w odwiercie dennym. Ilość wody i kondensatu uwalnianych z gazu w otworze dennym przy ciśnieniu i temperaturze w otworze dennym wyznacza się z krzywych wilgotności gazu i izoterm kondensacji.

Aby zapobiec przedostaniu się stożka wód dennych do odwiertu gazowego, eksploatuje się go przy granicznych natężeniach przepływu bezwodnych, określonych teoretycznie lub na podstawie specjalnych badań.

Wody obce i złożowe są izolowane przez iniekcję zaprawa cementowa pod presją. Podczas tych działań formacje nasycone gazem są izolowane przez pakerów od zalanych. W podziemnych magazynach gazu opracowano metodę izolowania zalanych międzywarstw poprzez wtłaczanie do nich środków powierzchniowo czynnych, zapobiegając przedostawaniu się wody do odwiertu. Badania pilotażowe wykazały, że dla uzyskania stabilnej piany należy przyjąć „koncentrat piany” (w przeliczeniu na substancję czynną) równy 1,5-2% objętości wstrzykiwanej cieczy, a stabilizator piany – 0,5-1% . Do mieszania środków powierzchniowo czynnych i powietrza na powierzchni stosuje się specjalne urządzenie - aerator (taki jak „perforowana rura w rurze”). Powietrze pompowane jest przez perforowaną rurę odgałęźną przez sprężarkę zgodnie z zadanym a, wodny roztwór środka powierzchniowo czynnego pompowany jest do rury zewnętrznej pompą z szybkością przepływu 2-3 l/s.

Skuteczność metody usuwania cieczy jest poparta specjalistycznymi badaniami otworowymi oraz obliczeniami techniczno-ekonomicznymi. Odwiert jest zatrzymywany na 2-4 godziny w celu wchłonięcia płynu przez złoże Natężenia przepływu w odwiertach po uruchomieniu wzrastają, ale nie zawsze rekompensują one straty w produkcji gazu z powodu nieczynnych odwiertów. Ponieważ kolumna cieczy nie zawsze trafia do zbiornika, a dopływ gazu może nie zostać wznowiony przy niskich ciśnieniach, metoda ta jest rzadko stosowana. Podłączenie studni do sieci zbiorczej gazu niskie ciśnienie pozwala na obsługę zalanych studni, oddzielenie wody od gazu, stosowanie gazu pod niskim ciśnieniem przez długi czas. Studnie są wydmuchiwane do atmosfery w ciągu 15-30 minut. Jednocześnie prędkość gazu w otworze dennym powinna sięgać 3-6 m/s. Metoda jest prosta i jest stosowana, jeśli natężenie przepływu jest przywracane przez długi czas (kilka dni). Metoda ta ma jednak wiele wad: ciecz nie jest całkowicie usuwana z otworu dennego, narastający spływ ze zbiornika prowadzi do intensywnego dopływu nowych porcji wody, zniszczenie zbiornika, tworzenie się korka piaskowego, zanieczyszczenie środowisko, utrata gazu.

Okresowe dmuchnięcie studni rurami o średnicy 63-76 mm lub specjalnie obniżonymi syfonami o średnicy 25-37 mm odbywa się na trzy sposoby: ręcznie lub za pomocą automatów zainstalowanych na powierzchni lub na dnie złoża. Dobrze. Ta metoda różni się od wdmuchiwania do atmosfery tym, że jest stosowana dopiero po zgromadzeniu się określonej kolumny cieczy na dnie.

Gaz z odwiertu wraz z cieczą trafia do kolektora zbiorczego gazu niskiego ciśnienia, jest oddzielany od wody w separatorach i wchodzi do sprężania lub spalany na pochodniach. Maszyna zainstalowana na głowicy odwiertu okresowo otwiera zawór na linii roboczej. Maszyna otrzymuje w tym celu polecenie, gdy różnica ciśnień między pierścieniem a linią roboczą wzrasta do z góry określonej różnicy. Wielkość tej różnicy zależy od wysokości słupa cieczy w przewodzie.

Automaty zainstalowane na dole pracują również na określonej wysokości słupa cieczy. Zamontować jeden zawór na wlocie do przewodu lub kilka zaworów podnoszenia gazu rozruchowego w dolnej części przewodu.

Oddzielenie przepływu gazu od cieczy w otworze może być wykorzystane do gromadzenia płynu w otworze dennym. Ta metoda separacji, po której następuje wtłaczanie płynu do niższego poziomu, została przetestowana po wstępnych badaniach laboratoryjnych w odwiercie. 408 i 328 Pole Korobkowskiego. Dzięki tej metodzie straty ciśnienia hydraulicznego w odwiercie oraz koszty poboru i wykorzystania wód złożowych są znacznie obniżone.

Okresowe usuwanie cieczy można również przeprowadzić podczas nakładania środka powierzchniowo czynnego na dno studzienki. Kiedy woda wchodzi w kontakt ze środkiem porotwórczym i gaz jest przepuszczany przez kolumnę cieczy, tworzy się piana. Ponieważ gęstość piany jest znacznie mniejsza niż gęstość wody, nawet stosunkowo niewielkie prędkości gazu (0,2-0,5 m/s) zapewniają usunięcie spienionej masy na powierzchnię.

Przy zasoleniu wody poniżej 3-4 g/l stosuje się 3-5% wodny roztwór kwasu sulfonowego, przy dużym zasoleniu (do 15-20 g/l) stosuje się sole sodowe kwasów sulfonowych . Płynne środki powierzchniowo czynne są okresowo pompowane do studni, a ze stałych środków powierzchniowo czynnych (proszki „Don”, „Ładoga”, Trialon itp.) Powstają granulki o średnicy 1,5–2 cm lub pręty o długości 60–80 cm, które są następnie podawane na dno studzienek.

Dla studni o dopływie wody do 200 l/dobę zaleca się wprowadzać do 4 g surfaktantu aktywnego na 1 litr wody, w studniach o dopływie do 10 t/dobę ilość ta ulega zmniejszeniu.

Wprowadzenie do 300-400 litrów roztworów sulfonolu lub proszku Novost do poszczególnych odwiertów pola Maykop doprowadziło do 1,5-2,5-krotnego wzrostu natężenia przepływu w porównaniu z początkowymi, czas trwania efektu osiągnął 10-15 dni . Obecność kondensatu w cieczy zmniejsza aktywność środków powierzchniowo czynnych o 10-30%, a jeśli kondensatu jest więcej niż wody, nie tworzy się piana. W tych warunkach stosuje się specjalne środki powierzchniowo czynne.

Ciągłe usuwanie cieczy z dna następuje przy określonych prędkościach gazu, które zapewniają powstanie dwufazowego przepływu kropel. Wiadomo, że warunki te są zapewnione przy prędkościach gazu powyżej 5 m/s w ciągach rur o średnicy 63–76 mm na głębokości odwiertów do 2500 m.

Ciągłe usuwanie płynu jest stosowane w przypadkach, gdy woda złożowa w sposób ciągły wpływa na dno odwiertu.Średnicę przewodu rurowego dobiera się tak, aby uzyskać prędkości przepływu zapewniające usunięcie płynu z dna. Przy zmianie na mniejszą średnicę rury wzrasta opór hydrauliczny. Dlatego przejście na mniejszą średnicę jest skuteczne, jeśli strata ciśnienia spowodowana tarciem jest mniejsza niż ciśnienie wsteczne przy tworzeniu się kolumny cieczy, która nie jest usuwana z otworu dennego.

Systemy podnośników gazowych z zaworem wgłębnym są z powodzeniem stosowane do usuwania cieczy z odwiertu. Gaz jest pobierany przez pierścień, a ciecz jest usuwana przez rurkę, na której zainstalowane są zawory rozruchowe i wgłębne. Na zawór działa siła ściskająca sprężynę i różnica ciśnień wytwarzana przez kolumny płynu w przewodzie i pierścieniu (w dół), a także siła spowodowana ciśnieniem w pierścieniu (w górę). Przy obliczonym poziomie cieczy w pierścieniu stosunek działających sił staje się taki, że zawór otwiera się i ciecz wchodzi do rurki i dalej do atmosfery lub do separatora. Po spadku poziomu cieczy w pierścieniu do zadanej wartości zawór wlotowy zamyka się. Płyn gromadzi się wewnątrz rurki do momentu zadziałania zaworów wznoszących gazu startowego. Kiedy te ostatnie są otwarte, gaz z pierścienia wchodzi do rurki i przenosi ciecz na powierzchnię. Po obniżeniu poziomu cieczy w rurkach zawory rozruchowe są zamykane, a ciecz ponownie gromadzi się w rurach z powodu jej obejścia z pierścienia.

W studniach gazowych i kondensatowych stosuje się podnośnik nurnikowy typu „latający zawór". W dolnej części ciągu rurowego montowany jest ogranicznik, a na choince górny amortyzator. „tłok”.

Praktyka operacyjna ustaliła optymalne prędkości podnoszenia (1-3 m/s) i opadania (2-5 m/s) tłoka. Przy prędkościach gazu w trzewiku powyżej 2 m/s stosuje się ciągłe podnoszenie tłoka.

Przy niskich ciśnieniach złożowych w odwiertach o głębokości do 2500 m stosuje się wgłębne agregaty pompowe. W tym przypadku usuwanie cieczy nie jest uzależnione od prędkości gazu* i może być prowadzone do samego końca rozwoju złoża przy spadku ciśnienia głowicowego do 0,2-0,4 MPa. Tym samym wgłębne agregaty pompowe są stosowane w warunkach, w których inne metody usuwania cieczy w ogóle nie mogą być zastosowane lub ich wydajność gwałtownie spada.

Pompy wgłębne są instalowane na rurach, a gaz jest pobierany przez pierścień. Aby zapobiec przedostawaniu się gazu do wlotu pompy, umieszcza się go poniżej strefy perforacji pod poziomem bufora cieczy lub nad zaworem wgłębnym, który przepuszcza tylko ciecz do wężyka.

anizotropia natężenia przepływu w studni polowej

3. Technologiczne tryby pracy studni, przyczyny ograniczeń przepływów

Technologiczny tryb pracy odwiertów projektowych jest jedną z najważniejszych decyzji podejmowanych przez projektanta. Technologiczny tryb pracy wraz z rodzajem odwiertów (pionowe lub poziome) determinuje ich liczbę, a więc orurowanie gruntowe, a docelowo inwestycje kapitałowe w zagospodarowanie pola z danym wyborem ze złoża. Trudno znaleźć problem projektowy, który podobnie jak reżim technologiczny miałby wielowymiarowe i czysto subiektywne rozwiązanie.

Reżim technologiczny - są to specyficzne warunki ruchu gazu w złożu, strefie dennej i odwiercie, charakteryzujące się wartością natężenia przepływu i ciśnienia dennego (gradientu ciśnienia) oraz określone pewnymi ograniczeniami naturalnymi.

Do tej pory zidentyfikowano 6 kryteriów, których przestrzeganie umożliwia kontrolę stabilnej pracy odwiertu Kryteria te są matematycznym wyrazem uwzględniania wpływu różnych grup czynników na tryb pracy. Największy wpływ na działanie studni mają:

Deformacja ośrodka porowatego przy tworzeniu znacznych spuścizn w formacji, prowadząca do zmniejszenia przepuszczalności strefy dennej, zwłaszcza w utworach szczelinowo-porowatych;

Zniszczenie strefy dennej podczas otwierania zbiorników niestabilnych, słabo stabilnych i słabo cementowanych;

Powstawanie korków piaskowo-cieczowych podczas eksploatacji odwiertu i ich wpływ na wybrany tryb pracy;

Powstawanie hydratów w strefie dennej iw odwiercie;

Podlewanie studni wodą denną;

Korozja urządzeń wiertniczych podczas eksploatacji;

Podłączanie studni do kolektorów społecznościowych;

Otwarcie warstwy osadów wielowarstwowych z uwzględnieniem obecności połączenia hydrodynamicznego między warstwami itp.

Wszystkie te i inne czynniki są wyrażone przez następujące kryteria, które mają postać:

dP/dR = Const -- stały gradient, z jakim należy eksploatować studnie;

DP=Ppl(t) - Pz(t) = Const -- stały spadek;

Pz(t) = Const -- stałe ciśnienie w otworze dennym;

Q(t) = Const — stałe natężenie przepływu;

Py(t) = Const -- stałe ciśnienie w głowicy odwiertu;

x(t) = Const — stałe natężenie przepływu.

Dla każdej dziedziny uzasadniając technologiczny sposób działania należy wybrać jedno (bardzo rzadko dwa) z tych kryteriów.

Przy wyborze technologicznych trybów pracy odwiertów, projektowanego pola, niezależnie od tego, jakie kryteria zostaną przyjęte jako główne określające tryb pracy, należy przestrzegać następujących zasad:

Kompletność uwzględnienia cech geologicznych złoża, właściwości płynów nasycających ośrodek porowaty;

Zgodność z wymaganiami ustawy o ochronie środowiska i zasobów naturalnych węglowodorów, gazu, kondensatu i ropy naftowej;

Pełna gwarancja niezawodności systemu „Zbiornik – początek gazociągu” w procesie zagospodarowania złoża;

Maksymalne uwzględnienie możliwości usunięcia wszystkich czynników ograniczających produktywność odwiertów;

Terminowa zmiana wcześniej ustalonych reżimów, które nie są odpowiednie na tym etapie rozwoju pola;

Zapewnienie planowanego wolumenu wydobycia gazu, kondensatu i ropy naftowej przy minimalnych nakładach kapitałowych i kosztach eksploatacji oraz stabilnej pracy całego układu „zbiornik-gazociąg”.

Aby wybrać kryteria technologicznego trybu pracy odwiertów, należy najpierw ustalić czynnik determinujący lub grupę czynników uzasadniających tryb pracy odwiertów projektowych. Jednocześnie projektant powinien zwrócić szczególną uwagę na obecność wód dennych, wielowarstwowość i obecność komunikacji hydrodynamicznej między warstwami, parametr anizotropii, obecność ekranów litologicznych nad obszarem złoża, bliskość wód warstwowych , rezerw i przepuszczalności cienkich, wysoce przepuszczalnych międzywarstw (superzbiorników), stabilności międzywarstw, od wielkości gradacji granicznych, od których zaczyna się niszczenie zbiornika, od ciśnienia i temperatur w układzie „zbiornik-UKPG”, od zmiana właściwości gazu i cieczy pod wpływem ciśnienia, rurociągów i warunków suszenia gazu itp.

4. Obliczenie wydajności studni bezwodnej, zależność wydajności produkcji od stopnia otwarcia zbiornika, parametr anizotropii

W większości formacji gazonośnych przepuszczalność pionowa i pozioma są różne, a z reguły przepuszczalność pionowa k jest znacznie mniejsza niż pozioma k g. Jednak przy małej przepuszczalności pionowej utrudniony jest również przepływ gazu od dołu w obszar wpływu niedoskonałości odwiertu pod względem stopnia otwarcia. Dokładna zależność matematyczna między parametrem anizotropii a wartością dopuszczalnego poboru w przypadku penetracji zbiornika anizotropowego z wodami dennymi nie została ustalona. Stosowanie metod wyznaczania Q pr, opracowanych dla zbiorników izotropowych, prowadzi do znacznych błędów.

Algorytm rozwiązania:

1. Określ parametry krytyczne gazu:

2. Wyznacz współczynnik superściśliwości w warunkach złożowych:

3. Wyznaczamy gęstość gazu w warunkach normalnych, a następnie w warunkach złożowych:

4. Znajdź wysokość słupa wody formacji potrzebną do wytworzenia ciśnienia 0,1 MPa:

5. Wyznacz współczynniki a* i b*:

6. Wyznacz średni promień:

7. Znajdź współczynnik D:

8. Wyznaczamy współczynniki K o , Q* i maksymalne bezwodne natężenie przepływu Q pr.bezv. w zależności od stopnia penetracji złoża h i dla dwóch różne wartości parametr anizotropii:

Wstępne dane:

Tabela 1 - Wstępne dane do obliczenia reżimu bezwodnego.

Tabela 4 - Obliczenia dla reżimu bezwodnego.

5. Analiza wyników obliczeń

W wyniku obliczeń reżimu bezwodnego dla różnych stopni penetracji zbiornika oraz przy wartościach parametru anizotropii równych 0,03 i 0,003 otrzymałem następujące zależności:

Rysunek 1 - Zależność granicznego natężenia przepływu bezwodnego od stopnia penetracji dla dwóch wartości parametru anizotropii: 0,03 i 0,003.

Można stwierdzić, że optymalna wartość otwarcia w obu przypadkach wynosi 0,72. W tym przypadku większe natężenie przepływu będzie przy wyższej wartości anizotropii, to znaczy przy większym stosunku przepuszczalności pionowej do poziomej.

Bibliografia

1. „Instrukcja kompleksowego badania odwiertów gazu i kondensatu gazu”. M: Nedra, 1980. Pod redakcją Zotowa GA Alijewa ZS.

2. Ermilov OM, Remizov V.V., Shirkovsky A.I., Chugunov LS. „Fizyka zbiorników, produkcja i podziemne magazynowanie gazu”. M. Nauka, 1996

3. Aliev Z.S., Bondarenko V.V. Wytyczne do projektowania zagospodarowania złóż gazu i gazu ziemnego. Peczora.: Czas Peczory, 2002 - 896 s.

Podobne dokumenty

Położenie geograficzne, budowa geologiczna, zagazowanie złoża. Analiza wskaźników wydajności zasobów wiertniczych. Obliczenie reżim temperaturowy zidentyfikować natężenie przepływu, przy którym hydraty nie utworzą się na dnie i wzdłuż odwiertu.

praca dyplomowa, dodano 13.04.2015


Schemat produkcja dobrze. Prace prowadzone w trakcie jego opracowywania. Zbiornikowe źródła energii i reżimy odwadniania zbiorników gazowych. Średnie natężenia przepływu metodami eksploatacji odwiertów. Sprzęt zanurzeniowy i powierzchniowy. Warunki towarowe ropy naftowej.

praca kontrolna, dodano 06.05.2013


Charakterystyka geologiczno-fizyczna obiektu. Projekt zagospodarowania odcinka złoża Sutorminskoje metodą Giprowostok-nieft. Schematy rozstawu studni, chwilowe natężenia przepływu w studni. Obliczanie zależności udziału ropy naftowej w produkcji odwiertu.

praca semestralna, dodano 01.13.2011


Analiza wiarygodności złóż rezerw gazu; obsada studni, coroczne pobory z pola, stan nawodnienia. Obliczanie wskaźników zagospodarowania złoża dla wyczerpania w technologicznym trybie eksploatacji odwiertów przy stałym poborze na zbiorniku.

praca semestralna, dodano 27.11.2013


Określenie wymaganej liczby odwiertów dla pola gazowego. Metoda źródeł i ujścia. Analiza zależności natężenia przepływu odwiertu gazowego od jego współrzędnych w sektorze. Rozkłady ciśnienia wzdłuż belki przechodzącej przez górną część sektora, środek odwiertu.

praca semestralna, dodano 03.12.2015


Opis budowy geologicznej złoża. Właściwości fizyczne i chemiczne oraz skład gazu swobodnego. Obliczanie ilości inhibitora tworzenia hydratów dla procesu jego wytwarzania. Technologiczny tryb pracy odwiertu. Obliczanie zasobów złoża gazu z formacji.

praca dyplomowa, dodano 29.09.2014


Metody obliczania bezwodnego okresu eksploatacji odwiertu z uwzględnieniem rzeczywistych właściwości gazu i niejednorodności złoża. Odzysk kondensatu gazowego z osadów z wodami dennymi. Dynamika skumulowanej produkcji gazu i intruzji wody do złoża złoża Srednebotuobinskoye.

praca semestralna, dodano 17.06.2014


Charakterystyka geologiczno-polowa pola naftowego Samotlor. Tektonika i stratygrafia sekcji. Skład i właściwości skał warstw wytwórczych. Etapy zagospodarowania złoża, metody eksploatacji i pomiary otworowe. Przygotowanie oleju w terenie.

raport z praktyki, dodano 12.08.2015


Dobór wyposażenia i dobór zespołów pompowych zespołu odśrodkowego do eksploatacji studni w polu. Sprawdzenie wymiarów średnicowych urządzeń podwodnych, parametrów transformatora i stacji sterowniczej. Opis konstrukcji silnika elektrycznego.

praca semestralna, dodano 24.06.2011


Rozkład ciśnień w części gazowej. Równanie Bernoulliego dla przepływu lepkiej cieczy. Wykresy zależności natężenia przepływu w studni i ciśnienia pierścieniowego od przepuszczalności wewnętrznej strefy pierścieniowej. Formuła Dupuisa dla stałego przepływu w jednorodnym zbiorniku.

Jednym z głównych zadań po zakończeniu wiercenia studni jest obliczenie jej natężenia przepływu. Niektórzy ludzie nie do końca rozumieją, czym jest szybkość przepływu w studni. W naszym artykule zobaczymy, co to jest i jak jest obliczane. Jest to konieczne, aby zrozumieć, czy może zaspokoić zapotrzebowanie na wodę. Obliczenie natężenia przepływu odwiertu jest ustalane przed wydaniem przez organizację wiertniczą paszportu obiektu, ponieważ obliczone przez nich dane i rzeczywiste mogą nie zawsze być zgodne.

Jak ustalić

Wszyscy wiedzą, że głównym celem studni jest zapewnienie właścicielom wody. Wysoka jakość w wystarczającej ilości. Należy to zrobić przed zakończeniem wiercenia. Następnie dane te należy porównać z danymi uzyskanymi podczas poszukiwań geologicznych. Eksploracja geologiczna dostarcza informacji o tym, czy w danym miejscu występuje warstwa wodonośna i jaka jest jej siła.

Ale nie wszystko zależy od ilości wody zalegającej na miejscu, ponieważ wiele decyduje o prawidłowym ułożeniu samej studni, jak została zaprojektowana, na jakiej głębokości, jak wysokiej jakości jest sprzęt.

Dane podstawowe do ustalania obciążenia

Aby określić produktywność studni i jej zgodność z potrzebami wody, pomocne będzie prawidłowe określenie natężenia przepływu studni. Innymi słowy, czy wystarczy wody z tej studni na potrzeby domowe.

Poziom dynamiczny i statyczny

Zanim dowiesz się, jakie jest natężenie przepływu wody w studni, musisz uzyskać więcej danych. W tym przypadku mówimy o wskaźnikach dynamicznych i statycznych. Czym one są i jak są obliczane, teraz powiemy.

Ważne jest, aby debet był wartością niestałą. Zależy to całkowicie od zmiany sezonowe i kilka innych okoliczności. Dlatego niemożliwe jest dokładne ustalenie jego wskaźników. Oznacza to, że musisz użyć przybliżonych liczb. Ta praca jest wymagana, aby ustalić, czy określone zaopatrzenie w wodę wystarcza do normalnych warunków życia.

Poziom statyczny pokazuje, ile wody znajduje się w studni bez pobierania próbek. Taki wskaźnik jest brany pod uwagę poprzez pomiar od powierzchni ziemi do lustra wody. Należy określić, kiedy woda przestanie podnosić się z następnego ogrodzenia.

Wskaźniki produkcji polowej

Aby informacja była obiektywna, musisz poczekać do momentu, gdy woda zostanie zebrana do poprzedniego poziomu. Dopiero wtedy możesz kontynuować swoje badania. Aby informacja była obiektywna, wszystko musi być zrobione konsekwentnie.

Aby określić natężenie przepływu, musimy ustawić wskaźniki dynamiczne i statyczne. Biorąc pod uwagę, że dla dokładności konieczne będzie kilkakrotne obliczenie wskaźnika dynamicznego. Podczas obliczeń konieczne jest pompowanie z różną intensywnością. W takim przypadku błąd będzie minimalny.

Jak obliczane jest obciążenie?

Aby nie zastanawiać się, jak zwiększyć przepływ studni po jej oddaniu do eksploatacji, wymagane jest wykonanie obliczeń tak dokładnie, jak to możliwe. W przeciwnym razie w przyszłości może zabraknąć wody. A jeśli z czasem studnia zacznie się zamulać, a uzysk wody będzie się dalej zmniejszał, problem będzie się tylko pogłębiał.

Jeśli twoja studnia ma głębokość około 80 metrów, a strefa, w której zaczyna się woda, znajduje się 75 metrów od powierzchni, wskaźnik statyczny (Hst) będzie na głębokości 40 metrów. Takie dane pomogą nam obliczyć, jaka jest wysokość słupa wody (Hw): 80 - 40 \u003d 40 m.

Istnieje bardzo prosty sposób, ale jego dane nie zawsze są prawdziwe, sposób na określenie debetu (D). Aby go zainstalować, należy wypompowywać wodę przez godzinę, a następnie zmierzyć poziom dynamiczny (Hd). Jest to całkiem możliwe, aby zrobić to samodzielnie, korzystając z następującego wzoru: D \u003d V * Hw / Hd - Hst. Intensywność pompowania m 3 / godzinę wskazuje V.

W tym przypadku np. wypompowałeś 3 m 3 wody w ciągu godziny, poziom spadł o 12 m, następnie poziom dynamiczny wyniósł 40 + 12 = 52 m. Teraz możemy przenieść nasze dane do wzoru i otrzymać debet, który wynosi 10 m 3 / godz.

Prawie zawsze ta metoda służy do obliczania i wprowadzania do paszportu. Ale nie jest to zbyt dokładne, ponieważ nie biorą pod uwagę zależności między intensywnością a indeksem dynamicznym. Oznacza to, że nie biorą pod uwagę ważnego wskaźnika - mocy. sprzęt pompujący. Jeśli użyjesz mniej lub bardziej wydajnej pompy, wskaźnik ten będzie się znacznie różnić.

Za pomocą liny z pionem możesz określić poziom wody

Jak już powiedzieliśmy, aby uzyskać bardziej wiarygodne obliczenia, konieczne jest kilkukrotne zmierzenie poziomu dynamicznego za pomocą pomp. inna moc. Tylko w ten sposób wynik będzie najbliższy prawdy.

Aby wykonać obliczenia tą metodą, po pierwszym pomiarze należy odczekać, aż poziom wody powróci do poprzedniego poziomu. Następnie wypompuj wodę przez godzinę pompą o innej mocy, a następnie zmierz wskaźnik dynamiczny.

Na przykład było to 64 m, a objętość pompowanej wody 5 m 3. Dane, które otrzymaliśmy podczas dwóch pobrań próbek, pozwolą nam uzyskać informacje za pomocą następującego wzoru: Du = V2 - V1 / h2 - h1. V - z jaką intensywnością wykonano pompowanie, h - o ile spadł poziom w porównaniu ze wskaźnikami statycznymi. Dla nas wyniosły one 24 i 12 m. W ten sposób otrzymaliśmy natężenie przepływu 0,17 m 3 / godzinę.

Określone natężenie przepływu w odwiercie pokaże, jak zmieni się rzeczywiste natężenie przepływu, jeśli poziom dynamiczny wzrośnie.

Aby obliczyć rzeczywisty debet, używamy następującego wzoru: D = (Hf - Hst) * Du. Hf pokazuje górny punkt, w którym rozpoczyna się pobór wody (filtr). Za ten wskaźnik wzięliśmy 75 m. Podstawiając wartości do wzoru, otrzymujemy wskaźnik równy 5,95 m 3 / godzinę. Tak więc wskaźnik ten jest prawie dwa razy mniejszy niż zapisany w paszporcie studni. Jest bardziej niezawodny, więc musisz się na nim skupić, gdy ustalasz, czy masz wystarczającą ilość wody, czy potrzebujesz zwiększenia.

Dzięki tym informacjom możesz ustawić średnie natężenie przepływu w studni. Pokaże, jaka jest dzienna produktywność studni.

W niektórych przypadkach budowa studni odbywa się przed wybudowaniem domu, więc nie zawsze można obliczyć, czy będzie wystarczająco dużo wody, czy nie.

Aby nie rozwiązywać problemu, jak zwiększyć debet, musisz zażądać natychmiastowego wykonania prawidłowych obliczeń. W paszporcie należy podać dokładne informacje. Jest to konieczne, aby w przypadku wystąpienia problemów w przyszłości możliwe było przywrócenie poprzedniego poziomu poboru wody.

TakNIE

1

Metody wyznaczania granicznych prędkości przepływu bezwodnego w odwiertach gazowych w obecności ekranu i interpretacji wyników badań takich odwiertów nie zostały wystarczająco rozwinięte. Do tej pory nie zbadano również w pełni kwestii możliwości zwiększenia maksymalnych prędkości przepływu bezwodnego w studniach, które otwierają formacje gazonośne z wodami dennymi poprzez tworzenie sztucznego ekranu. W artykule przedstawiono analityczne rozwiązanie tego problemu oraz rozpatrzono przypadek, gdy studnia niedoskonała penetrowała jednorodnie anizotropowy okrągły zbiornik z wodami dennymi i jest eksploatowana w obecności nieprzepuszczalnej przesłony. Opracowano przybliżoną metodę obliczania granicznych prędkości przepływu gazu bezwodnego w pionowych odwiertach gazowych z nieliniowym prawem filtracji, ze względu na obecność nieprzepuszczalnego ekranu dennego. Ustalono, że wartość granicznego natężenia przepływu bezwodnego zależy nie tylko od wielkości sita, ale także od jego położenia wzdłuż pionu nasyconego gazem złoża; wyznacza się optymalne położenie sita, które charakteryzuje się największym przepływem krańcowym. Praktyczne obliczenia wykonane są na konkretnych przykładach.

metoda obliczeniowa

szybkość przepływu bezwodnego

studnia pionowa

studnia gazowa

1. Karpow V.P., Sherstnyakov V.F. Charakter przenikalności faz na podstawie danych terenowych. NTS do produkcji ropy naftowej. – M.: GTTI. - Nr 18. - S. 36-42.

2. Telkov A.P. Hydrodynamika podziemna. - Ufa, 1974. - 224 s.

3. Telkov AP, Grachev S.I. oraz inne Cechy zagospodarowania pól naftowych i gazowych (Część II). - Tiumeń: od-w OOONIPIKBS-T, 2001. - 482 s.

4. Telkov A.P., Stklyanin Yu.I. Tworzenie stożków wodnych podczas wydobycia ropy i gazu. – M.: Nedra, 1965.

5. Stklyanin Yu.I., Telkov A.P. Dopływ do odpływu poziomego i studni niedoskonałej w pasmowym zbiorniku anizotropowym. Obliczanie granicznych prędkości przepływu bezwodnych. PMTF Akademii Nauk ZSRR. - nr 1. - 1962.

Ten artykuł zawiera analityczne rozwiązanie tego problemu i rozważa przypadek, gdy niedoskonała studnia penetruje jednolicie anizotropowy okrągły zbiornik z wodą denną i jest eksploatowana w obecności nieprzepuszczalnego ekranu (Rysunek 1). Uważamy, że gaz jest rzeczywisty, ruch gazu jest stały i podlega nieliniowemu prawu filtracji.

Ryc.1. Trójstrefowy schemat dopływu gazu do studni niedoskonałej z ekranem

W oparciu o przyjęte warunki równania dopływu gazu do odwiertu odpowiednio w strefach I, II, III będą miały postać:

; ; (2)

; ; , (3)

gdzie aib są określone wzorami. Pozostałe oznaczenia pokazano na schemacie (patrz rysunek 1). Równania (2) i (3) w tym przypadku opisują dopływ do studni powiększonych odpowiednio o promieniach rе i (re+ho).

Warunek stabilności na granicy faz gaz-woda (patrz wiersz CD) zgodnie z prawem Pascala jest zapisany równaniem

gdzie ρw to gęstość wody, to ciśnienie kapilarne jako funkcja nasycenia wodą na granicy faz gaz-woda.

Rozwiązując łącznie (1)-(3), po serii przekształceń otrzymujemy równanie dopływu

Z łącznego rozwiązania (2) i (4) otrzymujemy równanie kwadratowe dla bezwymiarowego granicznego natężenia przepływu , którego jeden z pierwiastków, uwzględniając (7) i po szeregu przekształceń, przedstawia wyrażenie:

Gdzie (7)

(8)

Przejście do wymiarowego granicznego natężenia przepływu bezwodnego odbywa się zgodnie ze wzorami:

(9)

gdzie jest średnim ważonym ciśnieniem w złożu gazu.

Tabela 1

Wartości oporów filtracji ze względu na sitko na dole

Dodatkowe opory filtracji I , wywołane przez ekran, są obliczane na komputerze według wzorów (6), tabelaryczne (tabela 1) i prezentowane w postaci wykresów (rysunek 2). Funkcja (6) jest obliczana na komputerze i przedstawiana graficznie na (Rysunek 3). Maksymalny spadek można ustawić zgodnie z równaniem dopływu (4.4.4) przy Q=Qpr.

Ryc.2. Odporność na filtrację I , ze względu na ekran na stabilnej granicy faz gaz-woda

Ryc.3. Zależność bezwymiarowego granicznego natężenia przepływu qpr od względnego otwarcia przy parametrach ρ=1/ć* i α

Na rysunku 3 przedstawiono zależności bezwymiarowego granicznego natężenia przepływu q od stopnia otwarcia przy parametrach Re i α. Krzywe pokazują, że wraz ze wzrostem rozmiaru ekranu (<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.

Przykład. Korek gazowy jest opróżniany w kontakcie z wodą podeszwową. Wymagane jest określenie: maksymalnego natężenia przepływu odwiertu gazowego, który ogranicza przebicie GWC do dna, oraz maksymalnego natężenia przepływu w obecności nieprzepuszczalnej przesłony.

Dane wstępne: Рpl=26,7 MPa; K=35,1 10-3 µm2; Ro=300m; ho=7,2m; =0,3; =978kg/m3; =210 kg/m3 (w warunkach zbiornikowych); æ*=6,88; =0,02265 MPa·s (w warunkach zbiornikowych); Tm=346 K; Tst=293 K; Rat = 0,1013 MPa; re=ho=7,2m i re=0,5ho=3,6m.

Definiowanie parametru umieszczania

Z wykresów znajdujemy bezwymiarowe graniczne natężenie przepływu bezwodnej cieczy q(ρо,)q(6,1;0,3)=0,15.

Zgodnie ze wzorem (9) obliczamy:

Qo=52,016 tys. m3/dobę; tys m3/dobę

Określamy bezwymiarowe parametry w obecności ekranu:

Zgodnie z wykresami (patrz rysunek 2) lub tabelą znajdujemy dodatkowe opory filtracji: С1= С1(0,15;0,3;1)=0,6; C2=C2(0,15;0,3;1)=3,0.

Ze wzoru (7) znajdujemy bezwymiarowy parametr α=394,75.

Ze wzoru (9) obliczamy natężenie przepływu, które wyniosło Qo47,9 tys. m3/dobę.

Obliczenia według wzorów (7) i (8) dają: Х=51,489 i Y=5,773·10-2.

Bezwymiarowe graniczne natężenie przepływu obliczone ze wzoru (6) wynosi q=1,465.

Ze względu na ekran ograniczające wymiarowo natężenie przepływu określamy ze stosunku Qpr \u003d qQo \u003d 1,465 47 970,188 tys. m3 / dzień.

Szacowany maksymalny przepływ bez sita o podobnych parametrach początkowych wynosi 7,8 tys. m3/dobę. Zatem w rozpatrywanym przypadku obecność sita zwiększa przepływ krańcowy prawie 10-krotnie.

Jeżeli przyjmiemy re = 3,6 m; te. dwukrotnie mniejszą od grubości nasyconej gazem, wówczas uzyskujemy następujące parametry projektowe:

2; C1=1,30; C2=5,20; X=52,45; Y=1,703 10-2; q=0,445 i Qpr=21,3 tys. m3/dobę. W tym przypadku krańcowe natężenie przepływu wzrasta tylko 2,73 razy.

Należy zauważyć, że wartość krańcowego natężenia przepływu zależy nie tylko od wielkości sita, ale także od jego położenia wzdłuż pionu zbiornika nasyconego gazem, tj. od względnego otworu zbiornika, jeżeli ekran znajduje się bezpośrednio przed otworem dennym. Badanie rozwiązania (6) wykazało, że istnieje optymalne położenie sita w zależności od parametrów ρ, α, Re, które odpowiada największemu przepływowi krańcowemu. W rozpatrywanym problemie optymalne otwarcie wynosi =0,6.

Przyjmujemy ρ=0,145 i =1. Zgodnie z powyższą metodą otrzymujemy obliczone parametry: С1=0,1; C2=0,5; X=24,672; Y=0,478.

Określamy bezwymiarowe obciążenie:

q=24,672(-1) 5,323.

Graniczne natężenie przepływu określa wzór (9)

Qpr \u003d qQo \u003d 5,323 · 103 \u003d 254,94 tys. M3 / dzień.

Zatem natężenie przepływu wzrosło 3,6 razy w porównaniu z względnym otwarciem = 0,3.

Opisany tutaj sposób wyznaczania granicznego natężenia przepływu bezwodnego jest przybliżony, ponieważ uwzględnia stabilność stożka, którego wierzchołek osiągnął już promień sita re.

Z powyższych rozwiązań otrzymujemy wzory na wyznaczenie q() dla niedoskonałego odwiertu gazowego w warunkach nieliniowego prawa filtracji z uwzględnieniem dodatkowych oporów filtracyjnych. Wzory te będą również przybliżone i oblicza się z nich przeszacowaną wartość granicznego natężenia przepływu bezwodnego.

Aby skonstruować dwuczłonowe równanie dopływu gazu w warunkach skrajnie stabilnego stożka wody dennej, konieczna jest znajomość oporów filtracji w tych warunkach. Można je wyznaczyć na podstawie teorii stabilnego formowania stożka Musketa-Charny'ego. Równanie linii prądu ograniczającej obszar ruchu przestrzennego do studni niedoskonałej w zbiorniku jednorodnie anizotropowym, gdy wierzchołek stożka już przebił się na dno studni, zgodnie z teorią ruchu bezciśnieniowego, piszemy w formularzu

(10)

gdzie q= - bezwymiarowe graniczne natężenie przepływu bezwodnego, określone przez podane (znane) przybliżone wzory i wykresy; jest parametrem bezwymiarowym.

Wyrażając szybkość filtracji przez natężenie przepływu , podstawiając równanie rozdziału faz (10) do równania różniczkowego (1), uwzględniając prawo stanu gazowego i całkując nadciśnienie P i promień r w odpowiednich granicach, otrzymujemy dopływ równanie postaci (12) i wzoru (13), w którym należy przyjąć:

; , (11)

(12)

gdzie Li(x) jest logarytmem całkowym, który jest powiązany z funkcją całkową zależnością .

(13)

Dla x>1 całka (13) jest rozbieżna w punkcie t=1. W tym przypadku Li(x) należy rozumieć jako wartość całki niewłaściwej. Ponieważ metody wyznaczania bezwymiarowych granicznych prędkości przepływu bezwodnego są dobrze znane, nie ma oczywiście potrzeby zestawiania funkcji (11) i (12) w tabelach.

1. Opracowano przybliżoną metodę obliczania granicznych prędkości przepływu bezwodnego w pionowych odwiertach gazowych z nieliniowym prawem filtracji, ze względu na obecność nieprzepuszczalnego ekranu dennego. Bezwymiarowe graniczne natężenia przepływu i odpowiadające im dodatkowe opory filtracji są obliczane na komputerze, wyniki są zestawiane w tabelaryczne i przedstawiane odpowiednie zależności graficzne.

2. Ustalono, że wartość granicznego natężenia przepływu bezwodnego zależy nie tylko od wielkości sita, ale także od jego położenia wzdłuż pionu złoża nasyconego gazem; wyznacza się optymalne położenie sita, które charakteryzuje się największym przepływem krańcowym.

3. Praktyczne obliczenia wykonano na konkretnym przykładzie.

Recenzenci:

Grachev S.I., doktor nauk technicznych, profesor, kierownik Katedry „Zagospodarowania i Eksploatacji Złóż Ropy i Gazu”, Instytut Geologii i Wydobycia Ropy i Gazu, FGBOU Tsogu, Tiumeń;

Sokhoshko S.K., doktor nauk technicznych, profesor, profesor Katedry „Zagospodarowania i Eksploatacji Złóż Ropy i Gazu”, Instytut Geologii i Wydobycia Ropy i Gazu, FGBOU Tsogu, Tiumeń.

Link bibliograficzny

Kashirina KO, Zaboeva MI, Telkov AP METODA OBLICZANIA OGRANICZONYCH WARTOŚCI BEZWODNYCH W PIONOWYCH ODWIEDNIACH GAZOWYCH ZGODNIE Z NIELINIOWYM PRAWEM FILTRACYJNYM I OBECNOŚCIĄ OSŁONY // Współczesne problemy nauka i edukacja. - 2015 r. - nr 2-2.;
URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=22002 (data dostępu: 01.02.2020). Zwracamy uwagę na czasopisma wydawane przez wydawnictwo „Akademia Historii Naturalnej”

Wzór do obliczania natężenia przepływu szybu naftowego jest niezbędny nowoczesny świat. Wszystkie przedsiębiorstwa, które wydobywają produkty naftowe, muszą obliczyć debet dla swoich dzieci. Wiele osób korzysta z formuły Dupuis, francuskiego inżyniera, który poświęcił wiele lat na badanie ruchu. wody gruntowe. Jego formuła pomoże ci łatwo zrozumieć, czy wydajność danego źródła pieniędzy na sprzęt dobrze.

Jakie jest natężenie przepływu w szybie naftowym?

Obciążenie - objętość płynu dostarczanego przez studnię przez określoną jednostkę czasu. Wielu zaniedbuje jego obliczenia podczas instalowania sprzętu pompującego, ale może to być śmiertelne dla całej konstrukcji. Wartość całkowitą określającą ilość oleju oblicza się za pomocą kilku wzorów, które zostaną podane poniżej.

Natężenie przepływu jest często określane jako wydajność pompy. Ale ta cecha jest trochę poza definicją, ponieważ wszystkie właściwości pompy mają swoje własne błędy. A pewna objętość cieczy i gazów czasami zasadniczo różni się od zadeklarowanej.

Początkowo wskaźnik ten należy obliczyć, aby wybrać sprzęt do pompowania. Kiedy wiesz, jaka jest produktywność witryny, możliwe będzie natychmiastowe wykluczenie kilku nieodpowiednich jednostek z listy wyposażenia do wyboru.

Konieczne jest obliczenie natężenia przepływu w przemyśle naftowym, ponieważ obszary o niskiej produktywności będą nieopłacalne dla każdego przedsiębiorstwa. A niewłaściwie dobrana jednostka pompująca, z powodu chybionych obliczeń, może przynieść firmie straty, a nie oczekiwany zysk ze studni.

Jest to obowiązkowe do obliczeń we wszystkich typach przedsiębiorstw wydobywających ropę - nawet natężenia przepływu w pobliskich studniach mogą zbytnio różnić się od nowych. Najczęściej ogromna różnica polega na wartościach podstawionych we wzorach do obliczeń. Na przykład przepuszczalność zbiornika może się znacznie różnić na kilometr pod ziemią. Przy słabej przepuszczalności wskaźnik będzie mniejszy, co oznacza, że ​​\u200b\u200brentowność odwiertu spadnie wykładniczo.

Natężenie przepływu szybu naftowego powie Ci nie tylko, jak wybrać odpowiedni sprzęt, ale także gdzie go zainstalować. Instalacja nowej platformy wiertniczej to ryzykowne przedsięwzięcie, ponieważ nawet najmądrzejsi geolodzy nie są w stanie rozwikłać tajemnic ziemi.

Tak, powstały tysiące modeli profesjonalnego sprzętu, które określają wszystkie niezbędne parametry do wiercenia nowego odwiertu, ale dopiero wynik widoczny po tym procesie będzie w stanie pokazać prawidłowe dane. Na ich podstawie warto obliczyć opłacalność konkretnego serwisu.

Metody obliczania natężenia przepływu w studni.

Istnieje tylko kilka metod obliczania natężenia przepływu pola naftowego - standardowa i Dupuis. Formuła osoby, która studiowała ten materiał i wyprowadzała formułę przez prawie całe swoje życie, pokazuje wynik znacznie dokładniej, ponieważ zawiera znacznie więcej danych do obliczeń.

Wzór do obliczania natężenia przepływu w studni

Do obliczeń zgodnie ze standardową formułą - D \u003d H x V / (Hd - Hst) potrzebne są tylko następujące informacje:

• Wysokość słupa wody;
• wydajność pompy;
• Poziom statyczny i dynamiczny.

Poziom statyczny to w tym przypadku odległość od początku wód gruntowych do pierwszych warstw gruntu, a poziom dynamiczny to wartość bezwzględna uzyskana z pomiaru poziomu wody po przepompowaniu.

Istnieje również koncepcja optymalnego wskaźnika tempa produkcji pola naftowego. Określa się go zarówno dla ogólnego ustalenia poziomu poboru pojedynczego odwiertu, jak i całego zbiornika jako całości. Wzór na obliczenie średniego poziomu depresji pola określa się jako P zab=0. Natężenie przepływu jednego odwiertu, które uzyskano przy optymalnym wydobyciu, będzie optymalnym natężeniem przepływu odwiertu naftowego.

Jednak taki wzór i sam wskaźnik optymalnego natężenia przepływu nie są stosowane w każdej dziedzinie. W wyniku mechanicznego i fizycznego nacisku na formację część wewnętrznych ścian szybów naftowych może się zawalić. Z tych powodów często konieczne jest mechaniczne zmniejszenie potencjalnego natężenia przepływu w celu zachowania ciągłości procesu wydobycia ropy i zachowania wytrzymałości ścian.

Jest to najprostszy wzór obliczeniowy, który nie będzie w stanie dokładnie uzyskać prawidłowego wyniku - wystąpi duży błąd. Aby uniknąć błędnych obliczeń i nakierować się na uzyskanie dokładniejszego wyniku, skorzystaj ze wzoru Dupuis, w którym musisz wziąć znacznie więcej danych niż w przedstawionym powyżej.

Ale Dupuis nie był sprawiedliwy inteligentna osoba, ale też znakomity teoretyk, opracował więc dwie formuły. Pierwszy dotyczy potencjalnej produktywności i przewodności hydraulicznej generowanej przez pompę i pole naftowe. Drugi dotyczy nieidealnego pola i pompy wraz z ich rzeczywistą wydajnością.

Rozważ pierwszą formułę:

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

Ten wzór na potencjalną wydajność obejmuje:

N0 – produktywność potencjalna;

Kh/u to współczynnik określający właściwość przewodności hydraulicznej zbiornika oleju;

B to współczynnik rozszerzalności objętościowej;

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

Rk jest promieniem zasilania pętli;

Rc to promień bitowy odwiertu pod względem odległości do spenetrowanej formacji.

Druga formuła wygląda następująco:

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

Ten wzór na rzeczywistą produktywność pola jest obecnie używany przez absolutnie wszystkie firmy, które wiercą szyby naftowe. Zmienia tylko dwie zmienne:

N - rzeczywista produktywność;

S-skin factor (parametr oporu filtracji dla przepływu).

W niektórych metodach, aby zwiększyć tempo produkcji pól naftowych, wykorzystuje się technologię szczelinowania hydraulicznego minerałami. Wynika to z powstawania pęknięć mechanicznych w skale produkcyjnej.

Naturalny proces zmniejszania tempa produkcji pól naftowych zachodzi ze wskaźnikiem 1-20 procent rocznie, na podstawie wstępnych danych tego wskaźnika na początku odwiertu. Zastosowane i opisane powyżej technologie mogą zintensyfikować wydobycie ropy z odwiertu.

Okresowo można przeprowadzić mechaniczną regulację natężenia przepływu szybów naftowych. Charakteryzuje się wzrostem ciśnienia dennego, co prowadzi do spadku produkcji i wysokiego wskaźnika możliwości pojedynczego złoża.

Metodę obróbki kwasem termicznym można również zastosować w celu zwiększenia wydajności i szybkości produkcji. Za pomocą kilku rodzajów roztworów, takich jak kwaśna ciecz, elementy złoża oczyszczane są z osadów smoły, soli i innych składników chemicznych, które zakłócają jakość i sprawne przejście urabianej skały.

Kwaśny płyn początkowo penetruje studnię i wypełnia obszar przed formacją. Następnie przeprowadzany jest proces zamykania zaworu i pod ciśnieniem kwaśny roztwór wnika w głąb złoża. Pozostałe części tego płynu są myte olejem lub wodą po kontynuowaniu operacji produkcyjnej.

Obliczenia natężenia przepływu należy przeprowadzać okresowo, aby stworzyć strategię wektorowego rozwoju przedsiębiorstwa produkującego ropę.

Cóż, obliczenie wydajności