Уравнение дюпюи для газовых скважин

Видео:Вызов притока и освоение скважин. Методы вызова притока. НефтянкаСкачать

Формула дюпюи и дарси с расшифровкой

Видео:Как рассчитать ДЕБИТ скважины? Разбор на реальном примереСкачать

Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение

Совершенная скважина вскрывает пласт на всю его мощность и при этом вся поверхность скважины является фильтрующей.

Установившийся одномерный поток жидкости или газа реализуется в том случае, когда давление и скорость фильтрации не изменяются во времени, а являются функциями только одной координаты, взятой вдоль линии тока.

Плоскопараллельное течение имеет место в прямоугольном горизонтальном пласте длиной L с постоянной мощностью h. Жидкость движется фронтом от прямолинейного контура питания с давлением р_кк галерее скважин (скважины расположены на одной прямой праллельной контуру питания в виде цепочки на одинаковом расстоянии друг от друга) шириной (длиной галереи)Вс одинаковым давлением на забоях скважинр_г(рис. 4). При такой постановке задачи площадь фильтрации будет постоянной и равнаS=Bh, а векторы скорости фильтрации параллельны между собой.

Плоскорадиальный потоквозможен только к гидродинамически совершенной скважине радиусом r_с. которая вскрыла пласт мощностьюhс круговым контуром питания радиусомR_к. а давления на скважине и контуре питания равныр_сир_ксоответственно.

Формулу называют формулой Дюпюи . По ней определяется объемный дебит одиночной скважины в пластовых условиях.При подъеме нефти в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти. Кроме того, на практике чаще всего используется массовый дебит (т/сут.) С учётом этого коэффициента формула записывается

где k-коэффициент проницаемости, дарси; h — мощность пласта, см; Рк и Рс — давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс — радиусы контура питания и скважины, см; μ — вязкость жидкости, сантипуазы; Qr — дебит скважины, см3/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.

продуктивность — этокоэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче.

По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии: где — коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)], — дебит скважины [м³/сут], — депрессия [МПа], — пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа], — забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты и по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности по газу связан с фильтрационным коэффициентом соотношением:

Индикаторная диаграмма — для различных поршневых механизмов графическая зависимость давления в цилиндре от хода поршня (или в зависимости от объёма, занимаемого газом или жидкостью в цилиндре). Индикаторные диаграммы строятся при исследовании работы поршневых насосов, двигателей внутреннего сгорания, паровых машин и других механизмов.

185.154.22.52 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам.

Видео:Выброс во время бурения (веб камера). Глубокое бурение на нефть и газСкачать

Жидкости. Формула Дюпюи

При плоскорадиальном движении векторы скорости фильтрации направлены по радиусам к оси скважины, поэтому давление и скорость фильтрации зависят только от одной коор­динаты r. При этом во всех горизонтальных плоскостях поле скоростей и давлений будет одинаковым.

Частным случаем плоскорадиального фильтрационного потока яв­ляется приток к гидродинамически совершенной скважине. вскрывшей горизонтальный пласт бесконечной протяженности, мощностью h и сообщающейся с пластом через пол­ностью открытую боковую поверхность цилиндра, отделяющую ствол скважины от продуктивного пласта.

Поток будет также плоскорадиальным при притоке к совершенной скважине радиуса (или оттоке от скважины), расположенной в центре ограниченного горизонтального ци­линдрического пласта мощностью h и радиусом R_K (рис. 4.5). Если на внешней границе пласта, совпадающей с контуром питания, поддерживается постоянное давление . а на забое скважины постоянное давление . пласт однороден по пори­стости и проницаемости, фильтрация происходит по закону Дарси, то объемный дебит скважины определится по формуле Дюпюи:

где — динамический коэффициент вязкости.

Рис. 4.5. Расчетная схема при плоско-радиальном движении

Закон распределения давления определяется по одной из формул:

Линия называется депрессионной кривой давления. Характерно, что при приближении к скважине градиенты давления и скорости фильтрации резко возрастают. При построении карты изобар следует учитывать, что радиусы изобар изменяются геометрической прогрессии, в то время, как давление на изобарах изменяется в арифметической прогрессии.

Индикаторная линия — зависимость дебита скважины от депрессии р=р_{к —} р_с , при притоке к скважине в условиях справедливости закона Дарси представляет собой прямую линию, определяемую уравнением Q = Kp.

численно равен дебиту при депрессии, равной единице.

Закон движения частиц вдоль линии тока, если при t = 0 частица находилась в точке с координатой . описывается уравнением.

Средневзвешенное по объему порового пространства Ω пластовое давление

Подставляя выражение для р (4.28), выполняя интегрирование пренебрегая всеми членами, содержащими . получим

Несложно заметить, что индикаторная линия при нарушеннии закона Дарси является параболой.

Если фильтрация происходит по закону Краснопольского, то дебит определяется по формуле

Видео:Поджог скважиныСкачать

Уравнения притока жидкости в скважине. Формула Дюпюи

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Так, как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному за­кону фильтрации — закону Дарси.

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле

где Q — дебит скважины (объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени); k — проницаемость пла­ста; h — толщина пласта; Рпл — пластовое давление; Рз — забой­ное давление в скважине; — вязкость жидкости; R_K и r_с — радиусы контура питания и скважины, соответственно.

а. Формула (4.8), называемая формулой Дюпюи, широко ис­пользуется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин (скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (а)).

б. Гидродинамически несовершенная по степени вскрытия — Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину (б).

в. Гидродинамически не­совершенная по характеру вскрытия — Скважина, вскрывшая пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредст­вом перфорации ( в).

г. Есть скважины и с двой­ным видом несовершенства — как по степени, так и по харак­теру вскрытия (г).

Вблизи ствола гидродинамической несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока и воз­никают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости.

Видео:Способы эксплуатации нефтяных скважинСкачать

Как правильно рассчитать дебит скважины?

Дебит – ключевая характеристика любой скважины. Под этим понятием подразумевают то количество воды, нефти, либо газа, которое источник может выдать за условную единицу времени – одним словом, его производительность. Измеряется этот показатель в литрах за минуту, либо в кубометрах за час.

Прокачанная скважина для воды на участке

Расчет дебита необходим как при обустройстве бытовых водоносных скважин, так и в газодобывающей и нефтяной промышленности — каждая классификация при этом имеет определенную формулу для вычислений.

Видео:Конструкция скважиныСкачать

1 Зачем нужно делать расчет дебита скважины?

Если вы знаете дебит своей скважины, то сможете без проблем подобрать оптимальное насосное оборудование, так как мощность насоса должна точно соответствовать продуктивности источника. К тому же, в случае возникновения каких-либо проблем, правильно заполненный паспорт скважины очень поможет ремонтной бригаде выбрать подходящий способ её восстановления

Исходя из показателей дебита, выполняется классификация скважин на три группы:

• Низкодебитные (меньше 20 м³/сутки);
• Среднедебитные (от 20 до 85 м³/сутки);
• Высокодебитные (свыше 85 м³/сутки).

В газовой и нефтедобывающей промышленности эксплуатация малодебитных скважин нерентабельна. Поэтому предварительное прогнозирование их дебита является ключевым фактором, который определяет, будет ли выполняться бурение новой газовой скважины на разрабатываемой территории.

Для определения такого параметра в газовой промышленности имеется определенная формула (которая будет приведена ниже).
к меню ↑

1.1 Как сделать расчет дебита артезианской скважины?

Для выполнения расчетов вам необходимо узнать два параметра источника – статический и динамический уровни воды.

Для этого вам понадобится веревочка, с объемным грузиком на конце (таким, чтобы при касании к водной поверхности был отчетливо слышен всплеск).

Процедура замера уровня воды в скважине

Измерить показатели можно по истечению одного дня после окончания обустройства скважины. Выждать сутки после завершения бурения и промывки необходимо для того количество жидкости в скважине стабилизировалось. Делать замер раньше не рекомендуется — результат может быть неточным, так как в первые сутки происходит постоянное увеличение максимального уровня воды.

По истечению необходимого времени выполните замер. Делать это нужно по глубине обсадной колонны – определите, какую длину имеет часть трубы, в которой отсутствует вода. Если скважина сделана согласно всем технологическим требованиям, то статический уровень воды в ней будет всегда выше, чем верхняя точка фильтрующего участка.

Динамический уровень – это непостоянный показатель, который будет меняться в зависимости от условий эксплуатации скважины. Когда осуществляется забор воды с источника, её количество в обсадной колонне постоянно уменьшается.В случае, когда интенсивность забора воды не превышает продуктивность источника, то спустя какое-то время вода стабилизируется на определенном уровне.

Исходя из этого, динамическим уровнем жидкости в скважине является показатель высоты водного столба, который будет держаться при постоянном заборе жидкости с заданной интенсивностью. При использовании погружных насосов разной мощности динамический уровень воды в скважине будет отличаться.

Оба эти показателя измеряются в «метрах от поверхности», то есть чем ниже фактическая высота столба воды в осадной колонне, тем меньшим будет динамический уровень. На практике расчет динамического уровня воды помогает выяснить, на какую максимальную глубину может быть опущен погружной насос.

Расчет динамического уровня воды осуществляется в два этапа — нужно выполнить средний и интенсивный водозабор.Производите замер после того, как насос беспрерывно проработал один час.

Определив оба фактора, вы уже можете получить ориентировочную информацию по дебиту источника – чем меньше разница между статическим и динамическим уровнем, тем большим является дебит скважины. У хорошей артезианской скважины эти показатели будут идентичными, а средний по производительности источник имеет 1-2 метра разницы.

Процесс бурения скважины

Расчет дебита скважины может производиться несколькими способами. Вычислять дебит проще всего по следующей формуле: V*Hв/Hдин – Hстат.

• V– интенсивность отбора воды при замере динамического уровня скважины;
• Н_дин – динамический уровень;
• Н_стат – статический уровень;
• Н_в – высота столба воды в обсадной колонне (разница между общей высотой обсадной колонны и статическим уровнем жидкости)

Как определить дебит скважины на практике: возьмем в качестве примера скважину, высота которой составляет 50 метров, при этом перфорированная зона фильтрации расположена на 45-ти метровой глубине. Замер показал статический уровень воды глубиною 30 метров. Исходя из этого, определяем высоту столба воды: 50-30=20 м.

Чтобы определить динамический показатель, предположим, что за один час работы насосом из источника было откачано два кубометра воды. После этого замер показал, что высота столба воды в скважине стала меньше на 4 метра (произошло увеличение динамического уровня на 4 м)

То есть, Н_дин = 30+4=34 м.

Для того чтобы свести возможные погрешности расчета к минимуму, после первого измерения нужно выполнить расчет удельного дебита, с помощью которого можно будет рассчитать реальный показатель. Для этого, после первого забора жидкости, необходимо дать источнику время на заполнения, чтобы уровень столба воды поднялся до статического показателя.

После чего выполняем забор воды с большей интенсивностью, чем первый раз, и повторно делаем замер динамического показателя.

Для демонстрации расчета удельного дебита используем такие условные показатели: V2 (интенсивность откачки) – 3 м³, если предположить, что при интенсивности откачки в 3 кубометра за час, Ндин составляет 38 метров, то 38-30 = 8 (h2 = 8).

Процесс монтажа глубинного насоса в скважину

Удельный дебит рассчитывается по формуле: Du = V₂ – V₁/ H₂ – H₁, где:

• V1 – интенсивность первого забора воды (меньшая);
• V2 – интенсивность второго забора воды (большая);
• H1 – уменьшение столба воды при выполнении откачки меньшей интенсивности;
• H2 – уменьшение столба воды при откачке большей интенсивности

Вычисляем удельный дебит: Д_у = 0.25 кубометра в час.

Удельный дебит нам демонстрирует, что рост динамического уровня воды на 1 метр, влечет за собой увеличение дебита скважины на 0.25 м 3 /час.

После того как рассчитан удельный и обычный показатель, можно выполнить определение реального дебита источника по формуле:

• Н_фильтр – глубина верхнего края фильтрующего участка обсадной колонны;
• Н_стат – статический показатель;
• Ду – удельный дебит;

Исходя из предыдущих расчетов, мы имеем: Др = (45-30)*0.25 = 3.75 м 3 /час — это высокий уровень дебита для артезианской скважины (классификация высокодебитных источников начинается с 85 м³/сутки, у нашей скважины он составляет 3,7*24=94 м³)

Как вы видите, погрешность предварительного расчета, в сравнении с итоговым результатом, составила около 60%.
к меню ↑

Видео:КАК БУРЯТ НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ ?Скачать

2 Применение формулы Дюпюи

Классификация скважин нефтяной и газовой промышленности требует расчета их дебита по формуле Дюпюи.

Формула Дюпюи для газовой скважины имеет следующий вид:

Формула Дюпюи для расчета газовой скважины

Для вычисления дебита нефти существует три разновидности данной формулы, каждая из которых применяется для разных видов скважин — поскольку каждая классификация имеет ряд особенностей.

Для нефтяной скважины с неустановившимся приточным режимом:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с неустановившимся режимом

Для нефтяной скважины с псевдоустановившимся режимом притока:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с псевдоустановившимся режимом

Для нормального режима притока:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с нормальным режимом

• q₀ – дебит источника;
• K – проницаемость скважины;
• h – продуктивность пласта;
• P_пл – средний показатель давления породы;
• P_заб – забойное давление породы;
• μ₀ – коэф. вязкости нефти;
• Β₀ – коэф. объема нефти;
• r_e – радиус дренажа;
• r_w – радиус нефтескважины;
• S – скин фактор;
• α – коэф. пересчета.

Видео:Воп.–Отв. №17."Как рассчитать давление на контуре питания на любом расстоянии от забоя скважины"Скачать

Формула Дюпюи: правильный расчет дебита скважины

Видео:Увеличение дебита газовой скважины .Скачать

Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение

Совершенная скважина вскрывает пласт на всю его мощность и при этом вся поверхность скважины является фильтрующей.

Установившийся одномерный поток жидкости или газа реализуется в том случае, когда давление и скорость фильтрации не изменяются во времени, а являются функциями только одной координаты, взятой вдоль линии тока.

Плоскопараллельное течение имеет место в прямоугольном горизонтальном пласте длиной L с постоянной мощностью h. Жидкость движется фронтом от прямолинейного контура питания с давлением ркк галерее скважин (скважины расположены на одной прямой праллельной контуру питания в виде цепочки на одинаковом расстоянии друг от друга) шириной (длиной галереи)Вс одинаковым давлением на забоях скважинрг(рис. 4). При такой постановке задачи площадь фильтрации будет постоянной и равнаS=Bh, а векторы скорости фильтрации параллельны между собой.

Плоскорадиальный потоквозможен только к гидродинамически совершенной скважине радиусом rс. которая вскрыла пласт мощностьюhс круговым контуром питания радиусомRк. а давления на скважине и контуре питания равнырсирксоответственно.

Формулу называют формулой Дюпюи . По ней определяется объемный дебит одиночной скважины в пластовых условиях.При подъеме нефти в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти. Кроме того, на практике чаще всего используется массовый дебит (т/сут.) С учётом этого коэффициента формула записывается

где k-коэффициент проницаемости, дарси; h — мощность пласта, см; Рк и Рс — давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс — радиусы контура питания и скважины, см; μ — вязкость жидкости, сантипуазы; Qr — дебит скважины, см3/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.

продуктивность — этокоэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче.

По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии:
где
— коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)],
— дебит скважины [м³/сут],
— депрессия [МПа],
— пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа],
— забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты и по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности по газу связан с фильтрационным коэффициентом соотношением:

Индикаторная диаграмма — для различных поршневых механизмов графическая зависимость давления в цилиндре от хода поршня (или в зависимости от объёма, занимаемого газом или жидкостью в цилиндре). Индикаторные диаграммы строятся при исследовании работы поршневых насосов, двигателей внутреннего сгорания, паровых машин и других механизмов.

Видео:Техническое обслуживание фонтанной арматуры ГП 4 МГПУСкачать

Динамика, статика и высота столба воды

Прежде чем приступить к измерениям, нужно понять, что такое статический и динамический уровень воды в скважине, а также высота столба воды в скважинной колонне. Замер данных параметров необходим не только для расчета производительности скважины, но и для правильного выбора насосного агрегата для системы водоснабжения.

• Статический уровень – это высота водяного столба при отсутствии водозабора. Зависит от внутрипластового давления и устанавливается во время простоя (как правило не менее часа);
• Динамический уровень – установившейся уровень воды во время водозабора, то есть когда приток жидкости равняется оттоку;
• Высота столба – разница между глубиной скважины и статическим уровнем.

Динамика и статика измеряется в метрах от земли, а высота столба от дна скважины. Произвести измерение можно с помощью:

• Электроуровнемера;
• Электрода, замыкающего контакт при взаимодействии с водой;
• Обычного грузика, подвязанного к веревке.

Видео:формула дюпюи для нагнетательной скважиныСкачать

Определение производительности насоса

При расчете дебита необходимо знать производительность насоса во время откачки. Для этого можно воспользоваться следующими способами:

• Посмотреть данные расходомера или счетчика;
• Ознакомиться с паспортом на насос и узнать производительность по рабочей точке;
• Посчитать приблизительной расход по напору воды.

В последнем случае, необходимо на выходе водоподъемной трубы закрепить в горизонтальном положении трубу меньшего диаметра. И произвести следующие замеры:

• Длину трубы (мин 1,5 м.) и ее диаметр;
• Высоту от земли до центра трубы;
• Длину выброса струи от конца трубы до точки падения на землю.

После получения данных необходимо сопоставить их по диаграмме.

Сопоставьте данные по аналогии с примером.

Измерение динамического уровня и дебита скважины нужно производить насосом с производительностью не менее вашего расчетного пикового расхода воды.

Видео:Схема современной системы сбора нефти и газаСкачать

Упрощенный расчет

Дебит скважины – это отношение произведения интенсивности водооткачки и высоты водяного столба к разности между динамическим и статическим водными уровнями. Для определения дебита скважины определения используется формула: Dт =(V/(Hдин-Нст))*Hв , где

• Dт –искомый дебит;
• V – объем откачиваемой жидкости;
• Hдин – динамический уровень;
• Hст – статический уровень;
• Нв – высота столба воды.

Например, мы имеем скважину глубиной 60 метров; статика которой составляет 40 метров; динамический уровень при работе насоса производительностью 3 куб.м/час установился на отметке 47 метров. Итого, дебит составит: Dт = (3/(47-40))*20= 8,57 куб.м/час.

Упрощенный метод измерений включает замер динамического уровня при работе насоса с одной производительностью, для частного сектора этого может быть достаточно, но для определения точной картины – нет.

Видео:Гидродинамические исследования скважинСкачать

Удельный дебит

С увеличением производительности насоса, динамический уровень, а соответственно и фактический дебит снижается. Поэтому более точно водозабор характеризует коэффициент продуктивности и удельный дебит. Для вычисления последнего следует произвести не один, а два замера динамического уровня при разных показателях интенсивности водозабора.

Удельный дебит скважины – объем воды, выдаваемой при снижении ее уровня за каждый метр. Формула определяет его как отношение разности большего и меньшего значений интенсивности водозабора к разности между величинами падения водного столба.

• Dуд – удельный дебит
• V2 – объем откачиваемой воды при втором водозаборе
• V1 – первичный откачиваемый объем
• h2 – снижение уровня воды при втором водозаборе
• h1 – снижение уровня при первом водозаборе

Возвращаясь к нашей условной скважине: при водозаборе с интенсивностью 3 куб. м/час, разница между динамикой и статикой составила 7 м. ; при повторном замере с производительностью насоса в 6 куб.

м/час разница составила 15 м. Итого, удельный дебит составит: Dуд =(6-3)/(15-7)= 0,375 куб. м/час.

Видео:Наземное ОБОРУДОВАНИЕ газовой и газоконденсатной СКВАЖИНЫ | ФОНТАННАЯ АРМАТУРАСкачать

Реальный дебит скважины

Расчеты, производимые с использованием удельного дебита, дают результат, близкий к реальному. Однако в ходе расчетов следует учесть расстояние между устьем скважины и началом зоны фильтрации (HФ). Тогда реальный дебит скважины (ДР) можно вычислить, используя формулу:

Например, допустим, что величина HФ равна 28 м. Реальный дебит скважины при этом допущении составит:

В результате упрощенного расчета мы получили Д=4,8. Однако величина реального дебита оказалась меньше размера дебита, вычисленного первым способом, на 37%. Выбирая насос для установки на скважину, его производительность следует принимать меньшей на 20%. То есть менее 2,4 м³/ч. Иными словами, менее 58 м³ в течение суток.

Видео:технология бурения нефтяный и газовых скважинСкачать

Что такое дебит нефтяной скважины?

Дебит – объем жидкости, поставляемой через скважину за определенную единицу времени. Многие пренебрегают его расчетам при установке насосного оборудования, но это может оказаться фатально для всей конструкции. Интегральная величина, определяющая количество нефти рассчитывается по нескольким формулам, которые будут приведены ниже.

Дебит часто называют производительностью насоса. Но эта характеристика немного не подходит под определение, так как все свойства насоса имеют свои погрешности. И определенный объем жидкостей, и газов иногда в корне отличается от заявленного.

Изначально этот показатель должен просчитываться для выбора насосного оборудования. Когда вы будете знать, какой производительностью участок, можно будет сразу исключить из выбираемого списка оборудования несколько неподходящих агрегатов.

Обязательно нужно рассчитывать дебит в нефтедобывающей промышленности, так как малопроизводительные участки будут нерентабельны для любого предприятия. И неправильно подобранная насосная установка из-за упущенных расчетов может принести компании убытки, а не предполагаемую со скважины прибыль.

Он обязателен к подсчету на всех типах нефтедобывающих предприятий – даже дебиты близлежащих скважин могут слишком отличаться от новой. Чаще всего, огромная разница лежит в величинах, подставляемых в формулы для подсчета. К примеру, проницаемость пласта может существенно отличаться на километре под землей. При плохой проницаемости, показатель будет получаться меньше, а значит, и прибыльность скважины будет уменьшаться в геометрической прогрессии.

Дебит нефтяной скважины подскажет не только как правильно выбрать оборудование, но и где его установить. Установка новой нефтяной вышки –рискованное дело, так как даже самые умные геологи не могут разгадать тайны земли.

Да, созданы тысячи моделей профессионального оборудования, которое определяет все нужные параметры для бурения новой скважины, но лишь результат, увиденный после этого процесса, сможет показать правильные данные. Исходя из них, и стоит высчитывать прибыльность того или иного участка.

Видео:Основы профилей нефтяных и газовых скважин / Основы ННБСкачать

Формула расчета дебита скважин

Для расчетов по стандартной формуле – D = H x V/(Hд – Hст), нужна всего лишь такая информация:

• Высота водного столба;
• Производительность насоса;
• Статический и динамический уровень.

Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень – абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.

Также существует понятие, как оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения. Определяется он, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом. Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р заб=0. Дебит одной скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.

Однако такая формула и сам показатель оптимального дебита применяется не на каждом месторождении. Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин. По указанным причинам, часто приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.

Это – простейшая формула расчета, которая не сможет с точностью получить правильный результат – будет большая погрешность. Для того чтобы избежать неправильных расчетов и направить себя на получение более точного результата, используют формулу Дюпюи, в которой необходимо взять гораздо больше данных, чем в выше представленной.

Но Дюпюи был не просто умным человеком, но и отличным теоретиком, поэтому он разработал две формулы. Первая – для потенциальной продуктивности и гидропроводности, которые вырабатывают насос и месторождение нефти. Вторая – для неидеального месторождения и насоса, с их фактической продуктивностью.

Рассмотрим первую формулу:

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

Эта формула для потенциальной производительности включает в себя:

N0 – потенциальная продуктивность;

Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;

B – коэффициент расширения по объему;

Pi – Число П = 3,14…;

Rk – радиус контурного питания;

Rc – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.

Вторая формула имеет такой вид:

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

Этой формулой для фактической продуктивности месторождения сейчас пользуются абсолютно все компании, которые бурят нефтяные скважины. В ней поменяны только две переменные:

N – фактическая продуктивность;

S–скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).

В некоторых способах для повышения дебита нефтяных месторождений, применяется технология гидравлического разрыва пластов с полезным ископаемым. Она подразумевается образованием механическим способом трещин в продуктивной породе.

Естественный процесс снижения дебита нефтяных месторождений происходит с показателем в 1-20 процентов в год, исходя из первоначальных данных этого показателя при запуске скважины. Применяемые и описанные выше технологии могу интенсифицировать выработку нефти из скважины.

Периодически может проводиться механическая регулировка дебита нефтяных скважин. Она знаменуется повышением забойного давления, что приводит к снижению уровня добычи и высокому показателю возможностей отдельно взятого месторождения

Для повышения показателей и уровня дебита может применяться также термокислотный метод обработки. С помощью нескольких видов растворов, таких как кислотная жидкость, производится очистка элементов месторождения от смолянистых отложений, соли и других химических компонентов, мешающих качественному и результативному проходу добываемой породы.

Кислотная жидкость изначально проникает в скважину и заполняет площадь перед пластом. Далее производится процесс закрытия задвижки и под давлением кислотный раствор проникает в глубинный пласт. Оставшиеся детали этой жидкости промываются нефтью или водой после продолжения работы по добыче.

Расчет дебита следует проводить периодически для формирования стратегии векторного развития нефтедобывающего предприятия.

Видео:3d анимация бурения нефтяной скважиныСкачать

Основные показатели при расчете

Дебит скважины практически всегда учитывает такие характеристики, как статический и динамический уровень залегания воды.

Статический и динамический уровень воды в скважине.

В обоих случаях при расчете мощности водозабора находится горизонтальный уровень жидкости от поверхности земли до зеркала. Для того чтобы с точностью узнать глубину колодца, можно использовать подручные средства. Это может быть простая веревка с подвешенным грузом, трос. Уровень воды определить несложно. Достаточно зафиксировать длину веревки, при которой груз начнет погружаться в воду. Статический уровень отличается тем, что с его помощью оценивается расстояние непосредственно от зеркала до поверхности земли в состоянии покоя, то есть до предварительной откачки.

Что же касается динамического уровня, то он находится после работы насосного оборудования. По мере откачки подземной воды происходит значительное опускание зеркала воды. Это и есть динамический уровень. Нередко на практике встречается такая ситуация, когда после проведенной откачки уровень воды не изменяется. Это свидетельствует о том, что приток новой подземной воды равен тому объему, который откачивается. Таким образом, скважина очень быстро наполняется новой водой. В данной ситуации мощность водозабора будет равна мощности насоса. Последняя величина должна быть указана в инструкции по применению агрегата или в его паспорте.

Видео:Общие понятия о скважине и ее строительствеСкачать

Динамический и статический уровни

Дебит скважины рассчитать можно, если известны определенные исходные данные. Этими данными являются:

• урез воды статический;
• уровень воды динамический;
• высота поднимающегося в водозаборе водяного столба.

Чтобы установить данные параметры, необходимо произвести соответствующие замеры. Для этого используются: шнур, грузик и рулетка.

Как правило, замеры производятся с соблюдением следующего алгоритма:

1. Статический уровень (Hст) определяют по истечении 2 часов после отключения откачивающего насоса. Данный замер, впрочем, как и определение уровня динамического, дает возможность установить расстояние от водяного зеркала в водозаборной шахты до поверхности земли. Измерение производят путем опускания шнура с грузиком. Причем гайку опускают на самое дно скважины. А на шнуре делают отметку, соответствующую устью выработки. Достав шнур, замеряют его сухую часть. Ее длина соответствует искомой величине Hст.
2. Динамический уровень (HДН) определяют при работающем насосе. Причем следует подчеркнуть, что уровень этот зависит от производительности агрегата. В ходе замера насос опускают по скважине, следуя за падением уровня воды. Опускание помпы прекращают, как только урез стабилизируется. И в этот момент шнуром замеряют глубину залегания зеркала. Чтобы повысить точность замера, операцию повторяют, используя насос другой мощности.
3. Высоту водяного столба (Hв) определяют путем вычитания величины статического уровня из общей глубины скважины.

Разница уровней позволяет оценить дебит скважины: чем меньше она, тем больше уровень водоотдачи скважины. Водозабор считается высокопроизводительным, если разница составляет не превышает 1 м. Для артезианских источников характерно совпадение статического и динамического уровней.

Видео:Конструкция скважин (бурение, колонна, пакер, забой, пласт) / Well designСкачать

Как определить производительность насоса

Однако знание только величины уровней недостаточно для расчета дебита. Для этого также необходимо знать производительность насоса (P). Ее можно определить по паспорту агрегата или по маркировке на его шильдике.

Если эта информация отсутствует, производительность можно установить, используя расходомер или счетчик. Это также можно сделать, пользуясь мерным сосудом и секундомером следующим образом:

• берут канистру какой-то определенной вместимости, например, 20 л;
• запускают насос, чтобы он откачивал воду из скважины;
• струю воды направляют в канистру и запускают секундомер;
• секундомером определяют продолжительность заполнения емкости.

Затем производят несложные вычисления. Если, например, продолжительность заполнения равна 50 с, то производительность насоса определяется так:

В результате почасовая производительность составит:

Видео:Скин фактор. Влияние параметров работы скважины на ее дебитСкачать

Уравнения притока жидкости в скважине. Формула Дюпюи

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Так, как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному за­кону фильтрации — закону Дарси.

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле

где Q — дебит скважины (объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени); k — проницаемость пла­ста; h — толщина пласта; Рпл — пластовое давление; Рз — забой­ное давление в скважине;
— вязкость жидкости; RK и rс — радиусы контура питания и скважины, соответственно.

а. Формула (4.8), называемая формулой Дюпюи, широко ис­пользуется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин (скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (а)).

б. Гидродинамически несовершенная по степени вскрытия — Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину (б).

в. Гидродинамически не­совершенная по характеру вскрытия — Скважина, вскрывшая пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредст­вом перфорации ( в).

г. Есть скважины и с двой­ным видом несовершенства — как по степени, так и по харак­теру вскрытия (г).

Вблизи ствола гидродинамической несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока и воз­никают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости.

К каким последствиям может привести недостаточный дебит водозаборного сооружения?

Малый дебит водозаборных сооружений может приводить к ряду затруднений на этапе обустройства, эксплуатации и ремонта. Кратко опишем эти затруднения.

Прежде чем обустроить скважину на песок с малым дебитом, придется потратить прилично времени на выбор насосного оборудования с подходящими параметрами. Большинство центробежных погружных насосов рассчитаны на добычу не менее 1000 литров воды в час. Маломощные насосы нужно еще поискать. И даже если найдена подходящая марка насоса, не факт что она будет в наличии.

При использовании насосов с большой производительностью для скважин с малым дебитом приходится решать вопрос по организации защиты насосного оборудования. Установка датчиков холостого хода приводит к удорожании системы водоснабжения на этапе обустройства и к увеличению расходов на этапе обслуживания.

Кроме этого увеличение затрат на обустройство может быть связано с использованием больших накопительных емкостей. Это решение так же приводит к увеличению затрат на обслуживание и ремонт.

Малодебитные скважины могут служить значительно меньше по времени. Связано это с возможными частыми осушениями фильтровой части. В результате на этом отрезке могут возникать химические процессы, ведущие к выходу скважины из строя.

Малый дебит скважины может стать причиной выхода из строя водопротребляющего оборудования. Но это тема отдельной статьи.