Уравнения дюпюи стационарной фильтрации к скважине для однородного напорного пласта

Видео:Внутренние процессы, происходящие в скважине при промывкеСкачать

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

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:3d анимация бурения нефтяной 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:Методы увеличения нефтеотдачи пластовСкачать

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:Перфорация на депрессииСкачать

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:Способы эксплуатации нефтяных скважинСкачать

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:Одновременно раздельная эксплуатация пластов одной скважины ТАТНЕФТЬСкачать

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:Система фильтрации воды 20 дюймов для колодца и скважиныСкачать

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:Гидроразрыв пласта или фрекинг: добыча нефти и газа с помощью воды⚠️ Как? Подробности в видео🎬📺Скачать

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:Вскрытие продуктивных горизонтов. Заканчивание скважинСкачать

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:Разработка нефтяных месторождений подразумевает использование ППД (заводнение пласта) для добычиСкачать

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:Гидродинамические исследования скважинСкачать

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.

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

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.

Видео:Методы глушения добывающих скважин. Управление скважиной при КРССкачать

Уравнения притока жидкости к скважине.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока.

Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившемся.

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

где,

Q – дебит скважины [л/с], [м 3 /сут], [т/сут] и.т.п. (объем жидкости, поступающий на забой скважины в единицу времени);

k – проницаемость пласта [мкм 2 ](микрометр) 1 мкм 2 = 1 Д = 10 -12 м 2 ;

h – толщина пласта [м];

p_к – пластовое давление [Па];

p_з – забойное давление в скважине [Па];

μ – вязкость жидкости [Па*с];

R_к – радиус контура питания [м];

r_с – радиус контура скважины [м].

Формула, называемая формулой Дюпюи, широко используется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин.

К гидродинамически совершенным скважинам (ГДС) относят скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (рис. а).

Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину, то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия (рис. б).

Скважины, вскрывшие пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредством перфорации, являются гидродинамически несовершенными по характеру вскрытия (рис. в) .

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

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

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С.

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И.В. Щурова.

Основные понятия о разработке нефтяных и газовых месторождений. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи. Природные режимы работы нефтяных и газовых залежей.

Одной из главных целей разработки месторождения является извлечение максимального количества нефти из недр.

Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.

Под режимом работы нефтяных и газовых залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Залегающие в пластах нефть и газ находятся под действием сил, совокупность которых обусловливает движение нефти, газа и воды в пластах при их разработке, а также характер и интенсивность этого движения.

Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и силы сопротивления, противодействующие движению жидкостей и газа и удерживающие нефть в пластах.

К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся следующие:

• силы, вызываемые напором пластовых контурных вод;
• силы, вызываемые напором свободного газа, заключенного в газовой шапке;
• силы, вызываемые расширением сжатого газа, растворенного в нефти;
• силы, проявляющиеся в результате упругости пластовых водонапорных систем, т.е. упругости жидкости и собственно пород пластов;
• сила тяжести нефти.

В процессе движения нефти и газа в пласте чаще всего действуют различные виды энергии одновременно. Так, всегда проявляются упругость пород и жидкостей и сила тяжести. Однако в зависимости от геологических условий и условий эксплуатации месторождения превалирует энергия того или иного вида.

К силам сопротивления движения нефти в пласте относятся:

• внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодолением их вязкости;
• трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы;
• межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;
• капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.

Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем выше скорость потока и выше вязкость, тем больше силы сопротивления.

Виды режимов работы нефтяных и газовых залежей:

— водонапорный (жестководонапорный) режим (рис. а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью этого режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

При водонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратиться. Коэффициент нефтеотдачи пласта при данном режиме – 0,5…0,8

Коэффициент нефтеотдачи пласта — это доля извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.

— газонапорный режим (или режим газовой шапки)(рис. б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Газ, действуя на поверхность газонефтяного контакта, создает давление в нефти, заполняющей поры продуктивного пласта. Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней. Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,5…0,6.

— режим растворенного газа (газовый) (рис. в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи – самый низкий 0,2…0,4. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

— упруговодонапорный (упругий) режим основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. Коэффициент нефтеотдачи пласта – может достигать 0,8.

— гравитационный режим (рис. г) проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,1 – 0,2.

— смешанный режим — если в нефтяной залежи одновременно действуют различные движущие силы.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Видео:Кислотная обработка карбонатных коллекторов нефтяных и газовых скважинСкачать

Тема 3. Теория Скважин

Теоретическая часть

Основная радиальная задача (уравнение Дюпюи)

Рассмотрим закономерности формирования депрессионной воронки в изолированном однородном напорном горизонте постоянной мощности при отсутствии естественного потока, когда поток вблизи скважины имеет плоскорадиальный характер. В таком потоке линии тока в плане будут радиальными, а линии равного напора будут проходить по цилиндрическим поверхностям с центром на оси скважины (в плане они будут концентрическими окружностями). На рисунке показана скважина, откачивающая воду с постоянным расходом Q_c и расположенная в центре круглого острова, по всей площади которого распространен изолированный однородный напорный пласт.

В этом случае мы будем иметь следующее уравнение

= 0, (3.1)

где H = H( r ). Граничные условия имеют вид H( R_g ) = H₀ и внутренняя граница — контур скважины радиуса r_с. Типичными граничными условиями на стенке скважины являются условия постоянного (заданного) дебита или постоянного (заданного) во времени напора (понижения уровня), причем условие заданного дебита характерно для водообильных горизонтов, где дебит скважины лимитируется производительностью насосов, а условие заданного напора – для откачек из слабопроницаемых горизонтов и для самоизливающихся скважин.

Если скважина откачивает воду с постоянным расходом то, согласно закону Дарси

Q_c = kw_гI_г = k 2 r_cm = 2 T r_c , (3.2)

где w_г и I_г -соответственно площадь граничного сечения и градиент на границе; n — нормаль к границе, совпадающая с направлением радиуса r. Следовательно на рассматриваемой внутренней границе задана нормальная производная функции H

= , (3.3)

т.е. граничные условия на внутренней границе имеют вид

= . (3.4)

Для получения решения уравнения (3.1) проинтегрируем по r

r = C₁;

разделяем переменные и еще раз интегрируем и получаем общее решение:

dH = C₁

Найдем частное решение, используя граничные условия

С₁ = , С₂ = H₀ — ln R_д

подставляем С₁ и С₂ в общее решение:

H( r ) = ln + H₀. (3.6)

Выражение (3.6) есть искомое решение задачи (3.1). Из уравнения (3.6) видно , что пьезометрическая кривая является логарифмической линией. Из выражения (3.6) можно выразить напор на стенке скважины

H_с = ln + H₀. (3.7)

Уравнение (3.7) есть уравнение Дюпюи для скважины. Если скважина работает в режиме заданного напора, то из выражения (3.7) получаем

Q_c = = , (3.8)

где S_c = H₀ — H_c — понижение напора в скважине.

Для безнапорного режима с помощью подстановки Th получаем формулу Дюпюи для скважины

Q_c = . (3.9)

Виды откачек и их целевое назначение

Откачки являются одним из основных видов опытно-фильтрационных работ, проводящихся с целью изучения гидрогеологических условий водоносных горизонтов и комплексов.

Откачка представляет собой способ принудительного отбора подземных вод из буровых скважин, колодцев, шахт и т.д., вызывающий деформацию естественного фильтрационного поля напоров (уровней, скоростей). Откачка, проводящаяся при самоизливе воды из скважины, называется выпуском.

Естественно, что чем интенсивней деформация фильтрационного поля, тем информативней результаты опытно-фильтрационных работ.

Откачки по своему назначению могут быть пробные, опытные и опытно-эксплуатационные. Различия в назначении этих видов откачек определяют и методику их проведения, что находит отражение главным образом в продолжительности опытных работ и конструкции опытного куста.

Наиболее массовым видом откачек при поисках и разведке ПВ являются пробные откачки, которыми опробуются практически все скважины, пробуренные в процессе гидрогеологических исследований (поисковые, разведочные, наблюдательные (НС) ). Эти откачки (выпуски) производятся с целью предварительной оценки фильтрационных свойств водовмещающих пород и качества ПВ для получения сравнительной характеристики различных участков водоносного горизонта.

Основным видом гидрогеологических работ, проводящихся на стадиях предварительной и детальной разведки, являются опытные откачки. Они проводятся с целью:

1) определения основных гидрогеологических параметров водоносных горизонтов (коэффициентов фильтрации, водопроводимости, пьезо- и уровнепроводности, водоотдачи, перетекания, приведенного радиуса влияния, суммарного сопротивления русловых отложений);

2) изучения граничных условий водоносных горизонтов в плане и разрезе (взаимосвязи подземных и поверхностных вод, взаимодействия смежных водоносных горизонтов и т.д.);

3) установления зависимости между дебитом скважины и понижением уровня в ней;

4) определения оптимальной производительности эксплуатационных скважин (ЭС)

5) определения величин срезок уровня в пределах участка расположения водозабора при совместной работе ЭС.

В зависимости от наличия или отсутствия НС опытные откачки подразделяются на кустовые и одиночные.

Одиночные опытные откачки проводятся для установления зависимости дебита от понижения. В связи с этим, в отличие от пробных, одиночные опытные откачки проводятся с 2-3 ступенями дебита.

Кустовые откачки — основной вид опытных работ для определения гидрогеологических параметров, изучения граничных условий, опытного определения величин срезок уровня. Разновидность кустовых откачек — опытные групповые откачки, которые целесообразно проводить для изучения условий взаимосвязи водоносных горизонтов и определения основных гидрогеологических параметров в тех случаях, когда отбор воды из одиночной скважины не может обеспечить необходимой точности расчетов в связи с незначительными абсолютными величинами понижений уровня.

Опытно-эксплуатационные откачки из одной или нескольких скважин проводятся только на стадии детальной разведки в сложных гидрогеологических и гидрохимических условиях, которые не могут быть отображены в виде расчетной схемы. Цель опытно-эксплуатационных откачек — установление закономерностей изменения уровней ПВ или их качества при заданном водоотборе.

В зависимости от стадии исследований, гидрогеологических условий и применяемого метода оценки эксплуатационных запасов ПВ по данным откачек могут решаться одна или сразу несколько из перечисленных задач. В большинстве случаев опытно-фильтрационные работы проводятся для определения гидрогеологических параметров.

Геофильтрационный режим ПВ при откачках

Процесс развития депрессионной воронки во время откачки является достаточно сложным, так как формирование уровенной поверхности происходит под воздействием целого ряда факторов, из которых в первоначальный период важнейшими являются осушение пласта ( в безнапорных горизонтах) или влияние упругого режима ( в напорных горизонтах). при увеличении длительности откачки размеры депрессии становятся столь значительными, что в некоторых случаях на ее формирование начинают оказывать существенное влияние процессы перетекания из ниже- и вышележащих горизонтов, привлечение ПВ, разгружающихся в естественных условиях, а также различные границы пласта в плане и разрезе. В ряде случаев на закономерные изменения уровня во времени, вызванные отбором ПВ при откачках, накладываются естественные колебания уровня. Кроме того, характер изменения уровня может осложняться техническими факторами (например колебаниями дебита в процессе откачки).

Таким образом, режим ПВ при опытных откачках определяется тремя группами факторов:

1) гидрогеологическими условиями (строением водовмещающей толщи и условиями на границах пласта в плане и разрезе);

2) естественным режимом ПВ (внешними влияниями);

3) техническими условиями проведения опыта.

Наибольшее влияние на режим ПВ при опытных откачках оказывает первая группа факторов. Поэтому рассмотрим кратко закономерности режима для типовых гидрогеологических условий, характеризующихся различными условиями на границах водоносного горизонта в плане и разрезе и строением водовмещающих пород. Выделяют следующие типовые гидрогеологические условия:

1. Неограниченные водоносные горизонты, условно однородные по проницаемости и изолированные в кровле и подошве:

а) напорные водоносные горизонты в рыхлых отложениях;

б) безнапорные водоносные горизонты в рыхлых отложениях;

в) напорные и безнапорные водоносные горизонты в трещиноватых породах;

2. Водоносные горизонты в слоистых толщах:

а) двухслойное строение водоносной толщи;

б) многослойное строение водоносной толщи.

3. Ограниченные водоносные горизонты:

а) водоносные горизонты, связанные с поверхностными водотоками и водоемами;

б) водоносные горизонты, ограниченные непроницаемыми контурами;

в) водоносные горизонты, состоящие из отдельных зон с различными водопроводимостью и (или) водоотдачей;

г) участки водоносных горизонтов с локальными очагами питания и разгрузки.

Рассмотрим режим ПВ при опытных откачках в неограниченных напорных горизонтах в рыхлых отложениях. Для этих гидрогеологических условий характерен упругий режим геофильтрации ПВ. Зависимость между понижением уровня и временем описывается уравнением Тейса:

S = , , u = (3.10)

S — понижение напора на расстоянии (r) от скважины, из которой проводится откачка, через время (t) после начала откачки;

Q — дебит откачки;

km — водопроводимость водоносного горизонта;

а * — коэффициент пьезопроводности;

Это уравнение, имеющее капитальное значение в методике обработки опытных данных, было впервые получено Ч. Тейсом, который назвал специальную функцию W(u) функцией скважины. Заметим, что в нашей литературе эта функция нередко записывается в иной форме, через известную в математической физике интегральную показательную функцию E_i — причем W(u) = — E_i (-u).

Уравнение (3.10) является приближенным, т.к. граничное условие на стенки скважины выразится как

Q_c = Q , u_c = .

Q_c = Q лишь в случае скважины малого радиуса, т.е. источника стока.

Через определенное время (тем больше, чем больше расстояние от скважины, в которой фиксируется понижение, до скважины из которой проводится откачка) интегральная функция E_i становится близкой к логарифмической

S = = . (3.11)

Время, по истечении которого допустима замена интегральной функции логарифмической, получило название времени наступления квазистационарного режима, а зона, в которой справедлива логарифмическая зависимость между понижением и временем, — зоны (области) квазистационарного режима. Отличительной особенностью зоны является одинаковый темп снижения уровня во всех точках, расположенных в ее пределах. Другими словами, в этой зоне кривые депрессии во времени перемещаются параллельно самим себе.

Продолжительность опытной откачки

Разумный предел продолжительности одиночных опробований обычно лежит в рамках 0.5-2 сут (на каждой ступени дебита или понижения, если принимается неодноступенчатая схема эксперимента): при большей продолжительности дополнительные понижения напоров оказываются слишком малыми и измеряются с большей погрешностью.

Целесообразная продолжительность кустового опробования существенным образом зависит от условий на участке эксперимента и не может поэтому жестко регламентироваться.

Откачку следует проводить в течение времени, обеспечивающего полное развитие квазистационарного режима в пределах куста скважин. Исходя из необходимости получения хорошо выраженного прямолинейного участка временного индикаторного графика, целесообразно ориентироваться на критерий:

где t_квопределяется по формуле () для дальней наблюдательной скважины.

Особую значимость для обоснования продолжительности опробования имеет его направленность на определение тех или иных геофильтрационных параметров. С этой точки зрения следует иметь в виду следующие положения вытекающие из теоретического анализа:

Ø — роль проницаемости или проводимости опробуемого пласта проявляется уже при сравнительно небольшом размере зоны опробования и, следовательно, для ее определения требуется относительно кратковременное опробование (обычно в пределах суток, если только при этом обеспечивается надежная диагностика эксперимента);

Ø — характер емкостных свойств пласта и роль процессов перетекания из смежных разделяющих слоев проявляется при значительно большем развитии области влияния, достигаемом обычно в течение нескольких суток для напорных систем и 10-20 суток — для безнапорных;

Ø — взаимодействие с поверхностными водотоками и водоемами для близко расположенных опытных скважин чаще всего уверенно проявляется в течение 10-15 суток, но это время может существенно варьировать в зависимости от проводимости пласта и удаления опытного куста от водотока (или водоема);

Ø — взаимодействие между различными водоносными пластами, разделенными выдержанными по мощности слабопроницаемыми слоями, проявляются только при мощных и длительных откачках, продолжительность которых обычно должна измеряться неделями и даже месяцами.

Обязательными заключительными документами по опытной откачке, кроме журнала откачки, являются:

Ø хронологические графики S(t), Q(t) и графики временного прослеживания в форме S — lg(t) или S — lg( );

Ø график Sc- Qc- для откачки при нескольких значениях расхода(понижения);

Ø градуировочные графики экспресс-наливов в наблюдательных скважинах;

Ø данные изменения расхода в форме Qc- lg(t).

W(u) = ln( ) — 0.577 +u — + . (3.13)

Из этого выражения следует, что при малых значениях аргумента она имеет логарифмическое представление

W(u) = ln( ) — 0.577 = , (3.14)

причем абсолютная погрешность равна аргументу u. С относительной погрешностью 1-5% оно применимо при условии

u = 4 м 2 /сут из (3.16) получим t_кв= 2.5(0.04/104) = 10-5сут = 1с).

R_п = 1.5 . (3.19)

Общая формула для радиуса влияния

R_вл= 2 , (3.20)

где d_Q — относительная погрешность расхода; а задаваясь погрешностью 0.1, имеем

R_вл= 3 . (3.21)

Таким образом, в напорном изолированном пласте понижение уровня через определенное время после начала откачки связано с логарифмом времени прямолинейной зависимостью. Это послужило основой графоаналитического метода определения расчетных параметров путем анализа графиков S — lоg t. Ход изменения уровня в напорном изолированном пласте в полулогарифмическом масштабе показан на рисунке 1D. На графике выделяется два участка. На первом участке (I) точки графика не ложатся на прямую линию. Этот участок отвечает периоду времени, когда логарифмическая зависимость между понижением уровня и временем отсутствует (нестационарный). Второй (II), прямолинейный участок графика отражает закономерности изменения понижения уровня при квазистационарном режиме. Продолжительность первого периода в напорных водоносных горизонтах обычно невелика (при расположении НС на расстоянии до 100 м от центральной она не превышает 0.5-1.0 сут и достигает нескольких суток при расстоянии, превышающем 300-500 м).

При обработке результатов опытных откачек выделяют два этапа на которых соответственно проводят качественный и количественный анализ результатов. Качественная оценка предполагает:

Ø обоснование исходной схемы гидрогеологического строения по данным буровых работ и режимных наблюдений за уровнями подземных вод;

Ø выбор типовой расчетной схемы с учетом природных условий и технологии проведения опытной откачки;

Ø анализ дополнительной информации (гидрологические, режимные наблюдения, лабораторные данные и т.д.);

Ø изучение вида индикаторных графиков временного S = f (lg t) и площадного прослеживания S = f (lg r) и их соответствия выбранной типовой расчетной схеме.

При схематизации реальных природных условий можно принять следующие расчетные схемы

1. Схема I. Изолированный однородный напорный пласт (рис.1E).

2. Схема II-1. Гетерогенная напорная система. Пласт с перетеканием, т.е. возможно перетекание из смежного водоносного горизонта через относительный водоупор (рис.1A).

Откачка ведется из нижнего (однородного напорного) пласта, отделенного от вышележащего водоносного горизонта слоем водопроницаемых пород.

Ø Схема II-1а. Дополнительные поступления воды обеспечиваются перетеканием через разделяющий несжимаемый слой из смежного водоносного горизонта (рис.1B).

На первом этапе откачки происходит сработка упругих запасов нижнего пласта и индикаторный график отвечает формуле Тейса (прямолинейный участок 1). Дальнейший отбор воды приводит к перетоку между водоносными горизонтами через разделяющий слой, что замедляет понижение в основном пласте. Кривая индикаторного графика выполаживается (участок 2). Вид участка 3 характеризует небольшие возможности верхнего пласта, т.е. в нем также развивается депрессия и оба пласта начинают работать как единая система.

Ø Схема II-1б. Дополнительные поступления воды обеспечиваются в начальный момент времени преимущественно упругими запасами разделяющего пласта и только с развитием депрессии привлекаются запасы смежного водоносного горизонта (рис.1С).

Первые два участка аналогичны схеме II-1a, а вид участка 3 говорит о том, что расход перетекания мал по сравнению с запасами воды верхнего пласта и уровни в нем остаются неизменными.

3. Схема II-2. Гетерогенная напорная система. Изолированный гетерогенный пласт.

По этой схеме могут интерпретироваться откачки в слоистых водоносных пластах; в комплексах трещиноватых пород с однотипной трещиноватой емкостью с преобладанием проницаемости по направлением систем крупных, горизонтальных трещин. По этой схеме наблюдательная скважина служит проводником воды из одних слоев (трещин) в другие.

Ø Схема II-2а. Напорный пласт, сложенный слоями однородных по проницаемости и емкости фильтрующих пород (рис.1А).

Участок 1 характеризует распространение возмущения по слоям с относительно высокой пьезопроводностью при отсутствии перетока между слоями. вид участка 2 определяется интенсивностью межслоевого перетока. При наличии непроницаемых прослоев участки 1 и 2 заменяются одним криволинейным участком. Участок 3 аналогичен схеме II-1a, т.е. многослойная толща начинает работать как единая система.

Рис.1. Основные формы временных графиков прослеживания

Ø хема II-2б. Напорный пласт, сложенный породами с двойной емкостью (рис.4С). По рассматриваемой схеме могут идентифицироваться откачки в трещиновато-пористых средах и трещиновато-трещинные среды.

Участок 1 отвечает упругой водоотдаче трещин и вследствии малой продолжительности (до нескольких минут) может отсутствовать на индикаторном графике. Участок 2 отражает постепенное возрастание роли упругой водоотдачи пористых блоков в общем балансе воды (качествеено похож на участок 2 схемы II-2a). Участок 3 отвечает суммарной проводимости трещин и объединенной водоотдаче блоков и трещин. по разнице наклонов первого и третьего участков можно оценить относительное значение проницаемости блоков в общей величине проводимости пласта

4. Схема III-1. Безнапорный двухслойный пласт (хорошо проницаемые породы сверху перекрыты слабопроницаемыми отложениями)

На индикаторном графике (рис.2) безнапорного двухслойного горизонта выделяют: этап упругого (1), ложностационарного (2) и гравитационного (3) режимов.

Рис.2. Индикаторный график временного прослеживания для схемы двухслойного безнапорного пласта.

На первом этапе, который протекает в течение первых часов откачки, происходит резкое снижение уровней в основном пласте при неизменных уровнях свободной поверхности. водоотдача носит в основном упругий характер. на этом этапе можно выделить период упругого режима изолированного пласта (Ia), режим упругого перетекания (Ib) и режим перетекания со свободной поверхности (Ic).

На втором этапе начинается снижение уровней свободной поверхности и добавляются гравитационно емкостные запасы, что приводит к кажущейся стабилизации напоров в нижнем пласте при снижение уровней свободной поверхности.

По мере того как темпы снижения уровней в верхнем пласте (суглинках) приближаются к интенсивности изменения напоров в основном пласте, пласт начинает работать как единая система с суммарной водоотдачей и с проводимостью близкой к проводимости нижнего слоя (участок 3 примерно параллелен участку 1).

Следует предусмотреть такое расположение наблюдательных скважин, чтобы ближайшая из них находилась в зоне применимости закона Дарси при ложностационарном режиме, а дальняя в зоне активного перетекания. При мощности водоносного горизонта 20-30 м расстояния до наблюдательных скважин следует соответственно выбрать r₁ = m, r₂ = 2m, r₃ = (3 4)m.

5. Схема III-2. Безнапорный однослойный пласт (рис.2).

Во многом аналогичен схеме III-1, т.к. безнапорный однослойный пласт в реальных условиях как правило в кровле имеет более мелкозернистые песчаные породы с значительно меньшей проводимостью, чем у основного пласта, что можно перейти к схеме III-1 — двухслойного безнапорного пласта.

Следует выделить в отдельную схему откачку вблизи водотока (реки). При этом, в безнапорном геофильтрационном потоке могут два режима:

1. Свободной фильтрации (с отрывом уровня водоносного горизонта от ложа водоема).

2. Подпертой фильтрации (под ложем водоема существует единый фильтрационный поток, гидравлический связанный с рекой).

Первый режим существенно не влияет на характер снижения уровней в процессе откачки, поэтому рассмотрим случай подпертой фильтрации (рис.3).

Рис.3. Индикаторный график временного прослеживания при откачках из безнапорного пласта вблизи реки.

Во много эта схема аналогична схеме III-1. Однако добавляется 4-й этап, когда начинает сказываться влияние реки, в связи с чем уровни начинают стабилизироваться, стремясь к стационарному положению.

При этой схеме две наблюдательные скважины должны располагаться на луче вдоль уреза реки на расстояниях 1/3L и 2/3L от центральной и еще две на луче перпендикулярному урезу реки на расстоянии 0,5L и на урезе реки, но не ближе 0,5m (L — расстояние от центральной скважины до реки).

Для правильной количественной оценки большое значение имеет правильный выбор представительных участков индикаторных графиков. На рис.1 представлены наиболее распространенные виды индикаторных графиков, а в табл. 3.1 приводятся представительные участки соответствующих этим графикам.

Варианты представительных участков основных форм

временных графиков прослеживания

Однако, при таком графо-аналитическом подходе к оценке гидродинамических параметров пласта возможны довольно большие погрешности, которые могут быть связаны с рядом неучтенных факторов. К таким результатам могут приводить следующие причины:

Ø многие факторы проявляются на индикаторных графиках качественно идентично;

Ø нечеткая форма графиков для удаленных наблюдательных скважин (нет резких перегибов кривой и т.д.);

Ø при отсутствии замеров в начальные моменты времени, на графиках, вследствие этого, этот временной интервал не находит своего отображения. Как следствие этого не рекомендуется использовать для количественной оценки результатов опытной откачки начальные участки индикаторных графиков продолжительностью до 10 мин;

Ø непродолжительность откачки, малые скорости понижений, наложение влияния граничных условий может приводить к тому, что на графиках не проявится характерный участок индикаторного графика;

Ø технологическое применение несовершенных скважин приводит к тому, что интерпретация результатов осложняется за счет влияния сопротивления фильтра, слоистости пласта и гидродинамических потерь в скважине.

1. Миpоненко, В.А. Теоpия и методы интеpпpетации опытно-фильтpационных pабот. [Текст] / В.А.Миpоненко, В.М.Шестаков — М.: Hедpа, 1978. — 325 с.

Практическая часть

Расчет гидродинамических параметров (K_ф, T, a * , m)

Видео:Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Наземное оборудование газовых скважинСкачать

Формула А.Ж.-Э.Ж. Дюпюи для стационарной плоскорадиальной фильтрации жидкого напорного подземного флюида (НПФ) к вертикальной скважине в пористом подземном коллекторе

После интегрирования уравнения (22), получим:

– формула А.Ж.-Э.Ж. Дюпюи для стационарной плоскорадиальной фильтрации жидкого напорного подземного флюида (НПФ) к вертикальной скважине в пористом подземном коллекторе,

где Н_к – высота столба жидкого напорного подземного флюида (НПФ) в подземном коллекторе (ПК) (мощность ПК с НПФ).

Зависимостью (30) можно пользоваться для приближённого расчёта процесса фильтрации жидкого напорного подземного флюида в трещинном и пористо-трещинном подземных коллекторах.

1.Статический напор жидкого подземного флюида (ПФ) в скважине на подошве коллектора до откачки

2.Глубина динамического уровня ПФ в скважине

3.Динамический напор ПФ в скважине на подошве коллектора в процессе откачки

P_пл = ρ пф ∙ g ∙ H_о = … ∙ 10 5 Па = … МПа

5. Давление жидкого ПФ в скважине на подошве подземного коллектора

P_с = ρ пф ∙ g ∙ H_д = … ∙ 10 5 Па = … МПа

6. Радиус влияния откачки (радиус депрессионной воронки, радиус контура питания скважины, радиус влияния скважины)

– эмпирическая формула Зихарда.

8.Коэффициент проницаемости пород подземного коллектора

κ_п = κ_ф ∙ μ_о пф / (ρ пф ∙ g) = … м 2 = … мкм 2 = … Д = … мД

9.Объёмный расход ПФ (объёмный дебит скважины)

Q пф = π ∙ κ_п ∙ (P_пл 2 — P_с 2 ) / (ρ пф ∙ g ∙ μ_о пф ∙ lnR_о/r_с)) = … м 3 /с = … м 3 /мин =

= … м 3 /ч = … м 3 /сут –

– формула А.Ж.-Э.Ж. Дюпюи для стационарной плоскорадиальной фильтрации жидкого безнапорного подземного флюида (БПФ) к вертикальной скважине.

= … м 3 /ч = … м 3 /сут –

– формула А.Ж.-Э.Ж. Дюпюи для стационарной плоскорадиальной фильтрации жидкого напорного подземного флюида (НПФ) к вертикальной скважине.

10.Массовый расход ПФ (массовый дебит скважины)

М пф = ρ пф ∙ Q пф , кг/с

11.Удельный расход ПФ (удельный объёмный дебит скважины)

q пф = Q пф / S, м 2 /с

12.Коэффициент продуктивности скважины

13.Уравнение кривой депрессии

z(r) = (H_д 2 + Q пф ∙ μ_о пф ∙ ln (r/r_с) / (π ∙ κ_п ∙ ρ пф ∙ g)) 0,5 , м

При r = r_с z(r) – значение вертикальной координаты кривой депрессии.

14.Площадь поперечного сечения коллектора при входе в фильтр (r = r_с)

f(r) = 2 ∙ π ∙ r ∙ z(r), м 2

f(r) = 2 ∙ π ∙ r ∙ Н_к, м 2

15.Скорость фильтрации ПФ при входе в фильтр (r = r_с)

υ пф (r) = Q пф / f(r), м/с

16.Действительная скорость фильтрации ПФ при входе в фильтр (r = r_с)

υ пф _д(r) = υ пф (r) / П, м/с

17.Массовая скорость фильтрации ПФ при входе в фильтр (r = r_с)

ρ пф ∙ υ пф (r) = М пф / f(r), кг/(с ∙ м 2 )

18.Действительная массовая скорость фильтрации ПФ при входе в фильтр

ρ пф ∙ υ пф _д(r) = ρ пф ∙ υ пф (r) / П, кг/(с ∙ м 2 )

19.Давление ПФ на подошве подземного коллектора при входе в фильтр

P(r) = ρ пф ∙ g ∙ z(r) = … ∙ 10 5 Па = … МПа

Литература

Общие вопросы гидравлики, гидромашин и гидропривода:

1. Альтшуль А.Д., Животовский Л.С., Иванов Л.П. Гидравлика и аэродинамика. — М.: Стройиздат, 1987.

2. Гейер В.Г., Дулин В.С., Заря А.Н. Гидравлика и гидропривод. – М.: Недра, 1991.*

3. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. – М.: Машиностроение, 1975.

4. Чугаев Р.Р. Гидравлика: Учеб. для вузов. – Л.: Энергоиздат, 1982.

5. Штеренлихт Д.В. Гидравлика: Учеб. для вузов. – в 2-х кн. – М.: Энергоатомиздат, 1991.

Промывка скважин жидкостями:

1. Беликов В.Г., Булатов А.И., Уханов Р.Ф., Бондарев В.И. Промывка при бурении, креплении и цементировании скважин. – М.: Недра, 1974.

2. Булатов А.И., Просёлков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. – М.: Недра, 1981.

3. Бурение разведочных скважин: Учеб. для вузов / Н.В. Соловьев, В.В. Кривошеев, Д.Н. Башкатов и др.; Под общ. ред. Н.В. Соловьева. – М.: Высш. школа, 2007.*

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие / Под ред. А.Г. Калинина. – М.: РГГРУ, 2007.*

5. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении: Справочное пособие / Под ред. А.Г. Калинина. – М.: РГГРУ, 2007.*

6. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. – М.: Недра, 1991.

7. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1987.

8. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Ч.1. Гидроаэромеханика в бурении. — М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.

9. Маковей Н. Гидравлика бурения. – М.: Недра, 1986.*

10. Рабинович Е.З. Гидравлика. – М.: Недра, 1980.

11. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин. –
в 2-х томах. / Под общ. ред. Е.А. Козловского. – М.: Недра, 1984.*

12. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. – М.: Недра, 1966.

Геология месторождений нефти, газа и подземных вод:

13. Кравцов А.И. Основы геологии горючих ископаемых: Учебник. – М.: Высш. школа, 1982.*

14. Лукин В.Н. Гидрогеология и инженерная геология. Часть1. Гидрогеология: Учебное пособие. – М.: Изд-во МГОУ, 2008.

15. Семенович В.В., Высоцкий И.В., Корчагина Ю.И. и др. Основы геологии горючих ископаемых: Учебник для вузов. – М.: Высш. школа, 1987.

16. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д. Подземная гидромеханика. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.

17. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.Н.. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1993.

18. Боголюбский К.А., Соловьев Н.В., Букалов А.А. Практикум по курсу «Промывочные жидкости и тампонажные смеси» с основами гидравлики. – М.: МГРИ, 1991.*

19. Гаттенбергер Ю.П. Гидрогеология и динамика подземных вод с основами гидравлики. – М.: Недра, 1980.

20. Евдокимова В.А., Кочина И. Н. Сборник задач по подземной гидравлике: Учебное пособие для вузов. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2007.

21. Ивачёв Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987.*

22. Кадет В.В., Дмитриев Н.М. Введение в подземную гидромеханику. Учеб. пособие для вузов. Гриф УМО. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2009. – 224 с.*

23. Кадет В.В. Методы теории перколяции в подземной гидромеханике. Учеб. пособие для вузов. Гриф УМО. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. – 96 с.*

24. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1987.

25. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Ч.1. Гидроаэромеханика в бурении. — М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.

26. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2004.

27. Мироненко В.А. Динамика подземных вод. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2005.

28. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. – М.: Наука, 1977.

29. Руководство по определению коэффициента фильтрации водоносных пород методом опытной откачки. П-717-80. Гидропроект. Сост.: Г.К. Маменко. – М.: Энергоиздат, 1981. – 128 с.

30. Саламатов М.А. Гидродинамика тампонажа: Учебное пособие. – Екатеринбург: УГГА, 1997.

31. Свалов А.М. Механика процессов бурения и нефтегазодобычи. – М.: Книжный дом «Либроком», 2009.

32. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.

33. Чугаев Р.Р. Гидравлика: Учеб. для вузов. – Л.: Энергоиздат, 1982.

34. Шейдеггер А.Э. Физика течения жидкостей через пористые среды. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008.

35. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. – М.: Недра, 1966.

Добыча и подземное хранение газа:

36. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 487 с.

Промывочные жидкости и тампонажные смеси:

37. Боголюбский К.А., Соловьёв Н.В., Букалов А.А. Практикум по курсу «Промывочные жидкости и тампонажные смеси» с основами гидравлики. – М.: МГРИ, 1991.*

38. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. – М.: Недра, 1987.

39. Ивачёв Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987.*

Промывка скважин газожидкостными смесями (ГЖС) и продувка воздухом:

40. Бурение разведочных скважин: Учебник для вузов./Н.В. Соловьев, В.В. Кривошеев, Д.Н. Башкатов и др.; Под общей редакцией Н.В. Соловьева. – М.: Высшая школа, 2007.*

41. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие./Под редакцией А.Г. Калинина. – М.: ОАО Издательство «Недра», 2000.*

42. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении: Справочное пособие. /Под редакцией А.Г. Калинина. – М.: РГГРУ.2007.*

43. Инструкция по бурению скважин и вскрытию продуктивных пластов с использованием газообразных агентов. / И.В.Белей, И.П.Елманов, Р.Г.Карлов и др. – М.: ВНИИБТ, 1994.

44. Инструкция по применению ПАВ при бурении с продувкой. / А.С.Бронзов, Н.С.Макурин, В.М.Васюк, Т.И.Вадовская. – М.: ВНИИБТ, 1968.

45. Козловский А.Е., Козлов А.В. Бурение скважин с промывкой пеной (основы теории и эксперимента). Техн. и технол. геол.-развед. работ. Обзор. – М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1999.

46. Кудряшов Б.Б., Кирсанов А.И. Бурение разведочных скважин с применением воздуха. – М.: Недра, 1990.*

47. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1987.

48. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Ч.1. Гидроаэромеханика в бурении. — М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.

49. Маковей Н. Гидравлика бурения. – М.: Недра, 1986.*

50. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. – М.: Недра, 1976.

51. Методические рекомендации по бурению скважин бескерновым способом с очисткой забоя пенами (на примере Норильского рудного района)./ А.И.Кирсанов, В.Г.Вартыкян, Н.С.Вулисанов и др. – Л.: ВИТР, 1985.

52. Методические рекомендации по бурению скважин с пеной на твёрдые полезные ископаемые. / А.М.Яковлев, В.И.Коваленко, В.Г.Вартыкян и др. – Л.:ЛГИ, 1985.

53. Соловьёв Н.В., Чихоткин В.Ф., Богданов Р.К., Закора А.П. Ресурсосберегающая технология алмазного бурения в сложных геологических условиях. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1997.*

54. Яковлев А.М., Коваленко В.И. Бурение скважин с пеной на твёрдые полезные ископаемые. – Л.: Недра, 1987.

Скважинные гидромашины и буровой гидропривод:

55. Алексеев В.В., Сердюк Н.И. Рациональный выбор средств подъёма воды (раствора) по гидрогеологическим скважинам: Учебное пособие. – М.: МГГРУ, 2005.*

56. Бурение разведочных скважин: Учебник для вузов./Н.В. Соловьев, В.В. Кривошеев, Д.Н. Башкатов и др.; Под общей редакцией Н.В. Соловьева. – М.: Высшая школа, 2007.*

57. Ибатулов К.А. Гидравлические машины и механизмы в нефтяной промышленности. – М.: Недра, 1972.

58. Караев М.А. Гидравлика буровых насосов. – М.: Недра, 1983.

59. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и механизмы. – М.: Недра, 1981.*

60. Симонянц С.Л. Технология бурения скважин гидравлическими забойными двигателями: Учебное пособие. / РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. – Н.Новгород, изд-во «Вектор ТиС», 2007.

61. Специальные работы при бурении и оборудовании скважин на воду. / Д.Н.Башкатов, С.Л.Драхлис, В.В.Сафонов, Г.П.Квашнин. – М.: Недра, 1988.*

62. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин. –
в 2-х томах. / Под общ. ред. Е.А. Козловского. – М.: Недра, 1984.*

63. Теория и практика газлифта. / Ю.В.Зайцев, Р.А.Максутов, О.В.Чубанов и др. – М.: Недра, 1987.

64. Ушаков А.М. Гидравлические системы буровых установок. – Л.: Недра, 1988.

* — имеется в учебном фонде библиотеки МГРИ-РГГРУ

📺 Видео

Конструкция скважиныСкачать

Пластовые водыСкачать

Технология глушения скважиныСкачать

Почему мы используем именно свои ЩЕЛЕВЫЕ ФИЛЬТРЫ? Трубы нПВХ для скважин.Скачать