8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Абсолютно свободный дебит скважины это


Определение свободного и абсолютно-свободного дебита газовых скважин

Понятия свободный и абсолютно-свободный дебиты в подземную газогидродинамику введены с целью оценки потенциально возможной производительности скважин и режима их эксплуатации, ориентированные по данным специалистов США на 10≤Qабс≤25%. Однако, такая ориентация не может быть распространена на все газовые и газоконденсатные месторождения, отличающиеся емкостными и фильтрационными свойствами, различными устойчивостями к деформации и разрушению призабойной зоны пласта. Формулы для определения свободного и абсолютно-свободного дебитов в газовых скважинах имеют вид:

(4.40)

(4.41)

где а, b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования скважин; , – разность квадратов пластового и забойного давлений. При определении абсолютно-свободного дебита Qабс величина Рз принимается равной Рз=1 атм.; – разность квадратов пластового и устьевого давлений при определении свободного дебита Qсв. При определении свободного дебита Qсв величина принимается равной Ру=1 атм.; θ – размерный коэффициент, характеризующий движение газа по трубам от забоя до устья скважин. Структуры коэффициентов а, b и θ приведены в предыдущих пунктах.

4.10 Методика исследования скважин в условиях образования гидратов

На большинстве северных месторождений, имеющих сравнительно низкие температуры пласта, в процессе испытания скважин методом установившихся отборов возникают условия для образования гидратов. Эти условия зависят, прежде всего, от состава газа, его влагосодержания, давления по пути движения газа, теплофизических свойств газа и окружающей ствол скважины среды и др. Различия перечисленных параметров на разных месторождениях обусловливают неоднозначность равновесных условий гидратообразования даже в пределах одного месторождения со значительными газоносной толщиной и площадью.

Возможность образования гидратов в процессе испытания скважин на различных режимах значительно выше, чем при эксплуатации на заданном режиме, что связано с необходимостью изменения давления и дебита в большом диапазоне при исследовании.

Образование гидратов в призабойной зоне пласта, в стволе скважины, в шлейфе, штуцерах приводит к осложнениям при испытании и большим погрешностям в полученных результатах.

Исследования без осложнений с применением и без применения ингибиторов гидратообразования должны быть проведены, исходя из глубины залегания и района расположения залежи, обусловливающих пластовое давление и температуру, с учетом состава газа и его влагосодержания, наличия и характеристик зоны многолетней мерзлоты и т.д.

Условия образования гидратов выражаются через равновесное давление и температуру гидратообразования Рр и Тр.Возможность образования гидратов в призабойной зоне и по стволу скважины на различных режимах в процессе испытания можно исключить только при условии, что на всех предполагаемых режимах при исследовании устьевые давления и температуры будут выше, чем Рр и Tр.

В зависимости от характеристики месторождения гидраты в призабойной зоне и в стволе скважины могут образоваться на всех или только на отдельных режимах. В условиях возможного образования гидратов качественное исследование скважин (исключая специальные исследования) методом установившихся отборов достигается только при условии применения ингибиторов.

Ингибиторы гидратообразования снижают температуру гидратообразования и, снимают ограничения, вызванные депрессией по пути движения газа и расходом газа.

Понижение равновесной температуры для метанола, этиленгликоля (ЭГ) и диэтиленгликоля (ДЭГ) определяется по формуле:

Δt=КС2/М(100–С2), (4.42)

где С2 – весовая концентрация отработанного ингибитора, %; М – молекулярная масса; К – коэффициент, определяемый экспериментально. Значения М и К для метанола, ЭГ и ДЭГ приведены в таблице 4.3:

Таблица 4.3 – Значение молекулярной массы и коэффициента К для ингибиторов.

№№ п/п Ингибитор М К Примечание
Метанол  
ЭГ  
ДЭГ  

 

Понижение равновесной температуры при применении хлористого кальция можно определить по эмпирической формуле:

Δt=0,0275С22 (4.43)

Количество ингибитора, вводимого в скважину, определяют, исходя из влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях, дебита скважины и необходимой концентрации ингибитора.

Для своевременного предупреждения гидратообразования важно правильно обосновать норму его расхода.

Расход ингибиторов гидратообразования можно определить по формуле:

(4.44)

где G – расход ингибитора, кг/1000 м3; – влагосодержание газа, кг/1000 м3; C1 – начальная концентрация ингибитора, мас.%; С2 – концентрация ингибитора, требующаяся для предупреждения гидратообразования, мас.%; gи – количество ингибитора, переходящее в газовую фазу, кг/1000 м3; gk – количество ингибитора, растворенное в углеводородном конденсате, кг/1000 м3.

Концентрацию ингибитора, обеспечивающую требуемое снижение температуры гидратообразования, можно определить графически из рисунка 4.14, а количество ингибитора, переходящего в газовую фазу, по формуле

gи=0,001αС2, (4.45)

где α – коэффициент распределения (отношение содержания метанола в газовой фазе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в растворе), определяемый по формуле:

α=1,97∙10-2Р-0,7ехр[6,54∙102Т–11,128], (4.46)

где Р – давление в системе, МПа; Т – температура, К.

Количество ингибитора в конденсате определяется формулой:

gк=0,01Скqк (4.47)

где Ск – растворимость ингибитора в конденсате, мас.%; qk – удельный выход сырого конденсата, кг/1000 м3.

Минерализованные воды в определенной степени сами могут предупреждать гидратообразование газов (см. рисунок 4.12).

А б

Рисунок 4.12Понижение температуры гидратообразования природного газа от минерализации воды в зави­симости от содержания метанола в пластовой воде (а)1÷6 – содержание СН3ОН, %: 1– 25; 2 – 20; 3 – 15; 4 – 10; 5– 5 и 6 – 0

и зависимость понижения температуры гидратообразования природного газа с ρ=0,6 от массовой концентрации ингибиторов (б): 1 – LiCl; 2 – MgCl2; 3 – NaCl; 4 – NH4OH; 5– СаС12; 6– СН3ОН; 7– ЭГ, 8 – ДЭГ, 9 – ТЭГ




infopedia.su

Абсолютно свободный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Абсолютно свободный дебит

Cтраница 2

При испытании пласта получены фонтаны газа абсолютно свободными дебитами 87 - 100 тыс. м3 / су тки.  [16]

Следует отметить, что определение указанным методом абсолютно свободного дебита имеет тот недостаток, что показатель степени п и коэффициент С принимаются постоянными. На самом деле фильтрация газа в пласте происходит по различным законам, плавно переходящим один в другой.  [17]

Притоки газа, наоборот, отличались высокой продуктивностью: абсолютно свободные дебиты составляли 1 млн. - 4 млн. м3 / сутки.  [18]

Максимально возможный дебит при открытии скважины в атмосферу называется свободным; абсолютно свободным дебитом является дебит при давлении на забое скважины, равном 1 бар.  [19]

Режим постоянной нормы отбора газа из скважины характеризует отношение дебита скважины к ее абсолютно свободному дебиту. Поскольку последний уменьшается с падением пластового давления, то при постоянной норме отбора дебит газа также будет уменьшаться. Этот режим назначается на основе технико-экономич.  [20]

Горизонт опробован в девяти скважинах, из которых в четырех получены промышленные притоки абсолютно свободными дебитами 386 - 1176 тыс. м3 / су тки. Дебиты газа через 12 - 16-мм штуцеры составляли 191 - 267 тыс. м3 / сутки.  [22]

Газовая залежь опробована в одиннадцати скважинах, из которых три дали промышленные притоки газа абсолютно свободными дебитами 43 - 100 тътс.  [24]

Промышленная газоносность песчаников была установлена в сентябре 1962 г. Скважина-пер-воотнрывательница при забое 657м фонтанировала с абсолютно свободным дебитом 196 тыс. м / сут и Рт 6 75 МПа.  [25]

Эта формула не отражает физической картины фильтрации и может быть использована только для определения так называемого абсолютно свободного дебита.  [26]

Промышленная газоносность песчаников была установлена в сентябре 1962 г. Скважина-пер-вооткрывательница при забое 657 м фонтанировала с абсолютно свободным дебитом 196 тыс. м3 / сут и Рт 6 75 МПа.  [27]

Зная, что коэффициент а 0 124, a b - 0 000012 ( см. рис. 2), находим абсолютно свободный дебит Qac 31 000 тыс. м3 / сут.  [28]

Начальные дебиты нефти в основном составляли 3 - 50 т / сутки, редко превышали 100 т / сутки, абсолютно свободные дебиты газа - 295 - 796 тыс. м3 / сутки.  [29]

В качестве признаков, влияющих на эффективность соляно-кислотной обработки, были выбраны параметры кислоты, пластовое давление, рабочий дебит, абсолютно свободный дебит и фильтрационные коэффициенты. Влияние коллекторских свойств пласта учитывалось через коэффициенты фильтрационного сопротивления а и Ь, в выражения которых входят проницаемость, пористость и эффективная толщина пласта.  [30]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

KAPPA - Petroleum Exploration & Production

Этот тест поможет решить, какой курс более всего Вам подходит, базовый или углублённый курс по ГДИС/Анализу добычи.

1. Корректно спланированное ГДИС должно:
Выберите три
Минимизировать время проведения исследования
Быть достаточно продолжительным, чтобы достичь радиального потока
Иметь продолжительность больше эффекта влияния ствола скважины
Всегда быть достаточно продолжительным, чтобы достичь предполагаемых границ
Включать работу скважины с переменным дебитом
2. До начала любого анализа необходимо:
Выберите два
Проверить качество замеров давления (QAQC)
Получить проницаемость пласта
Проверить синхронизацию данных по дебиту и давлению
3. Условия применимости уравнения пьезопроводности:
Выберите три
Флюид является сильносжимаемым
Флюид является слабосжимаемым
Пласт изотропный и однородный
Параметры PVT постоянны
Флюидом являются углеводороды
Вертикальная проницаемость равна горизонтальной
4. Параметры, влияющие на расчёт проницаемости:
Выберите два
Пористость
Эффективная толщина пласта
Параметры PVT
Ухудшение свойств в призабойной зоне
5. Что означают переменные в уравнении закона Дарси p = q.B.µ/A.k .
Отметьте соответствующие клеточки
  Вязкость Перепад давления Площадь сечения Проницаемость Дебит Объёмный коэффициент
Delta p
q
B
µ
A
k

6. На скин-фактор могут влиять:
Выберите три
Начальная проницаемость пласта
Проникновение фильтрата бурового раствора
Перфорация
Закачивание скважины
Флюид
7. Исследование скважины методом противодавлений (метод установившихся отборов) - это:
Выберите два
Исследование с переменными дебитами
Исследование с периодами добычи равной продолжительности, разделёнными остановками скважины.
Исследование с серией последовательных периодов добычи
8. Изохронное исследование - это:
Выберите два
Исследование с переменными дебитами
Исследование с периодами добычи равной продолжительности, разделёнными остановками скважины.
Исследование с серией последовательных периодов добычи
9. Модифицированное изохронное исследование скважины - это:
Выберите один
Когда длительность периодов КВД равна длительности периодов добычи
Когда КВД длится до стабилизации давления
10. Целями исследования могут быть:
Выберите четыре
Численная оценка проницаемости пласта-коллектора
Численная оценка степени ухудшения свойств в призабойной зоне
Численная оценка запасов углеводородов
Численная оценка статического пластового давления
Численная оценка пористости коллектора
Численная оценка нефтенасыщения
11. Целями ГДИС для газовой скважины являются:
Выберите четыре
Проницаемость пласта-коллектора
Скин-фактор, зависящий от дебита
Абсолютно свободный дебит
PVT параметры газа
Запасы газа
Газонасыщенность
12. Характеристиками эффекта постоянного влияния ствола скважины являются:
Выберите два
P – линейная функция времени
Линия единичного уклона на билогарифмическом графике
P – линейная функция логарифма времени
13. Эффект влияния ствола в газовой скважине:
Выберите четыре
Всегда постоянный
Зависит от объёма скважины до клапана закрытия
Зависит от сжимаемости внутрискважинного флюида
Зависит от давления при остановке скважины
Зависит от дебита
Может быть уменьшен при закрытии на забое
14. Какие Вы можете сделать выводы на основание нижеприведённых значений скин-фактора?
Значение скина Скважина с трещиной ГРП Скважина после кислотной обработки Ухудшение свойств в призабойной зоне
-5
+2
+10
-2

15. Какие два графика наиболее корректно использовать для анализа КВД после периодов с переменным дебитом?
Выберите два
Полулогарифмический график MDH
График в декартовых координатах
График Хорнера
Суперпозиция
Билогарифмический график давления и производной
16. Какие характеристики бесконечного радиального потока наблюдаются для периода добычи:
Выберите два
Линии тока флюида в пласте параллельны
P – линейная функция log (delta T)
P – линейная функция log (tp+ delta t / delta t)
Горизонтальная линия на билогарифмическом графике производной
17. Каковы характеристики бесконечного радиального потока при КВД:
Выберите один
P – линейная функция log (time)
P – линейная функция log (tp+ delta t / delta t)
Мы видим линию единичного уклона на билогарифмическом графике производной
18. Каковы характеристики линейного потока (выберите два)
Выберите два
P – линейная функция времени
P – линейная функция квадратного корня времени
Линия с углом наклона ½ на производной билогарифмического графика
19. Анализ по графику Хорнера полностью применим:
Выберите один
Для случая первого периода добычи с одним дебитом
Для первого КВД после периода добычи с одним дебитом
Для КВД после периода добычи с разными дебитами
20. Что мы можем получить из прямой линии графика Хорнера, проведённой через участок бесконечного радиального фильтрационного потока:
Выберите три
kh
S
P*
C
21. Какой эффект от одиночной непроницаемой границы:
Выберите два
Линия с единичным наклоном на производной на билогарифмическом графике
Наклон прямой линии на полулогарифмическом графике удваивается
Логарифмическая производная стабилизируется на уровне удвоения стабилизации бесконечного радиального потока
Кривая производной падает
22. AOF (Абсолютно свободный дебит) – это:
Выберите один
Минимальный дебит газа исследуемой скважины
Размер области дренирования
Максимальный теоретический дебит газа с Pзаб. = Pатмосфер.
Индекс продуктивности газовой скважины
23. Какие режимы течения мы можем наблюдать в скважине с трещиной:
Выберите четыре
Линейный поток
Влияние ствола скважины
Билинейный поток
Сферический поток
Радиальный режим
24. В горизонтальной скважине первая стабилизация производной соответствует:
Выберите один
Линейному потоку
Влиянию ствола скважины
Псевдо-радиальному потоку вокруг горизонтального ствола
25. Что означают пронумерованные отрезки на следующем диагностическом графике:

Линия 1 ВСС Радиальный режим Непроницаемая граница Псевдоустановившийся режим
Линия 2 ВСС Радиальный режим Непроницаемая граница Псевдоустановившийся режим
Линия 3 ВСС Радиальный режим Непроницаемая граница Псевдоустановившийся режим

www.kappaeng.com

Абсолютный свободный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Абсолютный свободный дебит

Cтраница 1

Абсолютный свободный дебит можно вычислить и по уравнению ( 5), но вычисления получаются громоздкими, и практически лучше отсчитывать потенциальный дебит по графическим зависимостям.  [1]

Абсолютный свободный дебит газа колеблется в широких пределах - от 350 до 3500 тыс. ма / сутки, что свидетельствует о большой изменчивости коллекторских свойств пластов по их простиранию.  [2]

Абсолютные свободные дебиты газа вследствие непостоянства коллекторских свойств пластов изменяются в широких пределах - от 2500 до 8500 тыс. м3 / сутки.  [3]

Абсолютным свободным дебитом называют такое количество газа ( м3 / сут ки), которое можно получить при давлении на забое скважины, равном атмосферному. Эту величину обычно определяют теоретически путем расчетов, поскольку давление на забое скважины всегда выше давления на устье вследствие сопротивления при движении газа в колонне. И только очень редко при малой глубине залегания газоносного пласта и слабом притоке газа в скважину ( до 10 - 15 тыс. м3 / сутки) абсолютный свободный дебит приближается по величине к максимальному свободному дебиту.  [4]

Кроме абсолютного свободного дебита, подсчитывают свободный дебит скважины при давлении на устье скважины, равном нулю. Подробно этот расчет дан в инструкции по испытанию газовых скважин.  [6]

Скважина имела абсолютный свободный дебит 2600 тыс. м3 / сутки при абсолютном давлении в пласте 219 ат.  [8]

Скважина имела абсолютный свободный дебит 2600 тыс. ма / сутки при абсолютном давлении в пласте 219 ат.  [10]

Скважина имела абсолютный свободный дебит 2600 тыс. м3 / сутки при абсолютном давлении в пласте 219 ат. При абсолютном пластовом давлении 70 ат свободный дебит равнялся 374 тыс. м3 / сутка.  [12]

Для определения абсолютного свободного дебита необходимо продолжить прямую линию до пересечения с горизонтальной линией, соответствующей значению / к2 - На графике ( рис. 20) эта точка обозначена буквой А, а стрелка вниз показывает соответствующий этой точке дебит газа.  [14]

Вследствие большой изменчивости коллекторских свойств абсолютные свободные дебиты газа из девонских отложений колеблются от 200 до 4000 тыс. м3 / сутки.

www.ngpedia.ru

Абсолютно свободный дебит - скважина

Абсолютно свободный дебит - скважина

Cтраница 1

Абсолютно свободные дебиты скважин, вскрывающих залежи нижнего карбона, достигают 10 млн. м3 / сут. В южной прибортовой зоне комплекс газоносен на Михайловском, Перещепин-ском, Зачепиловском, Левенцовском месторождениях. В пределах северного борта газ в нижнем карбоне известен на Качановском, Краснопоповском месторождениях. Наибольшие перспективы имеются в северо-западной части впадины, где открыты залежи газа на Глинско-Розбышевском, Солоховском, Талалаев-ском, Артюховском и других месторождениях. Здесь нижнекаменпоуголыше отложения находятся па глубинах 3 - 4 км. Залежи характеризуются очень высокими пластовыми давлениями. В составе газа содержится большое количество конденсата.  [1]

Средняя глубина залегания залежи 150 м - Газовые притоки получены в четырех скважинах; абсолютно свободные дебиты скважин составляли 74 - 180 тыс. м3 / сутки.  [3]

Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины должен соответствовать 10 - 25 % абсолютно свободного дебита скважины, т.е. дебиту, соответствующему забойному давлению 1 атм.  [4]

Третий этап разработки газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется установлением равномерной сетки эксплуатационных скважин и величины отбора по проценту от запасов газа и технологического режима работы скважин по определенному проценту от абсолютно свободного дебита скважин.  [5]

Расшеватское месторождение отличается крайне низкой проницаемостью продуктивного пласта и относительно небольшими дебитами скважин. Абсолютно свободные дебиты скважин составляют от 4 до 100 тыс. м3 / сут.  [6]

В крайнем западном блоке установлена газовая залежь с нефтяной оторочкой. Дебиты газа на ik - мм штуцере составляли 108 - 160 тыс. м3 / сутки, а дебиты конденсата 23 4 - 31 4 м3 / сутки. Абсолютно свободные дебиты скважин 179 - 287 тыс. м3 / сутки. В других блоках горизонт также содержит небольшие газовые залежи.  [7]

Горизонт слагают пористые доломиты и доломитизированные известняки. Горизонт содержит обширную газовую шапку с узкой нефтяной оторочкой, развитой на периклиналях и в юго-западной части северозападного крыла складки; оторочка в других частях структуры замещена водой. Абсолютно свободные дебиты скважин достигали 1036 - 1941 тыс. м3 / сутки. Этаж газоносности залежи изменяется от 95 м на северо-западном крыле до 178 м на юго-западной периклпналп.  [8]

В отложениях нижнего карбона открыты крупные залежи газа. Абсолютно свободные дебиты скважин нижнего карбона достигают 10 млн. м3 / сут. В южной прибортовой зоне бассейна комплекс продуктивен на Михайловском, Перещепинском, Зачепиловском, Левенцовском месторождениях. На северном борту газовые залежи в нижнем карбоне установлены на Качановском, Красно-поповском месторождениях. Перспективной является северо-западная часть бассейна, где открыты залежи газа на Глинско-Розбышевском, Солоховском, Талалаевском, Артюховском и других месторождениях. Глубины залегания нижнекаменноугольного комплекса здесь составляют 3 - 4 км. Залежи газа характеризуются очень высокими пластовыми давлениями. В составе газа содержится большое количество конденсата.  [9]

Разбитость структуры и микро фещиноватость сыграли решающую роль в образовании газовых залежей, распределении запасов по площади, их концентрации в отдельных участках. При этом в тектонических узлах значительно возрастают дебиты скважин. Так, для НАГ абсолютно свободные дебиты скважин изменяются от периферии к своду в пределах от 30 тыс. до I млн. м3 / сут.  [11]

Горизонт НК-4 представлен двумя песчаными пластами, из которых верхний выклинивается в северном направлении. Нижний пласт хорошо прослеживается в разрезах многих скважин и содержит основные запасы газа месторождения. Горизонт вскрыт в условиях газонасыщения в пяти скважинах. Расчетное пластовое давление составляет 450 кГ / см2, а а

www.ngpedia.ru

Абсолютный свободный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Абсолютный свободный дебит

Cтраница 2

В соответствии с такой изменчивостью физических параметров пласта абсолютные свободные дебиты газа из скважин также изменяются в широких пределах - от 65 до 1200 тыс. м3 / сутки, а свободные суточные дебиты через 63-мм фонтанные трубы - соответственно от 64 до 512 тыс. MS.  [16]

Резкая изменчивость коллекторских свойств пород обусловливает широкий диапазон абсолютных свободных дебитов газа: от 62 тыс. до 2000 тыс. м3 / сутки и более. Это обстоятельство требует осторожного подхода к выбору газопроводящей колонны. Рабочие дебиты по скважинам с учетом установленных выше максимально допустимых потерь пластовой энергии не превышают 300 тыс. м3 / сутки газа.  [17]

Пластовое давление на глубине 2200 м равно 246 am, а абсолютный свободный дебит из скважин, пробуренных на свиту медистых песчаников, изменяется в широких пределах - от 600 тыс. до 6 млн. м3 / сутки.  [18]

В скважинах, эксплуатирующих пласты с низкой проницаемостью, при определении абсолютного свободного дебита необходимо указывать продолжительность испытания и вид испытания. Например, потенциальный свободный дебит таких скважин, определенный при 3-часовом многоступенчатом испытании ( каждый дебит выдерживается 3 ч), будет меньше, чем дебит, определенный при 2-часовом многоступенчатом испытании. Свободный дебит, определенный при изохронном методе испытания в течение 3 ч, будет отличаться от свободного дебита, определенного при многоступенчатом испытании.  [19]

При точке пересечения прямой линии с ординатой рк2 находится на горизонтальной оси величина абсолютного свободного Дебита газа.  [20]

При точке пересечения прямой линии с ординатой рк2 находится на горизонтальной оси величина абсолютного свободного дебита газа.  [21]

Эта формула не отражает физической картины фильтрации и может быть использована только длз определения так называемого абсолютного свободного дебита.  [22]

Еще несколько лет назад на большой части газовых месторождений была принята методика определения рабочего дебита скважины как некоторой доли от абсолютного свободного дебита. При этом считали, что этот отбор не должен превышать 10 - 15 % для высокодебптных и 15 - 20 % для низкодобитных скважин.  [23]

Так как значение / к2 - 1 незначительно отличается от рк2, ордината, соответствующая рк2, принимается для определения абсолютного свободного дебита скважины.  [24]

Так как значение рк2 - 1 незначительно отличается от р 2, ордината, соответствующая рк2, принимается для определения абсолютного свободного дебита скважины.  [25]

Абсолютные свободные дебиты из этого горизонта составляют 297 - 422 тыс. мэ / сутки.  [27]

Термины рассчитанный абсолютный свободный дебит и потенциальный дебит при открытом фонтанировании обозначают количество кубических метров газа за 24 ч, которое можно получить из скважины, если давление на стенке забоя скважины равно атмосферному. Потенциальный дебит при открытом фонтанировании обычно определяется графически нанесением дебитов Q против соответствующих величин ( ру-р 2 - Прямолинейная зависимость между Q и ( р - p2s продолжается путем экстраполяции до значения дебита Q, которому соответствует величина ( р / - PS) при ps, равном атмосферному давлению.  [28]

Для определения производительности газовых скважин мы вынуждены пользоваться различными терминами, принятыми в газопромысловой практике, значение которых необходимо предварительно уточнить. Таких терминов или понятий три: абсолютный свободный дебит, максимальный свободный, или просто свободный дебит, и рабочий дебит.  [29]

В известняках малевского горизонта, залегающих на глубине 1725 - 1845 Л4, выделены два газоносных пласта суммарной эффективной мощностью 16 - 24 м с очень низкими коллекторскими свойствами. Максимальные свободные дебиты и абсолютные свободные дебиты газа не превышают 100 тыс. м3 / сутки.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Абсолютно свободный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Абсолютно свободный дебит

Cтраница 1

Абсолютно свободные дебиты 289 - 450 тыс. м3 / сутки.  [1]

Абсолютно свободные дебиты этих скважин изменялись от 1 43 млп.  [3]

Абсолютно свободный дебит газа 2000 тыс. м3 / сут; содержание конденсата в газе незначительное, пластовая температура 31 5 С.  [4]

Абсолютно свободный дебит газа 2000 тыс. М3 / сут; содержание конденсата в газе незначительное, пластовая температура 31 5 С.  [5]

Абсолютно свободные дебиты продуктивных скважин 190 - 420 тыс. м3 / сутки.  [6]

Абсолютно свободные дебиты продуктивных скважин не превышают 330 тыс. м3 / сутки.  [7]

Величина абсолютно свободного дебита газа на вскрытый интервал проявляющей зоны, равный 3 м, по данным проявления оказалась 3 6 тыс. м3 / сут. В результате последующих газодинамических исследований установлено, что свободный дебит газа составил 3 7 тыс. м3 / сут на 3 м фильтра.  [9]

Величина абсолютно свободного дебита газа на вскрытый интервал проявляющей зоны, равный 3 м, по данным проявления оказалась равной 3 6 тыс. м3 / сут. В результате газодинамических исследований установлено, что свободный дебит газа равен 3 7 тыс. м3 / сут на 3 м фильтра.  [11]

Эта величина абсолютно свободного дебита может быть определена также по уравнению ( IV. С и п, взятые из выражений ( IV.  [12]

По данным испытания скважин расчетные абсолютно свободные дебиты газа составляли 0 9 - 6 9 млн. м3 / сутки, а дебиты на 25 - 28-мм штуцерах - 330 - 970 тыс. м3 / сутки.  [13]

II пласта получен фонтан газа абсолютно свободным дебитом 1271 тыс. м3 / сутки. Залежь II пласта в 1966 г. была введена в опытно-промышленную эксплуатацию.  [14]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.

Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

Принципы выбора оптимального режима. При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные являются результатами геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов.

В частности, как правило, газовые залежи неоднородны но площади и по разрезу, их емкостные и фильтрационные параметры, запасы определяются неточно, в начальный период разработки отсутствует достаточное число скважин для получения достоверной информации.

На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказатся неправильным.

Для установления наиболее обоснованного технологического режима работы скважин необходимо учесть:

• географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты, форму, тип, размер и режим залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки), наличие и активность подошвенной и красных вод;

• условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойства промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью; устойчивость пласта к разрушению, влияние изменения давления на параметры пласта, водогазонефтенасыщенность пластов, их давления и температуры; совершенство скважин но степени и характеру вскрытия пласта;

• состав газа, конденсата, нефти (при наличии оторочки) и воды, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов – H2S, СО2, ртути и др.; наличие отдельных пропластков и характер их изменения по толщине и по площади, наличие органических кислот в пластовой воде; влагосодержание газа, физико-химические свойства газа, конденсата, воды и нефти и их изменение по площади и по разрезу;

• конструкцию скважин, оборудование забоя и устья скважины; схему сбора, очистки и осушки газа на промысле и условия очистки, осушки и транспортировки газа; характеристики применяемого скважинного ипромыслового оборудования;

• условия потребления газа по темпу отбора, неравномерность потребления, теплотворную способность газа.

Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом "всех" факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, можно отнести следующие:

• деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

• наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

• условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов газ-нефть или газ-вода;

• возможность образования жидкостных или песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации;

• наличие коррозионно-активных компонентов в составе добываемого газа и пластовой воды, концентрацию этих компонентов, давление, температуру и скорость потока по стволу скважины;

• многопластовость, различие составов газов, давлений и температур отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между ними и последовательность их залегания, одинаковость уровня газоводяных контактов, неоднородность разреза по прочностным и фильтрационным признакам.

По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.

Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим максимально допустимой депрессии на пласт. Этот распространенный на практике режим математически записывается в виде:

, (12.13)

где: Рк(t) — пластовое давление в районе рассматриваемой скважины в момент времени t;

Рc(t) — забойное давление в той же скважине в момент времени t;

δ допустимая депрессия на пласт.

В результате исследования скважины при различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения коллектора и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласт. Время (t) в (12.13) соответствует моменту проведения исследования скважины.

Согласно прогнозным расчете, при дальнейшей разработки месторождения и падении пластовых около скважин забойное давление в некоторой конкретной скважине изменяется во времени так, чтобы тождественно выполнялось равенство (12.13).

Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых коллекторов, строго говоря, не оптимален. В подобных случаях целесообразнее поддерживать на поверхности перфорационных каналов максимально допустимый градиент давления. Именно градиенту давления, а не депрессии на пласт пропорциональна разрушающая скелет породы сила.

Для совершенной по степени и характеру вскрытия скважины режим допустимого градиента давления с на стенке скважины характеризуется следующей формулой

, (12.14)

где:

А и B – коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине;

Rк – радиус удельной зоны дренирования скважины.

Для несовершенной по степени и характеру вскрытия скважины

где: Fс – суммарная площадь поверхности перфорационных отверстий;

 - коэффициент, учитывающий извилистость поровых каналов.

По результатам исследования скважины определяются максимальный дебит и соответственно такое минимальное забойное давление, при котором коллектор не разрушается.

При разработке месторождений природных газов происходит падение пластового давления. В газоконденсатных месторождениях падение давления приводит к выпадению в пласте конденсата.

В настоящее время считается, что большая часть выпавшего в пласте конденсата практически не может быть извлечена. В определенной мере это связано с окончанием разработки месторождения при некотором конечном допустимом пластовом давлении. При значительном содержании конденсата в газе потери конденсата можно сократить поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды. При поддержании пластового давления для эксплуатационных скважин путем расчетов определяются и задаются значения забойных давлений из условия сокращения потерь конденсата в пласте.

При разработке газоконденсатных месторождений с активным водонапорным режимом также возможно поддержание требуемого забойного давления в скважинах для уменьшения потерь конденсата. Однако в большинстве подобных случаев отбор из месторождения будет с течением времени уменьшаться.

При значительном содержании конденсата в газе раннее падение добычи из месторождения иногда может быть оправданным. Следовательно, при разработке газоконденсатных месторождений допустимым технологическим режимом эксплуатации скважин можно считать режим заданного во времени забойного давления

, (12.15)

Эта зависимость изменения во времени забойного давления определяется технико-экономическими расчетами. Частным случаем такого режима является режим допустимого постоянного во времени забойного давления .

В ряде случаев технологические условия потребления газа, например местным потребителем, приводят к необходимости поддержания заданного во времени дебита скважин или заданного давления на устье скважин. Следовательно, условия потребления газа могут диктовать следующие технологические режимы эксплуатации скважин: режим заданного давления на устье скважины

, (12.16)

Технологический режим заданного давления на устье скважины поддерживают исходя из требования дальнего транспорта газа по магистральному газопроводу при отсутствии дожимной компрессорной станции или задержке ее строительства.

Свободный дебит – это дебит, который давала бы совершенная скважина при давлении на устье равном 0,1МПа. Свободный дебит характеризует скважину.

, (12.16)

где: a и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины;

 - параметр

(12.17)

S – безразмерный параметр;

zср – средний коэффициент сжимаемости газа;

Tср – средняя температура газа по стволу скважины;

λ – коэффициент сопротивления;

Dэф – эффективный диаметр труб, по которым движется газ.

Абсолютно-свободный дебит. Абсолютно-свободный дебит – это дебит, который бы давала бы совершенная скважина при давлении на забое равном 0,1МПа. Абсолютно-свободный дебит характеризует продуктивные возможности пласта

, (12.18)

studfile.net

4.9 Определение свободного и абсолютно-свободного дебита газовых скважин

Понятия свободный и абсолютно-свободный дебиты в подземную газогидродинамику введены с целью оценки потенциально возможной производительности скважин и режима их эксплуатации, ориентированные по данным специалистов США на 10≤Qабс≤25%. Однако, такая ориентация не может быть распространена на все газовые и газоконденсатные месторождения, отличающиеся емкостными и фильтрационными свойствами, различными устойчивостями к деформации и разрушению призабойной зоны пласта. Формулы для определения свободного и абсолютно-свободного дебитов в газовых скважинах имеют вид:

(4.40)

(4.41)

где а, b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования скважин; , – разность квадратов пластового и забойного давлений. При определении абсолютно-свободного дебитаQабс величина Рз принимается равной Рз=1 атм.; – разность квадратов пластового и устьевого давлений при определении свободного дебитаQсв. При определении свободного дебита Qсв величина принимается равной Ру=1 атм.; θ – размерный коэффициент, характеризующий движение газа по трубам от забоя до устья скважин. Структуры коэффициентов а, b и θ приведены в предыдущих пунктах.

4.10 Методика исследования скважин в условиях образования гидратов

На большинстве северных месторождений, имеющих сравнительно низкие температуры пласта, в процессе испытания скважин методом установившихся отборов возникают условия для образования гидратов. Эти условия зависят, прежде всего, от состава газа, его влагосодержания, давления по пути движения газа, теплофизических свойств газа и окружающей ствол скважины среды и др. Различия перечисленных параметров на разных месторождениях обусловливают неоднозначность равновесных условий гидратообразования даже в пределах одного месторождения со значительными газоносной толщиной и площадью.

Возможность образования гидратов в процессе испытания скважин на различных режимах значительно выше, чем при эксплуатации на заданном режиме, что связано с необходимостью изменения давления и дебита в большом диапазоне при исследовании.

Образование гидратов в призабойной зоне пласта, в стволе скважины, в шлейфе, штуцерах приводит к осложнениям при испытании и большим погрешностям в полученных результатах.

Исследования без осложнений с применением и без применения ингибиторов гидратообразования должны быть проведены, исходя из глубины залегания и района расположения залежи, обусловливающих пластовое давление и температуру, с учетом состава газа и его влагосодержания, наличия и характеристик зоны многолетней мерзлоты и т.д.

Условия образования гидратов выражаются через равновесное давление и температуру гидратообразования Рр и Тр. Возможность образования гидратов в призабойной зоне и по стволу скважины на различных режимах в процессе испытания можно исключить только при условии, что на всех предполагаемых режимах при исследовании устьевые давления и температуры будут выше, чем Рр и Tр.

В зависимости от характеристики месторождения гидраты в призабойной зоне и в стволе скважины могут образоваться на всех или только на отдельных режимах. В условиях возможного образования гидратов качественное исследование скважин (исключая специальные исследования) методом установившихся отборов достигается только при условии применения ингибиторов.

Ингибиторы гидратообразования снижают температуру гидратообразования и, снимают ограничения, вызванные депрессией по пути движения газа и расходом газа.

Понижение равновесной температуры для метанола, этиленгликоля (ЭГ) и диэтиленгликоля (ДЭГ) определяется по формуле:

Δt=КС2/М(100–С2), (4.42)

где С2 – весовая концентрация отработанного ингибитора, %; М – молекулярная масса; К – коэффициент, определяемый экспериментально. Значения М и К для метанола, ЭГ и ДЭГ приведены в таблице 4.3:

Таблица 4.3 – Значение молекулярной массы и коэффициента К для ингибиторов.

№№ п/п

Ингибитор

М

К

Примечание

1

Метанол

32

1295

2

ЭГ

62

1220

3

ДЭГ

106

2430

Понижение равновесной температуры при применении хлористого кальция можно определить по эмпирической формуле:

Δt=0,0275С22 (4.43)

Количество ингибитора, вводимого в скважину, определяют, исходя из влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях, дебита скважины и необходимой концентрации ингибитора.

Для своевременного предупреждения гидратообразования важно правильно обосновать норму его расхода.

Расход ингибиторов гидратообразования можно определить по формуле:

(4.44)

где G – расход ингибитора, кг/1000 м3; – влагосодержание газа, кг/1000 м3; C1 – начальная концентрация ингибитора, мас.%; С2 – концентрация ингибитора, требующаяся для предупреждения гидратообразования, мас.%; gи – количество ингибитора, переходящее в газовую фазу, кг/1000 м3; gk – количество ингибитора, растворенное в углеводородном конденсате, кг/1000 м3.

Концентрацию ингибитора, обеспечивающую требуемое снижение температуры гидратообразования, можно определить графически из рисунка 4.14, а количество ингибитора, переходящего в газовую фазу, по формуле

gи=0,001αС2, (4.45)

где α – коэффициент распределения (отношение содержания метанола в газовой фазе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в растворе), определяемый по формуле:

α=1,97∙10-2Р-0,7ехр[6,54∙102Т–11,128], (4.46)

где Р – давление в системе, МПа; Т – температура, К.

Количество ингибитора в конденсате определяется формулой:

gк=0,01Скqк (4.47)

где Ск – растворимость ингибитора в конденсате, мас.%; qk – удельный выход сырого конденсата, кг/1000 м3.

Минерализованные воды в определенной степени сами могут предупреждать гидратообразование газов (см. рисунок 4.12).

а б

Рисунок 4.12Понижение температуры гидратообразования природного газа от минерализации воды в зави­симости от содержания метанола в пластовой воде (а) 1÷6 – содержание СН3ОН, %: 1 – 25; 2 – 20; 3 – 15; 4 – 10; 5 – 5 и 6 – 0

и зависимость понижения температуры гидратообразования природного газа с ρ=0,6 от массовой концентрации ингибиторов (б): 1 – LiCl; 2 – MgCl2; 3 – NaCl; 4 – NH4OH; 5 – СаС12; 6 – СН3ОН; 7 – ЭГ, 8 – ДЭГ, 9 – ТЭГ

studfile.net

абсолютный свободный дебит скважины ( — с английского на русский

Все языкиАбхазскийАдыгейскийАфрикаансАйнский языкАканАлтайскийАрагонскийАрабскийАстурийскийАймараАзербайджанскийБашкирскийБагобоБелорусскийБолгарскийТибетскийБурятскийКаталанскийЧеченскийШорскийЧерокиШайенскогоКриЧешскийКрымскотатарскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧувашскийВаллийскийДатскийНемецкийДолганскийГреческийАнглийскийЭсперантоИспанскийЭстонскийБаскскийЭвенкийскийПерсидскийФинскийФарерскийФранцузскийИрландскийГэльскийГуараниКлингонскийЭльзасскийИвритХиндиХорватскийВерхнелужицкийГаитянскийВенгерскийАрмянскийИндонезийскийИнупиакИнгушскийИсландскийИтальянскийЯпонскийГрузинскийКарачаевскийЧеркесскийКазахскийКхмерскийКорейскийКумыкскийКурдскийКомиКиргизскийЛатинскийЛюксембургскийСефардскийЛингалаЛитовскийЛатышскийМаньчжурскийМикенскийМокшанскийМаориМарийскийМакедонскийКомиМонгольскийМалайскийМайяЭрзянскийНидерландскийНорвежскийНауатльОрокскийНогайскийОсетинскийОсманскийПенджабскийПалиПольскийПапьяментоДревнерусский языкПортугальскийКечуаКвеньяРумынский, МолдавскийАрумынскийРусскийСанскритСеверносаамскийЯкутскийСловацкийСловенскийАлбанскийСербскийШведскийСуахилиШумерскийСилезскийТофаларскийТаджикскийТайскийТуркменскийТагальскийТурецкийТатарскийТувинскийТвиУдмурдскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийУзбекскийВьетнамскийВепсскийВарайскийЮпийскийИдишЙорубаКитайский

 

Все языкиРусскийПерсидскийИспанскийИвритНемецкийНорвежскийИтальянскийСуахилиКазахскийНидерландскийХорватскийДатскийУкраинскийКитайскийКаталанскийАлбанскийКурдскийИндонезийскийВьетнамскийМаориТагальскийУрдуИсландскийВенгерскийХиндиИрландскийФарерскийПортугальскийФранцузскийБолгарскийТурецкийСловенскийПольскийАрабскийЛитовскийМонгольскийТайскийПалиМакедонскийКорейскийЛатышскийГрузинскийШведскийРумынский, МолдавскийЯпонскийЧешскийФинскийСербскийСловацкийГаитянскийАрмянскийЭстонскийГреческийАнглийскийЛатинскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)АзербайджанскийТамильскийКвеньяАфрикаансПапьяментоМокшанскийЙорубаЭрзянскийМарийскийЧувашскийУдмурдскийТатарскийУйгурскийМалайскийМальтийскийЧерокиЧаморроКлингонскийБаскский

translate.academic.ru

абсолютный+свободный+дебит+скважины+( — с английского на русский

Все языкиАбхазскийАдыгейскийАфрикаансАйнский языкАканАлтайскийАрагонскийАрабскийАстурийскийАймараАзербайджанскийБашкирскийБагобоБелорусскийБолгарскийТибетскийБурятскийКаталанскийЧеченскийШорскийЧерокиШайенскогоКриЧешскийКрымскотатарскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧувашскийВаллийскийДатскийНемецкийДолганскийГреческийАнглийскийЭсперантоИспанскийЭстонскийБаскскийЭвенкийскийПерсидскийФинскийФарерскийФранцузскийИрландскийГэльскийГуараниКлингонскийЭльзасскийИвритХиндиХорватскийВерхнелужицкийГаитянскийВенгерскийАрмянскийИндонезийскийИнупиакИнгушскийИсландскийИтальянскийЯпонскийГрузинскийКарачаевскийЧеркесскийКазахскийКхмерскийКорейскийКумыкскийКурдскийКомиКиргизскийЛатинскийЛюксембургскийСефардскийЛингалаЛитовскийЛатышскийМаньчжурскийМикенскийМокшанскийМаориМарийскийМакедонскийКомиМонгольскийМалайскийМайяЭрзянскийНидерландскийНорвежскийНауатльОрокскийНогайскийОсетинскийОсманскийПенджабскийПалиПольскийПапьяментоДревнерусский языкПортугальскийКечуаКвеньяРумынский, МолдавскийАрумынскийРусскийСанскритСеверносаамскийЯкутскийСловацкийСловенскийАлбанскийСербскийШведскийСуахилиШумерскийСилезскийТофаларскийТаджикскийТайскийТуркменскийТагальскийТурецкийТатарскийТувинскийТвиУдмурдскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийУзбекскийВьетнамскийВепсскийВарайскийЮпийскийИдишЙорубаКитайский

 

Все языкиРусскийПерсидскийИспанскийИвритНемецкийНорвежскийИтальянскийСуахилиКазахскийНидерландскийХорватскийДатскийУкраинскийКитайскийКаталанскийАлбанскийКурдскийИндонезийскийВьетнамскийМаориТагальскийУрдуИсландскийВенгерскийХиндиИрландскийФарерскийПортугальскийФранцузскийБолгарскийТурецкийСловенскийПольскийАрабскийЛитовскийМонгольскийТайскийПалиМакедонскийКорейскийЛатышскийГрузинскийШведскийРумынский, МолдавскийЯпонскийЧешскийФинскийСербскийСловацкийГаитянскийАрмянскийЭстонскийГреческийАнглийскийЛатинскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)АзербайджанскийТамильскийКвеньяАфрикаансПапьяментоМокшанскийЙорубаЭрзянскийМарийскийЧувашскийУдмурдскийТатарскийУйгурскийМалайскийМальтийскийЧерокиЧаморроКлингонскийБаскский

translate.academic.ru


Смотрите также