Дебит газовой скважины
РАСЧЕТ ДЕБИТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ — Студопедия
Общее уравнение притока газа в скважину
- = a + b (66)
где a и b – числовые коэффициенты, соответственно, и –дебит газа, приведенный к нормальным условиям, /сут.
Давление на забое скважины
= (67)
где – измеренное в межтрубном пространстве давление на устье скважины, МПа; – глубина скважины, м; – относительная плотность газа в скважине; – средняя температура газа в скважине, .
Числовые коэффициенты уравнение (66) рассчитывают методом наименьших квадратов по следующим формулам:
a = (68)
b = (69)
где – дебиты газа по отдельным замерам? /сут , – число замеров.
Задача 11. Рассчитать дебит газовой скважины для следующих условий:
глубина скважины 2500 м; плотность газа в скважине 1,06 кг/ , средняя температура в скважине 47 .
Расчет дебита провести для давления =0,9
Результаты исследований представлены ниже.
Решение.Рассчитываем забойный давления, соответствующие режимам замеров.
Режим 1.
= 32 = 32
Режим 2.
32
Режим 3.
33
Режим 4.
34,1
Определяем пластовое давление = 34,6 . Число замеров в процессе исследования скважины N = 4. Рассчитываем :
Режим 1. = – = 1880,98 – 1608,81 = 272,15;
Режим 2. = 1880,96 – = 1880,96 – 1690,03 = 190,93;
Режим 3. = 1880,96 – = 1880,96 – 1764 = 116,96;
Режим 4. = 1880,96 – = 1880,96 – 1827,56 = 53,4.
Вычисляем коэффициент а.
а = = 0,6439 ,
а также коэффициент b:
b = = 2,139 .
Рассчитываем забойное давление для заданного условия = 0,9
= 0,9 43,37 = 39,03 МПа,
а также
= – =1880,9569 – 1523,5750 = 357,3819.
Из уравнения (66)
=
или
= = = = =1,15 /сут.
Таким образом, дебит скважины при 0,9 составит 1,15 /сут.
studopedia.ru
Дебит - газовая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Дебит - газовая скважина
Cтраница 3
По мере истощения газовых месторождений дебиты газовых скважин уменьшаются. Условия же внедрения воды в залежь улучшаются, начинается обводнение скважин, а энергии для выноса воды может уже не хватать. [31]
Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические. [32]
Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и зкономнческиэ. [33]
Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические. [34]
Для точного решения задачи о безводном дебите газовой скважины необходимо знание истинного положения границы раздела газ-вода и распределения давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважиной. Истинная граница раздела газ-вода является функцией времени и режима эксплуатации скважины. Поэтому с целью получения простых расчетных формул для определения предельного безводного дебита исследуется влияние стационарного конуса воды на производительность газовой скважины. Точнее эта задача может быть решена численно с применением ЭВМ. Отметим, что степень точности определения предельного безводного дебита в нашей постановке не уступает точности исходной информации, используемой при проектировании разработки газовых и газо-конденсатных месторождений. [35]
В большинстве случаев, однако, дебит газовых скважин не следует полностью закону Дарси, так же как в некоторых случаях и для нефтяных и водяных скважин. [36]
С падением давления в залежи уменьшаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, изменяется ( как правило, упрощается) конструкция вновь пробуренных эксплуатационных скважин. Примером может служить изменение конструкции скважин на Шебелинском месторождении в процессе разработки месторождения. [37]
С падением давления в залежи уменьшаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, а также изменяются конструкции пробуренных на поздних этапах эксплуатационных скважин. [39]
Он применяется в системах автоматического регулирования дебита газовых скважин. [40]
Таким образом, условиями, наиболее ограничивающими дебиты газовых скважин, могут быть разрушение призабойной зоны пласта и связанный с этим вынос песчинок и частиц породы, а также подтягивание конуса подошвенной воды, вызывающее обводнение скважин. [41]
Темпы падения пластовых давлений определяют темпы падения дебитов газовых скважин, продолжительность периода бескомпрессорной эксплуатации, изменение во времени мощности холодильных установок и компрессорной станции. [42]
Штуцер регулируемый ШР-12 предназначен для ручного регулирования дебита газовых скважин путем изменения площади проходного сечения для газового потока. [43]
Выведена формула зависимости изменения забойного давления от переменного дебита газовой скважины для линеаризованного уравнения фильтрации. Формула может быть использована при обработке нестационарных исследований скважин для определения среднего значения проницаемости. [44]
www.ngpedia.ru
Дебит - газовая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Дебит - газовая скважина
Cтраница 2
Для определения дебита газовой скважины в стандартных условиях Ср ОД МПа и 20 С) в формулу (4.5) следует внести температурную поправку. [16]
В былое время дебит газовой скважины замеряли обычно на базе производительности открытого ( свободного) истечения газа из ствола скважины. [17]
В большинстве случаев дебит газовых скважин не следует закону Дарси, так же как в некоторых случаях и для нефтяных и водяных скважин. [18]
Аналогичным образом определяется минимально рентабельный дебит газовой скважины, при достижении к-рого ее дальнейшая эксплуатация становится нерентабельной. [19]
Задвижки для регулирования дебита газовых скважин применять не следует, так как они не приспособлены для этого. Длительная работа частично открытой задвижки приводит к истиранию запорного органа, и задвижка уже не может быть использована для закрытия газопровода. [20]
Дебитограмма характеризует распределение дебита газовой скважины по отд. Для ее построения используют разл. [21]
Задвижки для регулирования дебита газовых скважин применять не следует, так как они для этого не приспособлены. Длительная работа частично открытой задвижки приводит к истиранию запорного органа, и задвижка уже не может быть использована для перекрытия потока газа. [22]
Если фактором, лимитирующим дебит газовой скважины, является опасность прорыва в нее конуса подошвенной воды, то эксплуатация скважины должна вестись так, чтобы дебит ее был равен максимально допустимому, при котором вода еще не поступает в скважину. Образовавшийся при этом конус подошвенной воды практически ( если не учитывать общий подъем подошвенной воды, обусловленной водонапорным режимом) находится в стабильном положении. Такой дебит называется предельным безводным дебитом. [23]
Предназначен для дистанционного регулирования дебита газовых скважин. [24]
В системах автоматического регулирования дебита газовых скважин в качестве исполнительных механизмов используют штуцеры с пневмоприводами. [25]
Падение давления определяет падение дебита газовых скважин, что в свою очередь определяет потребное количество скважин для поддержания заданного уровня добычи газа из месторождения, продолжительность периода бескомпрессорной эксплуатации, время необходимого ввода в эксплуатацию компрессорных станций и пр. [26]
Таким образом, принятый нами дебит газовой скважины в 500 м31сек ( 43 2 млн. м / сутки) невозможен даже при самых неблагоприятных условиях открытого фонтанирования газовой скважины. [27]
Таким образом, принятый нами дебит газовой скважины в 500 ( 43 2 млн. м3 / су тки) невозможен даже при самых неблагоприятных условиях открытого фонтанирования газовой скважины. [28]
По мере истощения газовых месторождений дебиты газовых скважин уменьшаются. Условия же внедрения воды в залежь улучшаются, начинается обводнение скважин, а энергии для выноса воды может уже не хватать. [29]
К техническим факторам, ограничивающим дебиты газовых скважин, относятся следующие. [30]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Способ определения дебита действующей газовой скважины
Способ определения дебита действующей газовой скважины. Сущность изобретения: определяют дебиты газовых скважин, закрывают скважину на устье, измеряют рост на устье через определенные промежутки времени и строят кривую восстановления давления. На начальном участке КВД по нескольким скважинам залежи определяют максимальное значение скорости прироста давления в единицу времени и строят интегральную зависимость дебита скважины от этого прироста, по которой определяют дебит действующей газовой скважины, предварительно определив максимальный прирост давления в этой скважине. 2 ил., 1 табл.
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации добывающих газовых и газоконденсатных скважин для определения их дебита, в процессе эксплуатации залежи.
Известен способ определения дебита действующей газовой скважины с помощью диафрагменных расходомеров не критического истечения /ДИКТ/ при направлении продукции исследуемой скважины в систему газоснабжения [1] Данный способ определения дебита газовой скважин обладает недостаточной точностью при расчете дебита газа, что обусловлено, как использованием эмпирических зависимостей в расчетах, так и неизбежными абразивными изменениями в конструктивных элементах счетчика под действием флюида в процессе работы. Известен также акустический способ определения дебита, при котором дебит газа определяется уровнем шума или уровнем звукового давления, генерируемого газовой струей, при истечении газа в атмосферу. Недостатком данного способа является недостаточная точность замеров. Этими же недостатками обладает и наиболее широко используемый на промыслах способ определения дебита скважины при помощи диафрагменного расходомера некритического истечения /ДИКТ/ или трубками ПИТО, установленными на факельной линии [2] который выбирается в качестве прототипа. Предлагаемое решение обладает повышенной оперативностью определения дебита при сокращении времени замеров за счет использования объема ствола скважины в замерах, не требующее отработки скважины на факел на различных режимах работы. Замер производится на рабочем, установившемся при эксплуатации режиме путем кратковременного, не более чем на 10 мин закрытия скважины на устье. Пропуски газа не допускаются. Данный способ определения дебита действующей газовой скважины включает замеры дебита на нескольких скважинах залежи и отличается тем, что после замера дебита конкретной скважины ее закрывают на устье и измеряют рост давления через определенные промежутки времени в каждой из этих скважин их остановки и строят кривую восстановления давления /предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем, или на забое глубинным монометром/. По начальному участку КВД определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени по нескольким скважинам данной залежи, с одинаковым объемом ствола скважины, и строят интегральную зависимость этого прироста от замеренного дебита. Для определения дебита каждой действующей скважины в процессе эксплуатации залежи производят ее кратковременную остановку, не более чем на 10 мин, измеряют рост давления через определенные промежутки времени и строят кривую восстановления давления (предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем или на забое глубинным монометром), по начальному участку которой определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени и по нему на интегральной зависимости определяют дебит действующей скважины и его соответствие оптимальному режиму работы. Предлагаемый способ иллюстрируется таблицей, а также графиками, изображенными на фиг.1 и 2. Таблица и графики составлены на основании фактических замеров на действующих газовых скважинах. В таблице приведены промысловые замеры роста давлений на устье после остановки скважины, определения дебита газа по приросту давления начального участка КВД по 10 скважинам газовой залежи размером 20х35 км, залегающей на глубине 2500-3000 м, приуроченной к нижнемеловым песчаникам Валанжинского горизонта, пористостью 7-17% проницаемостью /0,001-14/10 мкм, на которой пробурено более 50 эксплуатационных скважин. На фиг.2 приведена построенная вышеуказанным способом интегральная зависимость дебита скважины от максимальных значений прироста давления. На фиг.1 показан пример построения КВД по результатам фактических замеров давлений через определенные промежутки времени и определения максимальных значений прироста давления в единицу времени. Осуществляется предложенный способ следующим образом. Устье действующей газовой скважины оборудуется образцовыми монометрами, устанавливаемыми для замеров на трубном и затрубном пространстве, и при возможности самописцами для регистрации КВД на специальном бланке, или регистрацию КВД производят глубинным монометром в стволе скважины. Останавливают скважину не более чем на 10 мин и через определенные промежутки времени замеряют изменение давления. Промежутки времени выбираются в зависимости от дебита скважины и рабочей депрессии на пласт. Наиболее часто замеры снимают через 1, 2, 3, 5 и 10 мин после остановки скважины. Причем, чем больше дебит скважины и меньше депрессия, тем требуется меньший промежуток между замерами. Затем строят КВД, по начальному участку которой (фиг.1) определяют прирост давления в единицу времени, выбирают максимальное его значение. Например, для скважины N 20803 прирост давления составляет 10 кг/см2/мин. По этой величине на интегральной зависимости (см. фиг.2) определяют дебит газа, равный 430 тыс.м3/сут. Для высокодебитных газовых скважин, работающих с небольшой депрессией при определении максимального значения прироста давления в единицу времени, необходимо пользоваться самописцем для регистрации КВД. Из таблицы следует, что предлагаемое решение позволяет оперативно определить дебиты газа и продуктивность скважины с высокой точностью, т.е. погрешностью, не превышающей 5% по сравнению с промысловыми замерами по ДИКТу, но в более широком диапазоне значений определяемых дебитов флюида от менее чем 1 тыс.м3/с до 500 и более тыс.м3/с. На основании выявленной закономерности специалистами разработана программа определения дебита действующей газовой скважины, которая в настоящее время начинает внедряться в производство. Данный способ позволяет оперативно и эффективно оценить изменение дебита и продуктивности скважины после проведения текущего, капитального ремонта и работ по интенсификации притока флюида. Определяя дебит и продуктивность скважин до и после проведения работ и сравнив полученные значения, мы имеем возможность оценить эффективность проведения работ и применяемых реагентов растворов, технологии и т.д. при глушении, капитальном и текущем ремонтах скважины, обработке призабойной зоны пласта.Формула изобретения
Способ определения дебита действующей газовой скважины, включающий замеры дебита на нескольких скважинах залежи, отличающийся тем, что после замера дебита конкретной скважины существующим способом ее закрывают на устье и измеряют рост давлений на устье через определенные промежутки времени в каждой из этих скважин после их остановки и строят кривую восстановления давления (предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем давлений, или на забое глубинным манометром), по начальному участку которой определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени по нескольким скважинам данной залежи и строят кривую интегральной зависимости этого прироста от замеренного дебита а для определения дебита каждой действующей скважины в процессе эксплуатации данной залежи производят кратковременную остановку путем перекрытия скважины на устье, измеряют рост давления на устье через определенные промежутки времени и строят кривую восстановления давления (предпочтительнее регистрировать КВД на устье самописцем давлений, а на забое глубинным манометром), по начальному участку которой определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени и по нему на интегральной зависимости определяют дебит действующей скважины и его соответствие оптимальному режиму работы.РИСУНКИ
Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3findpatent.ru
