Формула дюпюи для газовой скважины

Формула дюпюи с единицами измерения. Как определить дебит скважины по формуле Дюпюи

Закон Дарси

Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием градиента давления. Согласно закону Дарси скорость v движения (фильтрации) жидкости (газа) в пористой среде прямо пропорциональна градиенту давления grad р, т.е. перепаду давления р, приходящемуся на единицу длины пути движения жидкости или газа и направлена в сторону падения давления:

В этой форме записи закона Дарси коэффициент пропорциональности равен подвижности жидкости, т.е. отношению проницаемости k породы к вязкости жидкости m.

Скорость фильтрации определяется отношением расхода жидкости w, протекающей через образец породы, к площади поперечного сечения образца S, расположенного перпендикулярно к направлению потока:

Принимая градиент давления на образце породы длиной L величиной постоянной

,

закон Дарси обычно записывают в виде формулы:

Истинная скорость движения жидкости в пористой среде больше скорости фильтрации, так как на самом деле жидкость движется не по всему сечению образца, а лишь по поровым каналам, суммарная площадь которых S 1 меньше общей площади образца S:

Здесь m дин – динамическая пористость образца породы.

Очевидно, что

т.е. истинная скорость движения жидкости в пористой среде равна отношению скорости фильтрации к динамической пористости коллектора.

При фильтрации через пористую среду газа его объемный расход по длине образца изменяется в связи с уменьшением давления. Среднее давление по длине образца пористой породы принимают равным:

где р 1 и р 2 – соответственно давление газа на границах образца.

Средний объемный расход газа w г при его изотермическом расширении по длине образца можно оценить по формуле, вытекающей из закона Бойля-Мариотта для идеальных газов:

где w 0 – расход газа при атмосферном давлении р ат.

Закон Дарси при фильтрации газа записывается в виде формулы:

Здесь m г – вязкость газа.

Закон Дарси – основной закон подземной гидродинамики – науки, на которой базируются методы проектирования и контроля процессов разработки нефтяных и газовых месторождений и методы промысловых исследований скважин и пластов.

Производительность скважин.

Формула Дюпюи.

Производительность добывающих нефтяных и газовых скважин характеризуется их дебитом, то есть количеством жидкости или газа, поступающим из них в единицу времени. По формулам Дарси можно рассчитать скорость фильтрации нефти и газа при установившемся плоскопараллельном фильтрационном потоке, когда все частички жидкости (газа) движутся по прямолинейным параллельным траекториям, например, в трубе.

Фильтрация жидкости или газа по пласту в районе расположения скважины в большинстве случаев имеет радиальный или близкий к нему характер; траектории частиц (линии тока) направлены по радиусам окружности, центр которой совпадает с центром скважины (рис. 1.15). Жидкость или газ движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважине непрерывно уменьшается.

Если кровля и подошва продуктивного пласта непроницаемы, толщина его постоянна и строение однородно, скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости или газа непрерывно возрастает, достигая максимального значения на стенках скважины. Для оценки притока жидкости или газа к отдельным скважинам в этом случае применяют формулы, выведенные на основе закона Дарси для пл

kupildoma.ru

Приток нефти к Формула Дюпюи

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. Источники пластовой энергии. Приток нефти к скв. Формула Дюпюи.

Источники:

Энергия пластового давления

Энергия пластовых вод

Энергия растворенного в нефти попутного газа

Энергия газа в газовой шапке

Энергия гравитационного поля

Как происходит приток с учетом допущений:

1.Закон Дарси (скорость фильтрации) ф = ∆∆

2.Пласт однороден

3.Процесс установившийся-изотермический

4.Отсутствуют фазовые превращения (P>Pнач), ( не выпадают отложения парафинов, не выделяется свободный газ и тд.)

2 (к− )

Уравнение Дюпюи в пластовых условиях: = к

ln ( )

2 (к− )

Уравнение Дюпюи на поверхности: = к , где bн-объемный

ln( )н

коэф.нефти.(почти всегда >1)

2. Водонапорный, упругий и упруговодонапорный режим разработки нефтяных месторождений.

Режим разработки - совокупность природных и технологических факторов, определяющих закономерности фильтрации в пласте.

1.Водонапорный режим - при этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной заачки воды через систему нагн. Скв.

(схема)

Pпл>Рнас(при этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой). КИН=0.5-0.6=Vизвл.н/Vпол.зап( в лучших условиях до

0.72)

Схема:

2.Упругий режим-при этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти. Обязательное условие: Pпл>Рнас. Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения запасов нефти.

Факторы:

Сжатие пласта, уменьшение пористости

Расширение нефти при снижении давления.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. Упруго-водонапорный режим

Объем водоносной части намного больше нефтяной залежи. Происходит совместная разработка за счет воды и упругих свойств.

Схема:

3.Газонапорный режим разработки нефтяных м/р, режим растворенного газа и гравитационный режим.

1. Газонапорный режим - появляется на месторождениях с газовой шапкой. Режим работы - Основная энергия продвигающая нефть-напор газа газовой шапки. В

этом случае нефть вытесняется к скв. под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в верхней части пласта.

Схема:

2.Режим Растворенного газа - Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и перехода его в свободное состояние,увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой смеси к точкам

пониженного давления( забой скв).

Принцип: Из нефти начинает выделяться попутный газ (Pпл<Рнас). Источник пластовой энергии-упругость газонефтяной смеси.

Условия существования режима:

Pпл<Рнас

Отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурной воды

Отсутствие газовой шапки

Геологическая залежь должна бы запечатана.

При этих условиях пластовая энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части пласта.

3.Гравитационный режим-фильтрация жидкости к забоям скв. происходит при наличии свободной поверхности (св.пов-сть-поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающаяся в динамических условиях фильтрации, на которой давление во всех точках остается постоянном). При гравитационном режиме скв. имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса. Данный режим происходит когда нет других

источников энергии. Схема:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4. Технология и техника воздействия на залежь путем заводнения.

Заводение-доминирующий метод воздействия на пласт.

Основные характеристики ППД(поддержание пластового давления) заводнением, которые зависит от факторов:

Кол-во закачиваемой воды

Степень компенсации отборов нефти закачкой воды

Число нагн. И добывающих скв.

Режим работы скв.

Схема:

5. Схемы систем ППД при заводнении.

Законтурное заводнение

Приконтурное заводнение (1 и2 могут быть реализованы на небольших м/р)

Внутриконтурное заводнение (реализуется на крупных и гигантских м/р)

3 СХЕМЫ:

Системы избирательного и очагового заводнения.-Скважины располагаются с учетом геол. Строения пласта и с условиями разработки.

Площадные системы:

6.ППД путем закачки газа. Водогазовое воздействие на пласт.

Впродуктивных коллекторах, в составе кот. Присутствует много глинистого материала, разбухающего при смачивании водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скв. обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требуют спец. Обработки воды и высоких давлений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, т.к. при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление. (Недостатки: возможен прорыв газа. Преимущества: у газа больше коэф охвата). Наибольшая эффективность газового воздействия достигается путем водогазового воздействия.

Диаграмма:

7. Тепловые и комбинированные методы воздействия на залежь.

Тепловые методы применяются при разработке высоковязкой и высокопарафинистой нефти.

Техническим результатом является:

Снижение вязкости

Предотвращение выпадения отложений парафинов

Способы:

Закачка горячей воды, пара

Применение внутрипластового горения.( термогазовое воздействие)

Технология парогравитационного дренажа

При термогазовом воздействии происходит закачка воздуха или кислорода, после чего происходит окисление нефти, повышение температуры, уменьшение вязкости и увеличение нефтеотдачи. При комбинированных методах воздействия тепловые и физикохимические методы происходят совместно.

Схема:

8. Вскрытие пластов-вхождение забоя бурящейся скв. в пласт и пересечение стволом скв. этого пласта.

Первичное вскрытие-вскрытие происходит при бурении скв.

В этом способе к первичному вскрытию приступают после того, как скв. закреплена до кровли пласта ЭК и зацементирована. Далее в ПП спускают ОК со специальным фильтром, но не цементрируют.

Схема:

Вторичное вскрытие - перфорация ЭК на уровне пласта. Сущность процесса вторичного вскрытиясоздание каналов в цементном кольце, ОК и ГП, загрязненных во время бурения и крепления скв.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

9. Несовершенство скв. по степени и характеру вскрытия. Приведенный радиус скв.

Схемы:

Вскрытие пласта может быть полным-совершенным и неполным-несовершенным.

2 (к− )

Учет несовершенства = к , где rп-приведенный радиус скв.(

ln( п)

учитывает несовершенство вскрытия пласта). Rп<Rскв., кроме случаев массированного воздействия на призабойную зону скв. для интенсификации притока. Rп-радиус фиктивной совершенной скв., дебит кот. Равен дебиту несовершенной скв.

10. Пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная перфорация.

Пулевая-каналы пробивают специальными пулями.

Торпедная-применяют торпеды, которые взрываются в пласте.

Кумулятивная- (наиболее распростаненная)-перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества, облицованный тонким металлическим покрытием. При куммулятивной перфорации создаются каналы длиной до 1м.

Гидропескоструйная перфорация-(наиболее лучшие показатели) –производится создание перфорационных отверстий с помощью струй абразивных частиц под

большим давлением через специальные насадки. Схема

11.Освоение скважин путем замены жидкости в стволе скв. на среду меньшей плотности.

Цель освоения - вызов притока из скв при подготовке к эксплуатации.

Замена БР на воду

Замена БР на нефть

Компрессорный способ освоения

Освоение с помощью аэрированных жидкостей и пен(дают наилучшие рез-ты)

СХЕМЫ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

12. Освоение скв. путем снижения уровня жидкости. Способы:

Свабирование

Снижение с помощью скв. насоса(применяется чаще всего).

Схемы

13. Освоение скв. с применением струйных аппаратов.

Схема:

1-сопло, 2-приемная камера, 3-камера смешения, 4-диффузор. И-инжектруемый поток, Р-рабочий поток, С-смешанный поток, Q-расход, Р-давление.

Принцип работы: В приемной камере создается разрежение и туда подсасывается инжектрируемая жидкость, далее происходит смешивание и энергообмен между взаимодействующими потоками, а в диффузоре происходит преобразование кинетической энергии в потенциальную энергию давления.

U=Gи/Gр –коэф.инжекции(безразмерная величина) (массовый расход инжектора/массовый расход рабочего потока)

h=∆∆ рс = Рр−−Рии-относительный перепад давлений.

Диаграмма:

Компоновка аппарата:

Рабочая жидкость закачивается по НКТ , смешанный поток поднимается по КП. С помощью СА можно создавать глубокие депрессии на пласт, очищать призабойную зону от загрязнений и эффективно осваивать скв.

14. Гидродинамические исследования скв. на установившихся режимах работы.

Принцип ( Диаграмма):

Меняют режим работы скв.

Получают значения на разных режимах (Pз и Q)

Строят зависимость – индикаторную диаграмму

В фонтанных происходит установка штуцера, в насосных-с помощью штуцера изменяют расход, число ходов и длину хода плунжера.

ln( пк)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При этом используют формулу Дюпюи = 2 (пл−заб) = Кпрод ∆Р

15. Виды ИД скв. Коэф. продуктивности скв.

На практике при нелинейных режимах-уменьшается пористость и проницаемость. Серповидные наблюдаются в тех случаях, когда снижается Pзаб.( при выделении свободного газа Рзаб<Рнас). Не всегда соблюдается законе Дарси (т.е. не всегда с увеличением разницы P увеличивается Q).

Чтобы режим установился необходимо от 1-3 суток в зависимости от коллекторских свойств пласта.

Параметры призабойной зоны(не для всего пласта!)

К-проницаемость

Гидропроводность

16. Гидродинамические исследования скв. на неустановившихся режимах работы.

Чтобы определить параметры всего пласта проводят гидродинамические исследования скв. на енустановившихся режимах работы. Эти режимы создают остановкой добывающей или нагн. Скв и с помощью глубинного манометра записывают изменения Pзаб во времени.

Формулы и графики:

17. Дебитометрические исследования и эхометрия скв.

Дебитометрические исследования проводят для построения профиля притока. Глубинные приборы:

Расходомер( в нагн)

Дебитомер( в добывающих)

Эхометрию скв проводят для определения P, когда невозможно спустить глубинный прибор.

CХЕМЫ

18. Методы воздействия на ПЗС

Механические(гидроразрыв)

Тепловые

Химические(кислотная обработка)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Комбинированные Схема.

19. Кислотные обработки скв.

Чаще всего проводится соляно-кислотная обработка, в следствие чего растворяется карбонатный цемент.

2HCl+CaCO3=CaCl2+h3CO3

В терригенных коллекторах используют также составы с применением плавиновой кислоты HF. Смесь HCl и HF называют грязевой кислотой, поскольку такая смесь эффективно растворяет и удаляет грязь.

20. ГРП

Наиболее распространенная обработка призабойной зоны. В скв. под давлением нагнетают последовательно:

Жидкость разрыва

Пропант

Продавочную жидкость Недостатки: (схемы)

Преждевременная обводненность

Вынос механических примесей(отказ насоса)

21. Тепловые методы.

Применяются в тех случаях, когда в ПЗС происходит выпадение отложений парафина. При нагреве эти отложения растворяются и выносятся из скв.

Наиболее распространенные технологии: (диаграмма)

Спус забойных электронагревателей

Паротепловая обработка скв

22. Принцип действия и характеристика газожидкостного подъемника.

23.Влияние относительного погружения и диаметра на работу газожидкостного подъемника.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

24. Структуры течения газожидкостных смесей в подъемных трубах. Выделяют три основные структуры:

Пузырьковая (эмульсионная)(наиболее эффективная, минимальное скольжение пузырьков газа относительно жидкости)- для фонтанных и насосных скв.

Снарядная(пробковая) для газонефтяных скв.

Стержневая(по газу) Кольцевая( по жидкости)-для газонефтяных и газоконденсатных скв.

Схемы:

25. Фонтанная эксплуатация скважин

При фонтанировании нефть поднимается за счет естественной энергии, но при этом различают артезианское фонтанирование за счет энергии Pпл.

Рисунок

За счет попутного газа и за счет энергии, выделенной из нефти. При Р<Рнас.

26. Схема оборудования фонтанной скважины

1-Пласт; 2 - ЭК; 3 – НКТ; 4 – Воронка; 5 – Устьевая арматура; 6,7 – Буферные задвижки; 8 – Центральная задвижка; 9 – Буферная задвижка; 10 – Задвижка верхнего манифольда; 11 – Штуцер; 12 – Пробоотборный кран; 13 – Линейная задвижка; 14 – Лубрикатор

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оборудование фонтанной скважины:

1.Подземные НКТ и воронка.

2.Наземная устьевая арматура.

Штуцер необходим для регулирования работы фонтанной скважины. Задвижки - для управления работой скважины и перекрытия при аварийных режимах. Лубрикатор – для очистки НКТ от парафина.

Область применения фонтана ограничена. С увеличением обводненности фонтанирование прекращается.

27. Газлифтная эксплуатация скважин. Конструкция газлифтных подъемников.

Конструкция:

1.Однорядный подъемник ( однорядный лифт)

2.Двухрядный подъемник ( защищает ЭК, есть возможность замера уровня, высокая цена, большая металлоемкость)

3.Полуторорядный подъемник ( с целью сокращения металлоемкости)

28. Компрессорный, бескомпрессорный и внутрискважинный газлифт.

Схема: Компрессорный газлифт

studfile.net

ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СИСТЕМЕ «ПЛАСТ

Закон Дарси

Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием градиента давления. Согласно закону Дарси скорость v движения (фильтрации) жидкости (газа) в пористой среде прямо пропорциональна градиенту давления grad р, т.е. перепаду давления р, приходящемуся на единицу длины пути движения жидкости или газа и направлена в сторону падения давления:

В этой форме записи закона Дарси коэффициент пропорциональности равен подвижности жидкости, т.е. отношению проницаемости k породы к вязкости жидкости m.

Скорость фильтрации определяется отношением расхода жидкости w, протекающей через образец породы, к площади поперечного сечения образца S, расположенного перпендикулярно к направлению потока:

.

Принимая градиент давления на образце породы длиной L величиной постоянной

,

закон Дарси обычно записывают в виде формулы:

.

Истинная скорость движения жидкости в пористой среде больше скорости фильтрации, так как на самом деле жидкость движется не по всему сечению образца, а лишь по поровым каналам, суммарная площадь которых S₁ меньше общей площади образца S:

Здесь m_дин – динамическая пористость образца породы.

Очевидно, что

т.е. истинная скорость движения жидкости в пористой среде равна отношению скорости фильтрации к динамической пористости коллектора.

При фильтрации через пористую среду газа его объемный расход по длине образца изменяется в связи с уменьшением давления. Среднее давление по длине образца пористой породы принимают равным:

где р₁ и р₂ – соответственно давление газа на границах образца.

Средний объемный расход газа w_г при его изотермическом расширении по длине образца можно оценить по формуле, вытекающей из закона Бойля-Мариотта для идеальных газов:

где w₀ – расход газа при атмосферном давлении р_ат.

Закон Дарси при фильтрации газа записывается в виде формулы:

Здесь m_г – вязкость газа.

Закон Дарси – основной закон подземной гидродинамики – науки, на которой базируются методы проектирования и контроля процессов разработки нефтяных и газовых месторождений и методы промысловых исследований скважин и пластов.

Производительность скважин.

Формула Дюпюи.

Производительность добывающих нефтяных и газовых скважин характеризуется их дебитом, то есть количеством жидкости или газа, поступающим из них в единицу времени. По формулам Дарси можно рассчитать скорость фильтрации нефти и газа при установившемся плоскопараллельном фильтрационном потоке, когда все частички жидкости (газа) движутся по прямолинейным параллельным траекториям, например, в трубе.

Фильтрация жидкости или газа по пласту в районе расположения скважины в большинстве случаев имеет радиальный или близкий к нему характер; траектории частиц (линии тока) направлены по радиусам окружности, центр которой совпадает с центром скважины (рис. 1.15). Жидкость или газ движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважине непрерывно уменьшается.

Если кровля и подошва продуктивного пласта непроницаемы, толщина его постоянна и строение однородно, скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости или газа непрерывно возрастает, достигая максимального значения на стенках скважины. Для оценки притока жидкости или газа к отдельным скважинам в этом случае применяют формулы, выведенные на основе закона Дарси для плоскорадиального фильтрационного потока.

При установившемся режиме радиальной фильтрации однородной жидкости для оценки дебита нефтяной скважины применяют формулу Дюпюи:

(1.28)

где w_пл - объемный дебит в пластовых условиях, см³/с; p - постоянная величина, равная 3,1415..., k - проницаемость, мкм²; h - толщина пласта, м; р₁ - давление на круговом контуре, имеющем радиус R₁, МПа; р₂ - давление на стенке скважины, МПа; r_с - радиус скважины; m - вязкость жидкости, мПа×с; символ ln - обозначение натурального логарифма, имеющего основание число е = 2,71828... Связь между натуральными и десятичными логарифмами какого-либо числа выражается соотношением In x = 2,3lg x. Поскольку в формулу Дюпюи входит отношение величин R₁ и r_с, то их можно выразить в любой размерности, одинаковой для R₁ и r_с. Коэффициент 10³ определяется выбором указанных размерностей.

Для расчета объемного дебита скважин по формуле Дюпюи принимают, что давление на стенке скважины равно измеренному забойному давлению р₂ = р_заб, а давление на круговом контуре радиусом R₁ равно пластовому р₁ = р_пл. Учитывая, что при эксплуатации нескольких скважин максимальное давление в пласте имеем примерно в средних точках расстояний между соседними скважинами, принимают R₁ = s_ср (s_ср - половина среднего расстояния между данной скважиной и соседними). Тогда формулу Дюпюи записывают в следующем виде:

(1.29)

Ошибки в определении s_ср вследствие того, что величина входит под знак логарифма, практически несущественно влияет на точность установления объемного дебита w_пл.

Объемный и массовый дебиты скважины, измеренные на поверхности, связаны с объемным дебитом в пластовых условиях следующими соотношениями:

Здесь b - объемный коэффициент нефти; r - плотность нефти на поверхности.

Для притока газа формула Дюпюи имеет тот же вид, что и для жидкости:

где w_г – объемный дебит скважины при давлении

;

m_г – вязкость газа в пластовых условиях.

Для приведения w_г к атмосферному давлению р_ат при пластовой температуре пользуются формулой:

(1.30)

где w_г – объемный дебит газовой скважины, см³/с; z – коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовой температуре Т_пл.

На практике принято дебит газовых скважин измерять в тыс. м³/сут. и приводить его к стандартной температуре (Т_ст = 293 К) и атмосферному давлению (0,1 МПа):

где Т_пл - пластовая температура газа; множитель 11,57 = 10⁶ : 86400 (10⁶ - количество см³/в 1 м³; 86400 – время (секунды в сутках).

Приведенные формулы Дюпюи можно использовать для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин, стенки которых имеют форму цилиндра с радиусом r_с и высотой h. Причем фильтрация жидкости или газа происходит по всей поверхности этого цилиндра, исключая площадь основания. Для гидродинамически несовершенных скважин радиальный характер линий тока в непосредственной близости от забоя нарушается, и рассчитанный по формуле Дюпюи дебит будет отличаться от действительного дебита скважины. Коэффициент совершенства скважины численно равен отношению дебита несовершенной скважины w_н.с. к дебиту w, который имела бы при том же перепаде давления р_пл - р_заб совершенная скважина того же радиуса

Для реальных скважин a изменяется в довольно широком диапазоне – от 0,15 до 1 и выше (например, при применении пескоструйной перфорации, торпедировании и т. п.).

ВИДЫ РЕМОНТОВ НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В соответствии с «Правилами ведения ремонтных работ в скважинах» (РД 153-39-023-97) составлен классификатор ремонтных работ в скважинах. Он систематизирует планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ.

Общие положения

1.1. Видами ремонтных работ различного назначения являются:

· Капитальный ремонт скважин;

· Текущий ремонт скважин;

· Скважино-операциия по повышению нефтеотдачи пластов и производительности скважины.

1.2. Капитальным ремонтом скважин (КРС)называется комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и продуктивного пласта различными технологическими операциями, а именно:

- восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементированного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации;

- ликвидация аварий;

- спуск и подъём оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт;

- воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами;

- зарезка боковых стволов и продавка горизонтальных участков в продуктивном пласте;

- изоляция одних и приобщение других горизонтов;

- исследование скважины;

- ликвидация скважины.

1.3. Текущим ремонтом скважин (ТРС)называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины.

1.4. Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефтиявляется комплекс работ осуществления технологических процессов по воздействию на пласт и прискважинную зону физическими, химическими или биохимическими и гидродинамическими методами, направленными на повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на данном участке залежи.

1.5. Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации или другими специализированными организациями от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

1.5.1. Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то не зависимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

1.6. Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

1) с помощью специально спускаемой колонны труб;

2) путём закачивания по НКТ или межтрубному пространству;

3) на кабеле или на канате.

Планирование и учет по каждому виду ремонта отдельной строкой, обозначая каждый из них соответствующим индексом:

КР1-2 – отключение отдельных пластов с установкой подъёмника;

КР1-2/БПГ – отключение отдельных пластов закачкой тампонажных материалов с устья без установки подъёмника (гидравлический способ)

КР1-2/БПК – отключение отдельных пластов спуском инструмента на тросе или кабеле без установки подъёмной мачты через стационарно спущенный лифт (канатно-кабельный способ).

1.7. Комплекс технологических работ, включающий в себя несколько видов ремонтов, считается одним скважино-ремонтом и обозначается в графе 1 формы учета суммой их шифров.

Все виды капитального и текущего ремонтов, в пределах одного скважино-ремонта, включается в форму учёта капитального ремонта скважины по схеме:

ТР4-1 (смена насоса) + ТР4-6 (опрессовка НКТ) + ТР4-7 (пропарка НКТ).

Принятые сокращения

КР – капитальный ремонт;

ТР – текущий ремонт;

ПНП – повышение нефти отдачи пластов;

НКТ – насосно-компрессорные трубы;

УЭЦН – установка погружного центробежного электронасоса;

УЭДН – установка погружного электродиафрагменного насоса;

УЭВН – установка погружного электровинтового насоса;

ШГН – штанговый глубинный насос;

УШВН – установка штангового винтового насоса;

ГПН – гидропоршевый насос;

ПАВ – поверхностно-активное вещество;

ГПП – гидропескоструйная перфорация;

ГРП – гидроразрыв пласта;

ГГРП – глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта;

ОРЗ – оборудование раздельной закачки;

ОРЭ –оборудование раздельной эксплуатации;

ВС – вертикальная скважина;

НС – наклонная скважина;

ГС – горизонтальная скважина;

ПЗП – призабойная зона пласта;

КЗП – комплект защиты пласта;

ОПЗ – обработка призабойной зоны пласта;

ВИР – водоизоляционные работы;

ИПТ – испытатели пластов;

КИИ – комплекс испытательных инструментов;

БПГ – без подъёмника гидравлическим способом;

БПК – без подъёмника канатно-кабельным способом.

Виды ремонтов

Капитальный ремонт скважин

К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 1.4.

Таблица 1.4.

infopedia.su

Дебит нефтяной скважины - формулы, измерения

Формула расчета дебита нефтяной скважины – нужная вещь в современном мире. Все предприятия, которые добывают нефтепродукты, должны рассчитывать дебит для своих детищ. Многие используют формулу Дюпюи – французского инженера, многие годы посвятившего изучению движения грунтовых вод. Его формула поможет легко понять, стоит ли производительность того или иного источника денег на оборудование скважины.

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.

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.

Методы расчета дебитов скважин.

Существует всего несколько методов для подсчета дебита нефтяного местарождения – стандартный и по Дюпюи. Формула человека, который практически всю жизнь занимался изучением этого материала и выведением формулы, гораздо точнее показывает результат, ведь в ней гораздо больше данных для подсчета.

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.

Расчет производительности скважины

Читайте также:

snkoil.com

Обобщеннaя формула Дюпюи | Статья в журнале «Молодой ученый»

В статье предложена более общая формула, подобная формуле Дюпюи, которая учитывает также влияние начального градиента и инерционных сил.

Ключевые слова: скорость, инерционные силы, начальный градиент

In this article more general formula is proposed. It is similar to the Dupee formula, which also takes into account the influence of the initial gradient and inertial forces.

Keywords: speed, inertial forces, initial gradient

Основной задачей рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений является полнота извлечения промышленных запасов нефтей.

При разработке залежей с аномальными свойствами нефтей возникает ряд сложных и специфических задач, связанных с изучением физических и гидродинамических основ проявления неньютоновского характера фильтрации в пористой среде.

Анализ индикаторных линий, снятых при фильтрации однофазной нефти, указывает на структурно-механические свойства нефтей. На оси индикаторных линий отсекается отрезок который идет на преодоление начального градиента давления.

Существуют различные факторы, влияющие на начальный градиент 1–5.

Приведенные факты показывают, что многие жидкости (нефть, пластовая вода), не проявляющие аномальных свойств вне контакта с пористой средой, при малых скоростях фильтрации, могут образовывать неньютоновские системы, взаимодействуя с пористой породой. Наличие начального градиента давления , при достижении которого начинается фильтрация, было обнаружено и при движении флюидов в газонасыщенных пористых средах.

При этом было установлено, что изменяется в широких пределах и в большинстве случаев тем выше, чем больше глинистого материала содержится в пористой среде и чем выше остаточная водонасыщенность газоводяной смеси.

Наряду с этим неньютоновские свойства пластовых нефтей с повышенным содержанием высокомолекулярных компонентов (смол, асфальтенов, парафина и т. д.) могут проявляться в широком диапазоне изменения скоростей.

Таким образом, при малых скоростях течения природа нелинейности закона фильтрации иная, чем в области больших скоростей фильтрации.

Следует также отметить, что наличие у жидкости релаксационных (неравновесных) свойств определяет характер сопротивления при движении в пористой среде. Течение через сужения и расширения поровых каналов сопровождается деформацией жидких частиц. Поскольку релаксирующая жидкость реагирует на изменение условий с некоторым запаздыванием, то в зависимости от скорости движения характер сопротивления будет меняться. Когда течение достаточно медленное, соответственно медленно происходят деформации жидких частиц, и жидкость успевает реагировать на эти изменения. С увеличением скорости движения время прохождения через сужение уменьшается, и жидкие частицы не успевают деформироваться. Это приводит к увеличению сопротивления движения 3.

Следовательно, проведенные исследования показывают, что наличие начального градиента имеет место не только на нефтяных, но и на газовых месторождениях. Кроме того, начальный градиент в основном не остается неизменным в процессе разработки, а часто изменяется. Он может как исчезать, так и возрастать во времени.

В работе делается попытка обобщения закона фильтрации при учете влияния начального градиента и инерционных сил при фильтрации нефти с аномальными свойствами в пористой среде.

В наиболее общем случае закон фильтрации можно представить следующим образом:

(1)

Здесь

Следует отметить, что все процессы, которые искривляют диаграмму, увеличивают коэффициенты а, b и наоборот.

Как известно, в 1901 г. Форхгеймер, ссылаясь на исследования Мазони, рекомендовал выражать зависимость градиента давления от скорости (при больших градиентах) формулой:

где а и b — эмпирические коэффициенты. Будем считать это выражение моделью 1. Однако ученый отметил, что еще лучше зависимость от u будет выражаться трехчленным законом (модель 2):

где с — эмпирический коэффициент.

Для проверки этого положения были обработаны индикаторные диаграммы некоторых скважин Уренгойского месторождения. Результаты обработки показали, что для прогноза модель 2 дает результаты значительно точнее, чем модель 1.

Таким образом, использование кубического слагаемого в уравнении связано с необходимостью увеличения точности. Однако это необходимо также и для учета неравновесных свойств фильтрационного потока и влияния инерционных сил. Как видно, при из формулы (1) получается закон Дарси. При получается двучленный закон Форхгеймера. А при получается общий закон фильтрации Мирзаджанзаде. Подставляя в уравнение (1) получаем:

Интегрируя левую часть этого равенства от , а правую часть от , получаем:

где .(2)

Сделав подстановки ,

мы получаем кубическое уравнение в виде Для решения этого кубического уравнения используем подстановку Тогда данное кубическое уравнение представится в виде:

Для поставленной задачи и данное уравнение имеет всего один действительный корень, который можно найти по формуле Кардано.

Решение уравнения (1) по формуле Кардано имеет вид:

Последнее можно преобразовать в следующий вид:

Делая подстановку мы получаем:

.(3)

Здесь — безразмерный параметр, величина которого приблизительно равна единице Однако она — переменная величина. Учитывая в (3) , мы получаем:

(4)

Здесь (5)

Учитывая, что то из формулы (4) получается формула

Как видно из (5), градиент давления, который направлен против движения состоит из трех составляющих. Первая — это начальное пластовое давление вторая – и третья —

Первая составляющая в основном связана со свойствами флюида, пористой среды и их взаимодействием на призабойной зоне. Вторая составляющая связана с коэффициентами а, b, характером изменения в процессе разработки А третья составляющая учитывает влияние инерционных сил.

Графики изменения схематично имеют следующий вид:

Рис. 1.

График изменения параметра от депрессии

Рис. 2.

График изменения от депрессии

Рис. 3.

График изменения Q от

1 — по формуле Дюпюи; 2 — по формуле 3 — по формуле

Эта задача актуальна, потому что увеличение градиента, направленное против движения, отрицательно влияет на количество извлекаемых запасов. Со временем актуальность этой задачи будет увеличиваться в связи с тем, что открываемые новые месторождения находятся на все более больших глубинах. А с увеличением глубины увеличивается и скорость, и градиент давления. Поэтому увеличиваются и сопротивления, связанные с влиянием инерционных сил.

Таким образом, в статье получена более общая формула, учитывающая начальный градиент и влияние инерционных сил. В связи с этим ее можно назвать обобщенной формулой Дюпюи.

Литература:

1. А. Х. Мирзаджанзаде, О. Л. Кузнецов, Х. С. Басниев, З. С. Алиев. Основа технологии добычи газа. — М.: Недра, 2003, 880 с.
2. А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, А. Г. Ковалев. Физика нефтяного и газового пласта. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 280 с.
3. А. Х. Мирзаджанзаде, А. Г. Ковалев, Ю. В. Зайцев. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. –М.: Недра, 1972, с.200.
4. А. Х. Мирзаджанзаде, Р. С. Гурбанов. Обзор работ по гидродинамике вязкопластичных сред в бурении. — Баку: 1968, 83 с.
5. А. Т. Горбунов. Разработка аномальных месторождений. — М.: Недра, 1981, 240 с.

Основные термины (генерируются автоматически): начальный градиент, пористая среда, формула, график изменения, кубическое уравнение, вид, общая формула, начальный градиент давления, градиент давления, характер сопротивления.

moluch.ru

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивностиопределяется по результатамгидродинамических исследованийи 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 продуктивностьнефтяной 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 ипо квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивностипо газу связан с фильтрационным коэффициентомсоотношением:

Уравнение Дюпюи

Уравнение Дюпюиявляется интегральной формойзакона Дарсидля случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине. Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит,продуктивность) и фильтрационные свойств пласта (гидропроводность,проницаемость).

[Править] Потенциальная продуктивность и гидропроводность

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивностьскважины связана с гидропроводностью выражением:где— потенциальнаяпродуктивность[см³/сек/атм], которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствиискин-фактора),— коэффициент гидропроводности пласта (—проницаемость горной породы[Д],— эффективная толщинаколлектора[см],-динамическая вязкостьжидкости [сП]),—коэффициент объёмного расширения(для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия),— радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),— радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид: где— фактическаяпродуктивностьнесовершенной скважины,—скин-фактор.

Понятие о гидродинамическом совершенстве скважин

В промысловой практике для эффективного планирования и регулирования процесса разработки месторождений необходимо знать потенциальные добывные возможности каждой скважины.

Известно, что установившийся приток несжимаемой жидкости в гидродинамически совершенную скважину описывается формулой Дюпюи:

, (4.1)

где Qс - величина притока в пластовых условиях в гидродинамически

совершенную скважину, м3/с;

к - коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования

(проницаемость пласта), м2;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

Рпл - давление в пласте на контуре питания скважины (пластовое

давление), Па;

Рзаб - давление в скважине в интервале продуктивного пласта

(забойное давление), Па;

∆р - величина перепада давления, движущего пластовую

жидкость к забою скважины (депрессия на пласт), Па;

µ - коэффициент динамической вязкости жидкости, Па*с;

Rк - радиус кругового контура питания скважины, м;

Rс - радиус скважины по долоту, м.

Эта формула справедлива для установившегося плоско-радиального притока несжимаемой однофазной жидкости к одиночной скважине, расположенной в центре кругового пласта радиусом Rк , дренирующей открытым забоем однородный пласт по всей его толщине. Важно отметить, что при логарифмическом распределении давления в дренируемом пласте вокруг работающей скважины основная доля перепада давления приходится на зону пласта, примыкающую к забою скважины. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 метров, до стенки скважины радиусом 10 сантиметров, то половина всего перепада давления тратится на продвижение жидкости в пористой среде в зоне вокруг скважины радиусом всего менее шести метров. Для однородного пласта расчет распределения давления между стенкой и контуром питания скважины удобно вести по формуле:

(4.2)

где р(r) - давление в пласте на расстоянии r от центра скважины.

Приведенный пример ярко иллюстрирует тот факт, что призабойная зона играет определяющую роль в притоке жидкости к скважине. Поэтому незначительное ухудшение проницаемости в этой зоне приводит к существенному снижению величины притока в скважину, что равносильно соответствующему снижению ее дебита.

Условия притока жидкости или газа в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне пласта и на боковой поверхности реальных скважин возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линий токов.

studfile.net

Добыча нефти и газа

Газированная жидкость представляет собой смесь жидкой и газовой фаз. Газ находится не только в свободном состоянии; часть его растворена в жидком компоненте смеси. В пластовой нефти обычно содержится природный газ. Если давление в пласте выше давления насыщения нефти газом, то весь газ растворяется в нефти, а нефть называется не- донасыщенной. Задача об одномерном потоке такой нефти относится к ранее описанным гомогенным задачам.

Если же пластовое давление ниже давления насыщения, то в процессе движения нефти в пласте из нее выделяется газ, находившийся в растворенном состоянии, и образуется движущаяся смесь  нефти и свободного газа. По мере продвижения смеси в направлении снижения давления из капельно-жидкого раствора (жидкого компонента смеси), выделяется все новая масса газа. Выделяющийся из раствора газ присоединяется к движущемуся свободному газу, вследствие чего увеличивается часть порового пространства, занимаемого газом. Свободный газ становится все более подвижным и фазовая проницаемость породы для газа растет, а фазовая проницаемость для жидкой фазы уменьшается.

Вследствие этого расчеты параметров такого газо-жидкостного потока проводят на основе многофазной модели течения. Так формулу (3.3), выражающую массовую скорость фильтрации в одномерном потоке любой жидкости, можно применительно к капельно-жидкой фазе газированной жидкости записать следующим образом

,                                                                    (5.12)

где Gж - массовый дебит жидкой фазы;  -  функция, определяемая для жидкой фазы; kж - фазовая проницаемость жидкой фазы.

Массовый дебит газового компонента смеси Gг находится как сумма массового дебита газа, движущегося в свободном состоянии Gгс, и массового дебита газа, движущегося в растворенном состоянии Gгр. Используя формулу (3.3) для свободного газа смеси, получим:

,                                                                    (5.13)

где  — функция , в которой величины μгс и rгс относятся к газу; kгс — фазовая проницаемость свободного газа.

Для газа, находящегося в растворе, найдем

,                                                          (5.14)

где σм(р) = Gгр/Gж -  массовая растворимость газа в жидкости, т. е. количество массы газа, растворенное в единице массы жидкости при давлении р.

Суммируя почленно равенства (5.13) и (5.14), получим:

,                            (5.15)

Для газированной жидкости пользуются при расчетах величиной объемного газового фактора Г, который представляет собой отношение объемного газового дебита Qг, приведенного к давлению в 1 ат, к объемному дебиту жидкого компонента Qж, приведенному к тем же условиям. Поскольку, массовый дебит на всех изобарических поверхностях в данном одномерном установившемся потоке один и тот же, сохраняется постоянным вдоль всего потока и газовый фактор Г.

Учитывая, что

,                                                        

где rг0 и rг0 - значения плотности газа и жидкого компонента со- ответственно, с помощью формул (5.13) и (5.15) получим:

,                                                 (5.16)

где объемная растворимость газа в жидкости

.

Если газ однороден, то в довольно широких пределах (примерно от 1 до 100 ат) объемная раствори мость пропорциональна давлению, т. е.

σ(р) =aр,                                                                                 (5.17)

где a - объемный козффиииент растворимости, постоянный для данных жидкости и газа. Формула (5.17) выражает закон Генри растворимости газа в жидкости.

Решение задачи об одномерном потенциальном течении газированной жидкости строится по расчетной схеме, аналогичной схеме расчета гомогенной жидкости. Следует прежде всего найти при помощи уравнения состояния выражения j в функции давления р, а затем использовать готовые формулы, беря соответствующие граничные условия.

В формуле газового фактора (5.16) функции yг(р) и yж(р) надо определять в соответствии с формулой . Тогда формула (5.16) примет вид:

,                                         (5.18)

В практических расчетах по технологии нефтедобычи учитывается величина объемного коэффициента нефти, зависящего от давления р.

Объемный коэффициент нефти b(р) характеризует изменение объема нефти вследствие изменений давления и количества растворенного газа. Величина b(р)  есть отношение удельных объемов нефти в пластовых и атмосферных условиях.

 Согласно данному определению

.

Заменяя в формуле  (5.18) отношение  функцией Y(s) получим:

,                                            (5.19)

При постоянном газовом факторе Г уравнение (5.19), выражая зависимость между давлением р и насыщенностью s, служит уравнением состояния газированной жидкости. Функции μж(р), μг(p), b(р) и σ(р) определяются по экспериментальным данным. На рис. 5.4 представлены зависимости растворимости σ(р)  и объемного коэффициента нефти b(р)  от давления b(р).

Уравнение (5.19) решается относительно насыщенности s и полученное значение s подставляется в `k*ж(s) = kx/k или k*r (s) = kr/k, смотря по тому, движение какой фазы изучается - жидкой или газовой. Если значение s подставить, например, в k*ж(s), будем иметь следующий вид потенциальной функции j (р):

                                                                   (5.19)

где s (р) — найденное из (5.19) значение s в функции р.

Потенциальную функцию j(р) можно определить путем численного интегрирования.

Построим расчетную схему исходя из иного приближенного вы­числения j(р). Удобно представить подынтегральную функцию в правой части равенства (5.19) в виде одночленной степенной.

Пусть

                                                                      (5.20)

где D и ε — постоянные.

Подобная аппроксимация  использовалась для реального газа.

Чтобы найти постоянные D и ε, обратимся к граничным условиям и поступим следующим образом. Подставим в (5.20) последовательно значения рк и р0, а также соответствующие им значения k*ж(s), rж(р) и μж(р). Получим систему уравнений с неизвестными D и ε.

Значения k*ж(s)найдем из уравнения (5.19), определив предварительно Y(s). Зависимость между k*ж(s) и Y(s)  показана кривыми рис. 5.5, построенными по эмпирическим формулам.

Из полученных двух уравнений вида (5.20) находим ε:

,                                                      (5.21)

где μк , μс , rк , rс , k*к и k*с  граничные значения μж(р), rж(р) и  k*ж(s), соответствующие давлениям рк и рс .

Величина D легко определяется из (5.20).

В результате подстановки подынтегральной функции  в равенство (5.19) найдем потенциальную функцию j(р). Подставляя затем граничные значения j(р), например, в уравнение (3.9), получим формулу массового дебита жидкой фазы смеси:

                       (5.22)

Для газированной жидкости ε заключено в следующем интервале значений:  0 <ε < 1

ε характеризует степень отклонения закономерностей фильтрации от тех, какие присущи однородной несжимаемой жидкости; для однородной жидкости ε = 0. (ε может быть назван показателем «несовершенства» жидкости).

D и ε определяются  путем подбора (по минимуму среднеквадратичной ошибки) по индикаторным диаграммам скважин, эксплуатирующих пласты при режиме растворенного газа. В практике разработки пластов режимом растворенного газа называют тот, при котором пластовое давление ниже давления насыщения жидкости газом и, следовательно, происходит движение газированной смеси.

Описанная расчетная схема позволяет избежать комплекса вспомогательных расчетов с численным интегрированием. Расчет дебита газированной жидкости можно упростить, сведя расчетные формулы к простейшему виду.

Расчетные формулы для дебита по закону Дарси имеют наиболее простой вид, когда жидкость однородна и несжимаема. Такова, например, формула Дюпюи для объемного дебита Q. Придадим формуле для объемного дебита жидкой фазы газированной смеси в плоско-радиальном потоке вид формулы Дюпюи, сохранив в ней неизменным множитель рк - рс..

Пусть k, rж и μж - постоянны. Тогда из (5.19):

                                                                                   (5.23)

где Ф (рк) и Ф (pc) — граничные значения интеграла вида . Вычитая почленно равенства (5.23) и применяя известную теорему о среднем в интегральном исчислении, получим:

, (5.24)

где k'm — некоторое среднее значение функции kж(р) в интервале изменения р от рс до рк.

Подставляя полученное значение jк-jс в    формулу (3.9) и разделяя на постоянное rж, найдем, что:

.                                                             (5.24)

Имеем явное сходство с формулой Дюпюи.

Таким образом, при расчете дебита жидкого компонента газированной жидкости можно использовать формулы для определения G или Q для однородной несжимаемой жидкости, если заменить в них проницаемость пласта k некоторым средним значением фазовой проницаемости k ж. Другими словами - определить дебит газированной жидкости можно, заменив газированную жидкость воображаемой однородной несжимаемой жидкостью, движущейся в пласте с коэффициентом проницаемости k'ж, меньшим k.

Среднее значение проницаемости k'ж определяется с помощью формулы (5.19), по которой вычисляется Y(s), соответствующее некото­рому среднему давлению рср. Это давление можно принять равным среднему арифметическому от рк и рс при небольшом изменении по пласту насыщенности s. Взяв вычисленное Y(s), находим k'ж по графику на рис. 5.5.

Хотя формулы Дюпюи и (5.24) сходны между собой, это сходство чисто внешнее. В действительности при движении однородной несжимаемой жидкости в пласте с проницаемостью k мы на основании формулы Дюпюи можем утверждать, что дебит пропорционален депрессии Dрс = рк - рс, независимо от величины давления рк или рс. Для газированной жидкости дебит зависит не только от депрессии Dрс, но и от величины давления рк или рс. В этом легко убедиться, если вспомнить, что средняя фазовая проницаемость k'ж обусловлена значениями граничных давлений рк и рс.

Некоторые исследователи рекомендуют приближенные постоянные значения k'ж. Так, И. А. Чарный для несцементированных песков рекомендовал принимать величину k'ж = 0,65 k. М. М. Глоговский и М. Д. Розенберг рекомендуют для тех случаев, когда насыщенность  sk  близка к   единице,   вычислять k'ж следующим образом:

,

если

.

Следует отметить, что в действительности величина средней фазовой проницаемости  зависит от целого ряда параметров для жидкости, газа и пласта.

Некоторые выводы

1. Если на основе выше приведенных соотношений рассмотреть соотношение дебитов скважин с газированной нефтью и  однородной несжимаемой, то видно, что

дебит газированной жидкости при прочих равных условиях всегда меньше дебита однородной несжимаемой жидкости. С повышением газового фактора при неизменяющейся депрессии Dрс дебит жидкой фазы уменьшается, а дебит газа увеличивается; при этом показатель ε растет, хотя и непропорционально G.

2. Пусть при одинаковой депрессии и одинаковом газовом факторе скважины работают при разных пластовых давлениях. Оказывается, при данной депрессии Dрс и газовом факторе Г более высокий дебит будет при более высоком пластовом давлении. Это объясняется тем, что при более высоких  давлениях меньшее количество пластового газа находится в свободном состоянии, чем при более низких давлениях, значит, повышается фазовая проницаемость жидкости.

Так как для обеспечения притока нефти к забою скважин необходимо создание депрессии Dр = рк - рс, причем с ростом депрессии дебит скважин увеличивается, то для повышения добычи более эффективным средством является увеличение депрессии за счет повышения пластового (контурного) давления рк, но не путем снижения забойного давления рс.

Из сказанного также можно сделать вывод о незначитель­ной эффективности интенсификации добычи нефти путем создания на скважинах вакуума.

Отмеченный факт подчеркивает большое значение своевременно принятых мер по поддержанию или повышению пластового давления в первых же стадиях разработки нефтяных месторождений.

3. Зависимость дебита жидкости и газа от депрессии, в отличие от однородной жидкости, не является линейной, хотя фильтрация каждой из фаз газированной жидкости принимается следующей линейному закону фильтрации. Таким образом, искривление индикаторной линии при фильтрации газированной жидкости еще не означает наличия отклонений от линейного закона фильтрации.

Индикаторная  кривая для реальной газированной нефти имеет меньший наклон, чем кривая для идеальной газированной жидкости.  Это указывает на то,  что для реальной жидкости существуют добавочные сопротивления   при  фильтрации,   не   учтенные   в   идеальной жидкости.

4. Рассмотрение нестационарной фильтрации газированной жидкости показывает, что начальный период (первые месяцы) неустановившейся радиальной фильтрации газированной жидкости в условиях режима растворенного газа характеризуется высокими дебитами жидкости и газа. Величина дебита жидкости быстро уменьшается с течением времени. Темп падения дебита газа меньше, чем темп падения дебита жидкости.

В дальнейшем темп падения дебита жидкости резко уменьшается и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика (уменьшается на порядок). Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Газовый фактор сначала резко возрастает, достигая в скором времени  максимума, затем постепенно уменьшается.

oilloot.ru

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины

Формула Дюпюи для гидродинамически совершенной скважины:

, где к - проницаемость, мкм²

h– толщина пласта, м

?P= P_пл-P_з– перепад давления, МПА

P_пл, P_з– давление на контуре и на забое соответственно

µ - вязкость, Па*с

R_к, Rс – радиус контура питания и скважины

Скважина называется совершенной, когда она вскрывает пласт на всю толщину, вскрытая область в зоне пласта не крепится обсадной колонной (т. е. пласт - открытый) и проницаемость зоны пласта не ухудшилась при его вскрытии.

1) Несовершенство по степени вскрытия.

Несовершенство по степени обозначается- C1. Это значит, что скважина вскрывает пласт не на всю глубину.

2) Несовершенство по характеру вскрытия.

Обозначается – C2. Означает, что пласт крепится обсадной колонной, которая перфорируется.

3) Несовершенство по качеству вскрытия.

Обозначается – S. S- скин эффект, явление ухудшения проницаемости в призабойной зоне пласта).

S= S_б+ S_п+ S_ц

, где S_б– первичное вскрытие бурением

S_п– вторичное вскрытие перфорацией

S_ц– цементирование

Формула Дюпюи, для гидродинамически несовершенной скважины:

Коэффициент гидродинамического несовершенства:

petrolibrary.ru

Часть 2. Движение подземных вод при работе скважин.

Работа № 7. Расчет одиночной скважины.

Теоретическая часть.

Рассматривается работа одиночной совершенной скважины, вскрывающей напорный (на рисунке) или грунтовый пласт. Соответственно, скважина называется артезианской или грунтовой. Фильтрация воды к скважине – установившаяся одномерная радиальная, то есть все характеристики потока неизменны во времени и зависят только от одной координаты – радиуса – расстояния до скважины.

Область воздействия работающей скважины на водоносный пласт выражается радиусом влияния скважины R – размерами депрессионной воронки. Депрессионная воронка – область осушения (снижения мощности) грунтового пласта или снижения напора (без осушения) напорного пласта. Обычно (при нулевом естественном уклоне потока) воронка симметрична относительно оси скважины.

Напор воды будем отсчитывать от горизонтального водоупорного основания пласта (подошвы пласта). Он изменяется от максимального и постоянного значения на расстоянии радиуса влияния скважины до- значения в скважине (точнее, на расстоянии радиуса фильтраот оси).

Понижение уровня воды в скважине (разность напоров) в зависимости от ее дебита для напорного пласта рассчитывается поформуле Дюпюи:

Здесь – коэффициент фильтрации водоносных пород,– мощность напорного пласта.

Аналогичное решение для напоров в грунтовом пласте имеет вид:

Относительно понижения уровня это решение записывается в виде:

Если известно значение радиуса влияния, то для построения кривой депрессии (то есть вычисления понижения уровня в пласте на любом расстоянииот скважины) достаточно в формулу понижения вместо радиуса скважиныподставить это расстояние.

Важнейшей каптажной характеристикой скважины является удельный дебит – дебит, приходящийся на один метр понижения уровня (используется размерность л/с/м):

Пример 1.

Совершенная артезианская скважина вскрывает водоносный пласт мощностью 19.8 м с коэффициентом фильтрации 6.8 м/сут. Напор над кровлей пласта 17.5 м. Диаметр сетчатого фильтра скважины 150 мм. Радиус влияния 400 м.

Определить: дебит и удельный дебит скважины при откачке, если проектируется понижение уровня 14.8 м.

Решение. Расчетный дебит определяется по формуле Дюпюи:

Удельный дебит равен:

Пример 2.

При откачке из совершенной скважины, вскрывшей безнапорный водоносный горизонт в мелкозернистых песках мощностью 10 м, дебит составил 15 Величина понижения на конец откачки 3 м. Радиус скважины 100 мм, радиус влияния 100 м.

Определить: коэффициент фильтрации песков.

Решение. Формула Дюпюи для безнапорного пласта имеет вид:

Отсюда находим

Варианты задач.

Заполнить пустые ячейки таблицы, используя формулы теоретической части.

Контрольные вопросы.

1) Каковы характерные реальные значения радиуса влияния скважины?

2) Возможно ли установившееся движение подземных вод к скважине при отсутствии питающих границ?

3) Какой функцией описывается связь дебита и понижения уровня в напорном и грунтовом пластах?

4) Почему в реальности удельный дебит скважины - величина не постоянная, а уменьшается с ростом дебита?

5) Как скорость фильтрации аналитически зависит от расстояния до скважины?

6) Как изменяется напорный градиент при радиальной стационарной фильтрации к скважине?

7) Зависит ли радиус влияния скважины от величины водоотбора?

Работа № 8. Скважина у контура питания.

Теоретическая часть.

Рассматривается работа скважины в полуограниченном в плане пласте, границей является берег поверхностного водоема (реки), с которым существует гидравлическая связь подземных вод. Напор на контуре питания постоянный – выполняется граничное условие 1-го рода. Расстояние до контура меньше радиуса влияния скважины: .

Влияние на пласт питающей границы заменяется действием симметрично расположенной (зеркально отраженной) относительно границы воображаемой (фиктивной) скважины с тем же дебитом, но с обратным знаком. Используется принцип сложения течений. В результате на контуре питания суммарное понижение уровня (напора) воды в пласте остается нулевым. Тем самым поддерживается заданное граничное условие. В этом заключается метод зеркальных отображений (Ф. Форхгеймер).

Питающая граница обеспечивает стационарный режим фильтрации. В каждой точке пласта понижение уровня складывается из понижений от двух скважин по формуле Дюпюи. Пусть r и расстояния, соответственно, от реальной и фиктивной скважины до точки наблюдения М. Понижение уровня в этой точке будет равно

В реальной скважине понижение получится равным

Таким образом, радиус влияния скважины, действующей у контура питания, равен расстоянию от фиктивной (зеркальной) скважины до точки, где рассчитывается понижение уровня. В частном случае, когда понижение вычисляется в действующей скважине, радиус влияния равен двойному расстоянию до контура

Рассмотренная схема соответствует тесной (совершенной) гидравлической связи подземных и поверхностных вод. При наличии сопротивления ложа водоема, то есть когда связь не совершенна, вводится параметр , условно отодвигающий контур водоема от скважины, тем самым уменьшается питающее действие водоема на пласт. Аналитически это выражается изменением радиуса влияния скважины:).

Пример.

Взаимодействуют две скважины, вскрывающие однородный напорный поток, гидравлически тесно связанный с рекой. Схема расположения скважин дана:

Скважины 1 и 2 работают с дебитами 2000 и 2500 , имеют радиус 0.1 м. Водопроводимость пласта 500.

Определить: величину понижения уровня в скважине 2.

Решение. Результат будет складываться от действия четырех скважин – двух реальных и двух фиктивных:

Варианты задач.

Вблизи реки расположены три скважины: одна рабочая с дебитом и две наблюдательные. Два луча до наблюдательных скважин составляют прямой угол. Известны расстояния от рабочей скважины до уреза реки –, до наблюдательных – и. При установившейся фильтрации понижения уровня в двух точках наблюдения, соответственно, составили и . Гидравлическая связь водоема с напорным пластом несовершенна. Коэффициент водопроводимости пласта известен и равен .

Сделать рисунок. С помощью циркуля и линейки определить направление границы пласта и рассчитать сопротивление ложа водоема. Показать все возможные решения.

Контрольные вопросы.

1) Две скважины расположены по разные стороны от питающей границы. Можно ли рассчитать их взаимодействие методом зеркальных отображений?

2) В методе Форхгеймера применяется принцип сложения течений. Какое свойство дифференциальных уравнений фильтрации при этом используется?

3) В каком случае контур с постоянным напором не оказывает влияния на работу скважины?

4) Верно ли утверждение: радиус влияния скважины, расположенной у контура питания, зависит от положения точки измерения уровня воды?

studfile.net

Смотрите также

• 
  Телеметрическая система для бурения
• 
  Бурение скважин на песок малогабаритной установкой
• 
  Бикс скважина бурение
• 
  Разновидности скважин на воду
• 
  Аммоний в воде из скважины
• 
  Нпо оао бурение
• 
  Расчет глушения скважины
• 
  Бурение через дорогу
• 
  Типы буровых установок для бурения скважин
• 
  Бурение скважины с одновременной обсадкой
• 
  Замочная скважина рисунок