Что называется потенциальным дебитом
ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ И ОПТИМАЛЬНЫЕ ДЕБИТЫ СКВАЖИН
2. ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ И ОПТИМАЛЬНЫЕ ДЕБИТЫ СКВАЖИН.
Деби́т сква́жины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды.
Умеренные дебиты от 10 до 50 галл/мин дают скважины почти во всех речных отложениях, образованных крупными постоянными водотоками. Значительно более высокие дебиты, от 100 до 2000 галл/мин, обычны также для водопроницаемых зон мощностью не менее 10 футов и зон в аллювии мощностью по крайней мере 40 футов.
Дебит скважины нельзя точно рассчитать без буровых работ, но некоторые предварительные оценки можно сделать на основании средних значений водопроницаемости и данных об общей вероятной мощности водоносного горизонта, положения уровня воды в соседних скважинах и расстояния до гидрогеологических границ. Для подобного расчета в качестве примера можно взять данные по разведочной скважине, заложенной близ реки Арканзас, разрез долины которой представлен 15-футовым слоем грубозернистого песка, состоящего из частиц диаметром около 0,8 мм, и 5-футовым слоем мелкозернистого песка с диаметром частиц 0,1 мм. Ниже указанных слоев скважина прошла через илы и глины. Путем умножения коэффициента фильтрации (рис. 9.7) на соответствующую мощность водоносного горизонта получили величину водопроводимости, равную 16 000 галл/сутки/фут. Дебиты нефтяных скважин, как правило, не соответствуют их потенциальным возможностям. Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические.
В большинстве случаев вызвано изменением фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП). Анализу причин и изучению механизма процессов, уменьшающих проницаемость ПЗП, посвящен значительный объем экспериментальных и теоретических исследований, моделирующих процессы, происходящие в пористой среде при первичном вскрытии пласта, цементировании и вторичном его вскрытии.
Использование ретроспективного анализа и опыта эксплуатации месторождения уже на втором этапе развития науки разработки позволило вывести вероятностно-статистические закономерности поведения как различных категорий скважин, так и газовых месторождений.
3. НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ (НКТ)
Насосно-компрессорные трубы используются для перемещения внутри колонн газов и жидкостей во время применения газовых и нефтяных скважин. Также сферой применения этих труб является выполнения подъёмно-спусковых и ремонтных операций.
В связи с постоянными механическими нагрузками и взаимодействиями с агрессивными средами НКТ очень сильно подвергаются коррозии и эрозии.
Соединяются трубы НКТ между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений. Резьбовые скрепления насосно-компрессорных труб гарантируют:
· достаточную герметичность скреплений колонн труб и необходимую стойкость при любых видах нагрузок;
· проходимость в стволах сложно-профильных скважин колонн, включая интенсивные интегральные искривления;
· нужную ремонтопригодность и устойчивость к износу.
На заводах ТМК насосно-компрессорные трубы производятся с соблюдением требований ISO 9001-2000; API Q1 и в соответствии с системой качества. Система качеств зиждется на пооперационном контроле. Контролирующая система гарантирует стабильное соответствие необходимых характеристик и качества в ста процентах случаев.
Отделочные линии, где насосно-компрессорные трубы изготавливаются, оборудованы актуальным сегодня контрольным и технологическим оборудованием.
Все трубы по действующим стандартам подвергаются неразрушающей проверке.
Производятся трубы НКТ в перечисленных ниже комбинациях и исполнениях:
· Устойчивые к холоду;
· Трубы повышенной герметичности;
· С промаркированными уникально муфтами;
· С концами, высаженными наружу;
· С полимерным узлом уплотнения.
Трубы НКТ изготовителя ТМК соответствуют требованиям согласованных с потребителем технических условий, ГОСТа 633-80 и стандарта API Spec 5СТ, Spec 5В.
Насосно-компрессорные трубы обладают антикоррозийным покрытием, в соответствии с требованиями заказчика.
Все трубы обладают клеймением или красочной маркировкой, согласно требованиям НТД.
Резьбовые соединения муфт и трубы НКТ защищаются предохранительными резьбовыми деталями и антикоррозийной смолой.
Предохранительные элементы по требованию покупателя могут быть комбинированными, из полимеров и из металла.
Если клиент захочет, то насосно-компрессорные трубы могут паковаться в имеющие армированные полиэтиленовые ложементы квадратные пакеты, завязанные лентой из стали.
Трубы НКТ имеют различное применение. Трубы НКТ имеют различную толщину. Труба НКТ может быть использована в разных отраслях.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
2. Макаров В. П. Изотопные геотермометры. / Материалы XIII научного семинара «Система планета Земля». — М.: РОО «Гармония строения земли и планет», 2005. С. 93—115.
3. Макаров В. П. Некоторые свойства геохимических геотермометров. / Материалы XIV—XV научного семинара «Система планета Земля». — М.: РОО «Гармония строения земли и планет», 2007. С. 142 — 163
Что такое дебит скважины, как его увеличить своими руками
Источник имеет ряд важных технических характеристик. Одна из них – дебит скважины. Определить его необходимо задолго до того, как начинаются работы по изготовлению источника.
Что это такое?
Это величина производительности источника. Она указывает на реальный объем жидкости, который фактически готова выдать шахта. Измеряется такими показателями:
Глубинной помпой вода закачивается из обсадной трубы. В нее жидкость поступает из водоносного слоя. Понятное дело, что ее запас имеет предел. Поэтому дебет указывает на тот объем, который источник готов выдать за определенную единицу времени.
Необходимые характеристики
Чтобы знать, как правильно рассчитать дебит скважины, необходимо понять особенности уровня воды, он бывает:
Статический и динамический уровни
Определить статический возможно в момент, когда из скважины процесс откачки не осуществляется. Необходимо оставить шахту в покое на несколько часов. Благодаря этому точка воды будет находиться на максимально высокой отметке. Измерения осуществляются до поверхности грунта и от зеркала воды в метрах.
Динамическая величина нестабильная. Отталкиваясь от условия использования источника, показатель будет постоянно изменяться. При откачке объем уменьшается. Если мощность помпы рассчитана так, что скорость откачки воды не превышает возобновление из водоносного слоя, то она восстановится. Динамическим водяным уровнем будет отметка глубины зеркала, на которой она удерживается при водозаборе с определенной скоростью.
Важно! Вычислить точный динамический показатель нереально, ведь он во многом будет зависеть от производительности и мощности используемого скважинного насоса.
Эта единица измерения нужна, чтобы четко понимать, на какую глубину допускается погружать помпу.
Процесс измерения осуществляется в два захода. Применяется интенсивный и средний водозабор. Так, первые измерения выполняете спустя один час, когда помпа непрерывно работает. За счет этого вы сможете узнать разницу, в период между интенсивным и средним водозабором. В оптимальном варианте хорошо, когда разница минимальная.
В основе вычисления также лежит формула, которая выглядит следующим образом: V * Hв / Hдин – Hстат, где
Однако здесь может быть погрешность. Чтобы свести ее к минимуму, необходимо определить удельный объем, и у вас появится реальная возможность сделать расчет максимально точным.
Удельный дебит
Это то количество воды, которое шахта способна выдать при условии понижения уровня жидкости на 1 метр. Перед тем как его определить, необходимо дать время, чтобы источник заполнился и поднялся до статической отметки.
Далее необходимо интенсивно выполнить забор воды. При этом ускорение должно повышаться в отличие от предыдущего водозабора. Затем повторно проверяете динамический показатель. На практике все может выглядеть следующим образом.
Измерить и рассчитать удельный запас можно при помощи следующей формулы: Du = V2 – V1 / H2 – H1. Расшифровка выглядит следующим образом:
Реальный
Исходя из значения удельного запаса, можно выяснить реальный. Определение фактического дебита скважины осуществляется по такой формуле: D = (Hf – Hst) * Du. Она имеет следующее обозначение:
Получившееся значение может оказаться в два раза меньше. И при определении объема именно на него и следует ориентироваться. Так вы узнаете, хватит ли вам этой производительности для всех домашних и хозяйственных нужд или нет.
Как определить?
Посчитать его можно двумя простыми способами:
Определить удельный объем можно так: делите разницу между динамическим и статическим уровнем. То есть это показатель отдачи при понижении уровня воды на один метр. Чтобы узнать реальный объем, для этого высоту водяного столба умножаете на статический уровень и на удельный. Вы сможете определить потенциальную возможность источника, а именно подобрать насос, который будет откачивать воду с такой же скоростью, с какой она поступает.
Расчет дебита артезианки
Реальный пример. За основу возьмем следующую формулу: D = H * V / (Hд – Hст), где
Как посчитать по формуле Дюпюи?
Стоит заметить, ее можно использовать только в условиях напорной воды. Также существует еще одно важное условие – процесс откачивания должен осуществляться исключительно с одним понижением. Формула Дюпюи для расчета запаса воды выглядит так: Q = S / S1 * Q1, где
Почему снижается?
Существует несколько причин, почему максимальный уровень объема снижается, три часто встречаемые:
Как восстановить дебит своими руками?
Существует два способа:
Важно! Перед тем как приступить к работе, рекомендуется выполнить ряд действий, направленных на обследование количества и качества водоносного слоя. Также необходимо определить глубину насоса и зеркала воды.
Как увеличить дебит?
Если ранее объем был нормальный, но постепенно стал уменьшаться и теперь необходимо его повысить. Существует несколько технологий. Для начала стоит провести более простые действия, например по прочистке обсадной колоны. Возможно, стоит расширить ее от различных отложений.
Важно! В процессе прочистки шахты насос необходимо поднять на поверхность.
Плюс ко всему влиять на уменьшение запаса жидкости может забившийся фильтр, поэтому его также стоит почистить. А в некоторых случаях виновником всего является насос. Выяснить это можно, если динамический уровень упал и нет желаемой производительности.
Кроме всего прочего, дебит может увеличиться, если использовать следующие технологии:
Полезное видео
Ознакомьтесь с подробным рассказом специалиста.
Оптимальный и потенциальный дебит скважины
При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважины ограничивается геолого-технологическими и техническими причинами. К первым можно отнести: степень устойчивости пород пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа; необходимость ограничения объема добываемой воды и уменьшения среднего газового фактора в целом по пласту; необходимость равномерного стягивания ВНК и ГНК и предотвращения прорывов воды и газа. Техническими причинами являются недостаточная прочность эксплуатационной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления; ограниченная мощность эксплуатационного оборудования; минимальное забойное давление фонтанирования; вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Неограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо малодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким пластовым давлением, когда они удалены от ВНК и ГНК, а динамический уровень снижается до кровли или даже до подошвы пласта, либо в сильно обводненных (более 80 %) при форсировании отборов. В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок, рост газового фактора и обводненности продукции. При назначении неограниченного отбора стремятся достигнуть потенциального дебита скважины, а ограничиваться дебит может технико-технологическими возможностями оборудования по подъему жидкости на поверхность. Такой отбор назначают обычно на поздней стадии разработки.
3. Какой комплекс работ включает в себя подготовка скважины к эксплуатации?
Подготовка скважины к эксплуатации – это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия буровым долотом кровли продуктивного пласта до вывода работы скважины на технологический режим. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор методы подготовки скважины к эксплуатации (заканчивания скважины) определяется целым рядом геологических, технических, технологических и экономических факторов.
Каждый из этих этапов является крайне важным, от них зависит вся дальнейшая эксплуатация скважины.
При проведении этих работ должны быть созданы благоприятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, высокий текущий дебит, большую накопленную (суммарную) добычу углеводородов. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность разработки месторождения, а также необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.
Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обеспечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатационного объекта, на который пробурена скважина. При создании благоприятных условий притока уменьшаются энергетические затраты на подъем единицы продукции по стволу скважины на поверхность и транспортирование ее до пунктов сбора, кроме того улучшаются условия работы эксплуатационного оборудования, например, насосов.
4. Требования к первичному вскрытию пласта
Продуктивность скважины может быть значительно снижена, а иногда и вообще потеряна, если при вскрытии продуктивного пласта, пластового давления, степени насыщения, степени дренирования.
Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением могут быть разными. Все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:
− При вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением (низконапорных пластов), следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;
− При вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;
− Должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забое скважин.
Предупредить или уменьшить ухудшение фильтрационной способности ПЗС можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (не более 5-10% от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствием расслоения на твердую и жидкую фазы), не вызывать набухание глин и образование эмульсий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора (эмульсии, на нефтяной основе и т.д.).
Дата добавления: 2016-06-15 ; просмотров: 6262 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Оптимальный и потенциальный дебиты скважин
УСЛОВИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗОВ К СКВАЖИНАМ
Приток жидкости к скважине
При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, при этом взаимосвязаны между собой.
Рис. 1.1. Схема добычи нефти из пласта.
Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.
Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круговом пласте, схема которого представлена на рис. 1.2.
Рис. 1.2. К выводу уравнения Дюпюи
Для решения задачи введем следующие допущения:
1. Пласт круговой, в центре которого расположена единственная совершенная скважина.
2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.
3. Процесс течения флюида изотермический 
= const).
4. Движение жидкости плоскорадиальное и соответствует закону Дарси.
5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.
Запишем уравнение Дарси:
(1.2)
где Q — объемный расход жидкости, м 3 /с; F — поверхность фильтрации, м 2 ;
— перепад давлений, Па;
— вязкость флюида, Па с;
l — путь течения флюида, м;
Для схемы рис. 1.2 обозначим:
Rk — радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;
h — толщина пласта, м;
Рк — давление на контуре питания, Па;
Рзаб — давление на забое скважины, Па.
Выделим мысленно (рис. 1.2) на расстоянии г от оси скважины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элементе обозначим через dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:
Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:
После разделения переменных получим:
Пределами интегрирования для уравнения (1.3) являются: по P:от Рk до Рзаб; по r. от Rк до гс.
Таким образом, имеем:
После интегрирования получаем:
Уравнение (1.5) называется уравнением Дюпюи и описывает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 1.3 при принятых допущениях.
Как видно из (1.5), распределение давления в пласте вокруг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рис. 1.3.
Рис. 1.3. Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины
Давление на контуре питания Рк является пластовым статическим давлением Pплст, в дальнейшем просто Рпл (Рплст — статическое пластовое давление — давление, которое существует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q = 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Рплдин. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Рза6.
1.2. Виды гидродинамического несовершенства скважин
Процесс течения продукции в пористой среде сопровождается определенными фильтрационными сопротивлениями. В призабойной зоне скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, связанные, во-первых, с наличием самой скважины и, во-вторых, с конкретным ее исполнением.
Для сравнения скважин между собой и оценки каждой конкретной скважины вводятся понятия гидродинамически совершенной скважины и гидродинамически несовершенных скважин.
На рис. 1.4 приведены схемы гидродинамически совершенной и гидродинамически несовершенных скважин.
Рис. 1.4. Схемы гидродинамически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных скважин:
4-перфорационный канал 
Под гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный горизонт на всю его толщину h и в которой отсутствуют любые элементы крепи (обсадная колонна, цементный камень, забойные устройства), т.е. скважина с открытым забоем. При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного горизонта и являются минимально возможными (рис. 1.4 а). Большинство реальных скважин относятся к гидродинамически несовершенным. Среди гидродинамически несовершенных скважин выделяют:
1. Несовершенные по степени вскрытия (рис. 1.4 б).
Несовершенными по степени вскрытия называются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину.
2. Несовершенные по характеру вскрытия (рис. 1.4 в).
Несовершенными по характеру вскрытия называются скважины, которые вскрывают пласт на всю толщину, но скважина обсажена и проперфорирована.
3. Несовершенные по степени и характеру вскрытия (рис. 1.4 г).
Несовершенными по степени и характеру вскрытия называются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину и скважина обсажена и проперфорирована.
При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:
Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.
Коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений можно представить в виде:
где С1 — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия. Этот коэффициент учитывает возрастание фильтрационных сопротивлений за счет изменения геометрии течения жидкости. Он будет зависеть от толщины продуктивного пласта h, диаметра скважины по долоту Dc и от относительного вскрытия пласта 8. Коэффициент С1 определяется по специальным графикам.
С2 — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру вскрытия. Дополнительные фильтрационные сопротивления для таких скважин связаны с изменением геометрии течения продукции вследствие наличия перфорационных отверстий и каналов. Он будет зависеть от плотности перфорации (количества отверстий) на один погонный метр п; средней длины перфорационного канала l; диаметра перфорационного канала d. Коэффициент С2 также определяется по специальным графикам.
1.3. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины
Любое гидродинамическое несовершенство скважины приводит к снижению дебита. В общем случае дебит несовершенной скважины Qhc записывается в виде:
Коэффициентом гидродинамического совершенства скважины ф называется отношение дебита несовершенной скважины Qhc к дебиту совершенной скважины Qc, вычисляемому по формуле (1.5).
Однако далеко не во всех скважинах можно добывать нефть (газ) при потенциальном дебите. Чаще всего задолго до наступления максимальной депрессии эксплуатационная обсадная колонна может быть смята внешним давлением. Возможно также интенсивное разрушение горной породы, слагающей пласт, при увеличении на него депрессии. Кроме того, при максимальной депрессии нерационально расходуется пластовая энергия вследствие бурного выделения из нефти растворенного газа и проскальзывания его в скважину без дополнительных работ по вытеснению нефти.
По указанным и некоторым другим причинам приходится ограничивать отбор жидкости (газа) из пласта, чтобы получить из пласта наибольшую нефтеотдачу, а сам процесс добычи протекал бесперебойно, скважины не выходили из строя вследствие чрезмерного отбора флюидов.
Следовательно, для каждой скважины в зависимости от условий эксплуатации, которые могут изменяться, существует какой-то оптимальный отбор жидкости. Величина оптимального отбора и является максимальным дебитом для скважины, при котором учитываются геолого-технические и экономические требования.
Дебит скважины, удовлетворяющий указанным требованиям, называют оптимальным дебитом. Оптимальный дебит служит технической нормой добычи нефти (газа) из скважины.
1. Условия притока жидкости в скважину.
2. Какие допущения вводятся для вывода формулы Дюпюи.
3. Какие величины входят в формулу Дюпюи?
4. Охарактеризуйте виды гидродинамического несовершенства скважин.
5. Дайте характеристику гидродинамически совершенной скважине.
6. Чем учитывается несовершенство скважины?
7. Как определяется коэффициент совершенства скважины?
8. Дайте понятия оптимального и потенциального дебитов.
Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 4109 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ