РАСЧЕТ ДЕБИТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ Ушакова А.В.
Ушакова Анастасия Вадимовна - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: для обоснования режима работы скважины и прогнозирования параметров разработки необходимо, в первую очередь, произвести расчет продуктивности скважины - установить зависимость между дебитом скважины и депрессией. Дебит скважины, а также глубина залегания пласта, на который планируется бурение, влияют на конструкцию скважины, кроме того при выборе конструкции необходимо обеспечить минимальное значения потерь давления по стволу. В случае горизонтальной (пологой) скважины потери давления проявляются также в горизонтальной части ствола. В данной работе описаны основные виды гидравлических сопротивлений, встречающиеся при движении газа к горизонтальной скважине, и приведены методы расчета профиля притока и дебита горизонтальной скважины.
Ключевые слова: горизонтальная газовая скважина, профиль притока, потери давления.
Вопросом притока газа к горизонтальным скважинам занимались З.С. Алиев, В.В. Шеремет , В.А. Черных , Сохошко С.К. , Телков А.П. .
Основные трудности аналитических решений задач притока к горизонтальным скважинам связаны с нелинейной зависимостью между градиентом давления и скоростью фильтрации, а также определением потерь на трение при движении газа и газоконденсатной смеси в горизонтальном стволе, особенно при значительных дебитах и большой длине ствола .
Сохошко С. К. выделяет 3 группы работ, посвященных производительности горизонтальных газовых скважин:
1 Сравнительно точное решение о притоке газа к горизонтальной скважине при линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации;
2. Приближенное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при нелинейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации;
3 Точное численное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при нелинейном законе фильтрации, изложенное в работе и линейном законе;
Недостатком данных работ является то, что в них принимается постоянным забойное давление по длине горизонтального ствола, а также не учитывается влияние устьевого давления на продуктивность горизонтальных скважин. В результате, получено прямое отношение продуктивности и длины горизонтального участка.
Тем не менее, многие исследователи заявляют, что данная схема расчета производительности в корне не верна . Для горизонтальных скважин знание о распределении забойного давления по стволу имеет более важную роль, чем для вертикальных. Это связано с тем, что площадь зоны дренирования в горизонтальной скважине больше по сравнению в вертикальной.
Одно из решений, в котором учитывается изменение забойного давления при расчете производительности, получено З.С. Алиевым и А.Д. Седых . Также решение профиля притока впервые с учетом всех видов гидравлических сопротивлений, в том числе местных сопротивлений перфорационных отверстий, их расположения и плотности, а также с учетом угла наклона для горизонтальной газовой скважины получено Сохошко С.К. .
| 37 | Современные инновации № 2(30) 2018
Список литературы
1. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты М.: Недра, 1995.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами
Методические указания
для самостоятельных работ по дисциплине «Особенности разработки месторождений горизонтальными скважинами» для магистров, обучающихся по специальности 131000.68 «Нефтегазовое дело»
Составители: С. И. Грачев, А.С. Самойлов, И.Б. Кушнарев
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Методические указания
По дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами»
для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения
Тюмень 2013 г.
Утверждено редакционно-издательским советом
Тюменского государственного нефтегазового университета
Методические указания предназначены бакалаврам направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения. В методических указаниях приведены основные задачи с примерами решения по дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами».
Составители: доцент, к.т.н. Самойлов А.С.
доцент, к.т.н. Фоминых О.В.
лаборант Невкин А.А.
© государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 2013 г.
ВВЕДЕНИЕ. 2
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов. 7
Тема 2. Расчет дебита горизонтальной скважины и наклонно - направленной с трещиной ГРП по приведенным формулам, сопоставление результатов. 2
Тема 3. Расчет дебита многоствольной скважины. 17
Тема 4. Расчет оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы с вертикальными. 21
Тема 5. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием на установившихся режимах (по методике Евченко В.С.). 2
Тема 6. Дебит горизонтальной скважины с трещинами ГРП, расположенной в анизотропном, полосообразном пласте. 34
Тема 7. Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием………………………………………………………………………30
Тема 8. Моделирование неустановившегося движения жидкости к горизонтальной скважине по двухзонной схеме………………………………45
ВВЕДЕНИЕ
При масштабном внедрении в начале 2000-х и в течение последующего десятилетия в систему разработки месторождений Западной Сибири горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) достигалась форсированная выработка запасов нефти при быстрой окупаемости вложений без строительства новых скважин. Внедрение производилось в оперативном порядке, не всегда согласованно с принятыми проектными решениями, либо путем трансформации существующей системы разработки. Однако, без системного обоснования технологии горизонтального вскрытия и эксплуатации объектов, проектные значения коэффициента извлечения нефти (КИН) не достигаются.
В последние годы технологии горизонтального вскрытия уделяется много большее внимание при проектировании системы разработки, в некоторых компаниях обоснование строительства каждого ГС выполняется в виде мини-проекта. На что повлиял и мировой финансовый кризис, когда в целях оптимизации производства погрешность и доля неопределенности сводились к минимуму. К технологии горизонтального вскрытия применили новые подходы о чем свидетельствуют результаты эксплуатации, построенных ГС и БГС с 2009 г. (в ОАО «Сургутнефтегаз» построено более 350 скв., ОАО «Лукойл» более 200 скв., в ТНК-ВР более 100 скв., в ОАО «НГК «Славнефть» более 100 скв., в ОАО «Газпром нефть» более 70 скв., в ОАО «НК «Роснефть» более 50 скв., в ОАО НК «РуссНефть» более 20 скв.).
Известно, что не достаточно определить только основные параметры применения ГС: длину, профиль, расположение ствола относительно кровли и подошвы, предельные технологические режимы эксплуатации. Необходимо учитывать размещение и параметры сетки скважин, схемы вскрытия пластов и регулирование режимов их работы. Необходимо создание принципиально новых методов мониторинга и управления выработкой запасов нефти особенно для сложнопостроенных залежей, которые будут основаны на достоверном изучении геологического строения посредством исследования горизонтальных стволов, зависимости дебита нефти от неоднородности геологического строения и гидравлических сопротивлений по длине, создании равномерности выработки запасов нефти по всему объему коллектора дренируемого ГС, высокоточном определение зоны дренирования, возможности проведения и прогнозирования эффективности способов повышении нефтеотдачи пластов, определения главных напряжений пород, от учета которых напрямую зависит эффективность системы заводнения и механические методы воздействия на пласт (гидроразрыв пласта).
Целью настоящего методического указания является обеспечение студентов знаниями, которыми пользуется современная наука и производство при управлении продуктивностью скважин.
В методических указаниях для каждой задачи по темам представлен алгоритм расчета и приведен пример решения типовой задачи, что существенно помогает успешному выполнению задания. Однако, его применение возможно лишь после изучения теоретических основ.
Все расчеты следует проводить в рамках международной системы единиц (СИ).
Теоретические основы дисциплины хорошо изложены в учебниках, ссылки которых приведены.
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов
Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:
где, Q г – дебит нефти горизонтальной скважины м 3 /сек; k h – горизонтальная проницаемость пласта м 2 ; h – нефтенасыщенная толщина, м; ∆P – депрессия на пласт, Па; μ н – вязкость нефти Па·с; B 0 – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м; r c – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования (рис. 1.1), м:
, (1.2)
где R k – радиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:
k v – вертикальная проницаемость пласта, м 2 . В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·k h , осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑ , .
Рисунок 1.1 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте
Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения R k . В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 1.2), представляющий собой среднюю величину между полуосями:
(1.4)
Рисунок 1.2 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте
Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:
, (1.5)
где J – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:
. (1.6)
Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение
(1.7)
Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:
.
(1.8)
Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения Joshi S.D..
Задача 1.1. Для геолого-физических условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Q г по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.
Таблица 1.1
Решение. Задача решается следующим порядком:
1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 1.3 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 1.2):
Подставляя полученные результаты в выражение 1.1 получаем,
2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.
Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 1.6:
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.
Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (1.7)
Определяем дебит ГС:
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
4. Сопоставляем полученные результаты:
5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:
| L длина горизонтального участка | Дебит ГС, м 3 /сут (Joshi S.D.) | Дебит ГС, м 3 /сут (Борисова Ю.П.) | Дебит ГС, м 3 /сут (Giger) |
| 1360,612 | 1647,162 | 1011,10254 | |
| 1982,238 | 2287,564 | 1318,32873 | |
| 2338,347 | 2628,166 | 1466,90284 | |
| 2569,118 | 2839,562 | 1554,49788 | |
| 2730,82 | 2983,551 | 1612,26295 | |
| 2850,426 | 3087,939 | 1653,21864 | |
| 2942,48 | 3167,09 | 1683,77018 | |
| 3015,519 | 3229,168 | 1707,43528 | |
| 3074,884 | 3279,159 | 1726,30646 | |
| 3124,085 | 3320,28 | 1741,70642 | |
| 3165,528 | 3354,7 | 1754,51226 | |
| 3200,912 | 3383,933 | 1765,32852 | |
| 3231,477 | 3409,07 | 1774,58546 | |
| 3258,144 | 3430,915 | 1782,59759 | |
| 3281,613 | 3450,074 | 1789,60019 | |
| 3302,428 | 3467,016 | 1795,77275 | |
| 3321,015 | 3482,103 | 1801,2546 | |
| 3337,713 | 3495,624 | 1806,15552 | |
| 3352,797 | 3507,811 | 1810,56322 | |
| 3366,489 | 3518,853 | 1814,54859 |
Рисунок 1.3 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка
Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам Joshi S.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения следует:
‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;
‑ для условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L 1 =150 м. Q 1 =2620 м 3 /сут до L 2 =400 м. Q 2 =3230 м 3 /сут;
‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.
Варианты Задача №1
| Вар. | №скв | Месторождение, пласт | Длина ГС, м | h нн, м | Kh, мД | Кv, мД | Вязкость, мПа*с | Рпл, МПа | Рзаб, МПа | Радиус скв, м | Rk,м |
| 210Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 14,0 | 0,1 | ||||||
| 333Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 6,0 | 0,1 | |||||||
| 777Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 11,0 | 0,1 | |||||||
| 302Г | Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 13,0 | 0,1 | ||||||
| 2046Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 13,7 | 0,1 | ||||||
| 4132Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 16,0 | 0,1 | ||||||
| 4100Г | Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 16,0 | 0,1 | ||||||
| 611Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 16,0 | 0,1 | |||||||
| 8068Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 5,8 | 0,1 | ||||||
| Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 11,2 | 0,1 | |||||||
| 215Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 15,0 | 0,1 | ||||||
| 334Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 11,0 | 0,1 | |||||||
| 615Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 16,0 | 0,1 | |||||||
| 212Г | Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 15,0 | 0,1 | ||||||
| 2146Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 17,8 | 0,1 | ||||||
| 4025Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 13,0 | 0,1 | ||||||
| 513Г | Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 18,0 | 0,1 | ||||||
| 670Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 19,5 | 0,1 | |||||||
| 554Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 11,34 | 0,1 | ||||||
| 877Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 16,2 | 0,1 | ||||||
| Продолжение таблицы 1.1 | |||||||||||
| 322Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 14,9 | 0,1 | ||||||
| 554Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 15,3 | 0,1 | |||||||
| 789Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 12,7 | 0,1 | |||||||
| Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 9,8 | 0,1 | |||||||
| 2475Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 12,9 | 0,1 | ||||||
| 4158Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 13,8 | 0,1 | ||||||
| Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 18,2 | 0,1 | |||||||
| 688Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 14,3 | 0,1 | |||||||
| 8174Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 18,6 | 0,1 | ||||||
| 882Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 15,2 | 0,1 |
Контрольные вопросы.
Под этим понятием подразумевают то количество воды, нефти, либо газа, которое источник может выдать за условную единицу времени – одним словом, его производительность. Измеряется этот показатель в литрах за минуту, либо в кубометрах за час.
Расчет дебита необходим как при обустройстве бытовых водоносных скважин, так и в газодобывающей и нефтяной промышленности — каждая классификация при этом имеет определенную формулу для вычислений.
1 Зачем нужно делать расчет дебита скважины?
Если вы знаете дебит своей скважины, то сможете без проблем подобрать оптимальное насосное оборудование, так как мощность насоса должна точно соответствовать продуктивности источника. К тому же, в случае возникновения каких-либо проблем, правильно заполненный паспорт скважины очень поможет ремонтной бригаде выбрать подходящий способ её восстановления
Исходя из показателей дебита, выполняется классификация скважин на три группы:
- Низкодебитные (меньше 20 м³/сутки);
- Среднедебитные (от 20 до 85 м³/сутки);
- Высокодебитные (свыше 85 м³/сутки).
В газовой и нефтедобывающей промышленности эксплуатация малодебитных скважин нерентабельна. Поэтому предварительное прогнозирование их дебита является ключевым фактором, который определяет, будет ли выполняться бурение новой газовой скважины на разрабатываемой территории.
Для определения такого параметра в газовой промышленности имеется определенная формула (которая будет приведена ниже).
1.1 Как сделать расчет дебита артезианской скважины?
Для выполнения расчетов вам необходимо узнать два параметра источника – статический и динамический уровни воды.
Для этого вам понадобится веревочка, с объемным грузиком на конце (таким, чтобы при касании к водной поверхности был отчетливо слышен всплеск).
Измерить показатели можно по истечению одного дня после окончания . Выждать сутки после завершения бурения и промывки необходимо для того количество жидкости в скважине стабилизировалось. Делать замер раньше не рекомендуется — результат может быть неточным, так как в первые сутки происходит постоянное увеличение максимального уровня воды.
По истечению необходимого времени выполните замер. Делать это нужно по глубине – определите, какую длину имеет часть трубы, в которой отсутствует вода. Если скважина сделана согласно всем технологическим требованиям, то статический уровень воды в ней будет всегда выше, чем верхняя точка фильтрующего участка.
Динамический уровень – это непостоянный показатель, который будет меняться в зависимости от условий эксплуатации скважины. Когда осуществляется забор воды с источника, её количество в обсадной колонне постоянно уменьшается.В случае, когда интенсивность забора воды не превышает продуктивность источника, то спустя какое-то время вода стабилизируется на определенном уровне.
Исходя из этого, динамическим уровнем жидкости в скважине является показатель высоты водного столба, который будет держаться при постоянном заборе жидкости с заданной интенсивностью. При использовании разной мощности динамический уровень воды в скважине будет отличаться.
Оба эти показателя измеряются в «метрах от поверхности», то есть чем ниже фактическая высота столба воды в осадной колонне, тем меньшим будет динамический уровень. На практике расчет динамического уровня воды помогает выяснить, на какую максимальную глубину может быть опущен погружной насос .
Расчет динамического уровня воды осуществляется в два этапа — нужно выполнить средний и интенсивный водозабор.Производите замер после того, как насос беспрерывно проработал один час.
Определив оба фактора, вы уже можете получить ориентировочную информацию по дебиту источника – чем меньше разница между статическим и динамическим уровнем, тем большим является дебит скважины. У хорошей артезианской скважины эти показатели будут идентичными, а средний по производительности источник имеет 1-2 метра разницы.
Расчет дебита скважины может производиться несколькими способами. Вычислять дебит проще всего по следующей формуле: V*Hв/Hдин – Hстат.
В которой:
- V– интенсивность отбора воды при замере динамического уровня скважины;
- Н дин – динамический уровень;
- Н стат – статический уровень;
- Н в – высота столба воды в обсадной колонне (разница между общей высотой обсадной колонны и статическим уровнем жидкости)
Как определить дебит скважины на практике: возьмем в качестве примера скважину, высота которой составляет 50 метров, при этом перфорированная зона фильтрации расположена на 45-ти метровой глубине. Замер показал статический уровень воды глубиною 30 метров. Исходя из этого, определяем высоту столба воды: 50-30=20 м.
Чтобы определить динамический показатель, предположим, что за один час работы насосом из источника было откачано два кубометра воды. После этого замер показал, что высота столба воды в скважине стала меньше на 4 метра (произошло увеличение динамического уровня на 4 м)
То есть, Н дин = 30+4=34 м.
Для того чтобы свести возможные погрешности расчета к минимуму, после первого измерения нужно выполнить расчет удельного дебита, с помощью которого можно будет рассчитать реальный показатель. Для этого, после первого забора жидкости, необходимо дать источнику время на заполнения, чтобы уровень столба воды поднялся до статического показателя.
После чего выполняем забор воды с большей интенсивностью, чем первый раз, и повторно делаем замер динамического показателя.
Для демонстрации расчета удельного дебита используем такие условные показатели: V2 (интенсивность откачки) – 3 м³, если предположить, что при интенсивности откачки в 3 кубометра за час, Ндин составляет 38 метров, то 38-30 = 8 (h2 = 8).
Удельный дебит рассчитывается по формуле: Du = V 2 – V 1 / H 2 – H 1 , где:
- V1 – интенсивность первого забора воды (меньшая);
- V2 – интенсивность второго забора воды (большая);
- H1 – уменьшение столба воды при выполнении откачки меньшей интенсивности;
- H2 – уменьшение столба воды при откачке большей интенсивности
Вычисляем удельный дебит: Д у = 0.25 кубометра в час.
Удельный дебит нам демонстрирует, что рост динамического уровня воды на 1 метр, влечет за собой увеличение дебита скважины на 0.25 м 3 /час.
После того как рассчитан удельный и обычный показатель, можно выполнить определение реального дебита источника по формуле:
Др = (Н фильтр – Н стат) * Ду, где:
- Н фильтр – глубина верхнего края фильтрующего участка обсадной колонны;
- Н стат – статический показатель;
- Ду – удельный дебит;
Исходя из предыдущих расчетов, мы имеем: Др = (45-30)*0.25 = 3.75 м 3 /час — это высокий уровень дебита для (классификация высокодебитных источников начинается с 85 м³/сутки, у нашей скважины он составляет 3,7*24=94 м³)
Как вы видите, погрешность предварительного расчета, в сравнении с итоговым результатом, составила около 60%.
2 Применение формулы Дюпюи
Классификация скважин нефтяной и газовой промышленности требует расчета их дебита по формуле Дюпюи.
Формула Дюпюи для газовой скважины имеет следующий вид:
Для вычисления дебита нефти существует три разновидности данной формулы, каждая из которых применяется для разных видов скважин — поскольку каждая классификация имеет ряд особенностей.
Для нефтяной скважины с неустановившимся приточным режимом.
Работы по созданию скважины на придомовом участке предусматривают бурение, укрепление оголовки. По завершению, фирма, которая выполняла заказ, составляет документ на скважину. В паспорте указывают параметры сооружения, характеристики, измерения и расчет скважины.
Процедура проведения расчета скважины
Работники компании составляют протокол осмотра и акт передачи в пользование.
Процедуры являются обязательными, поскольку дают возможность получить документальное подтверждение исправности конструкции, возможности введения ее в эксплуатацию.
В документацию вносят геологические параметры и технологические характеристики:
Для того, чтобы проверить правильность подсчета, запускают пробную качку воды на большой мощности насоса. Это позволяет улучшить показатели динамики
На практике для точности расчета пользуются второй формулой. После получения значений дебита, определяют средний показатель, позволяющий точно определить рост продуктивности при увеличении динамики на 1 м.
Формула расчета:
D уд = D2 – D1/H2 – H1
- Dуд – дебит удельный;
- D1, H1 — показатели первого испытания;
- D2, H2 — показатели второго испытания.
Лишь при помощи проведения исчислений подтверждается правильность выполнения исследований и бурения водозабора.
Расчетные характеристики на практике
Знакомство с методами расчета водозаборной скважины провоцирует возникновение вопроса – зачем нужны эти знания обычному пользователю водозабора? Здесь важно понимать, что водоотдача – единый способ оценивания работоспособности скважины, для того чтобы удовлетворить потребность жильцов в воде до подписания акта приема-передачи.
Чтобы в дальнейшем не возникало проблем, действуйте следующим образом:
- Расчет проводится с учетом количества жильцов дома. Средний показатель потребления воды – 200 л на одного человека. Сюда прибавляют расходы на хозяйственные нужды и техническое использование. При расчете на семью из 4-х человек получаем наибольшее потребление воды 2,3 кубометра/час.
- В процессе составления договора в проекте берется значение продуктивности водозабора на уровне не меньше 2,5 — 3 м 3 /ч.
- После завершения работ и расчета уровня скважины, производят откачку воды, замер динамики и определение водоотдачи при наибольшем расходе домашнего насоса.
Проблемы могут возникнуть на уровне расчета дебита скважины на воду в процессе контрольной выкачки насосом, принадлежащим компании исполнителю.
Моменты, которые определяют скорость наполнения скважины водой:
- Объем слоя воды;
- Быстрота его уменьшения;
- Глубина залегания грунтовых вод и изменения уровня в зависимости от сезона.
Скважины с продуктивностью забора воды менее 20 м 3 /сут., считаются малопродуктивными.
Причины низких показателей дебита:
- особенности гидрогеологической ситуации местности;
- изменения в зависимости от времени года;
- замусоривание фильтров;
- засоры в трубах, которые подают воду наверх либо их дефлорация;
- естественный износ насоса.
Если после ввода скважины в работу обнаружены проблемы, это говорит о том, что на стадии расчета параметров были ошибки. Поэтому этот этап – один из самых важных, который нельзя упускать из виду.
Для того чтобы увеличить продуктивность работы водозабора, увеличивают глубину скважины с целью вскрытия дополнительного слоя воды.
Также, используют методы выкачки воды опытным путем, применяют химическое и механическое воздействия на водные слои, либо переносят скважину в другое место.
1
Методики определения предельных безводных дебитов газовых скважин при наличии экрана и интерпретация результатов исследования таких скважин разработаны недостаточно. До настоящего времени вопрос о возможности увеличения предельных безводных дебитов скважин, вскрывающих газоносные пласты с подошвенной водой, способом создания искусственного экрана, изучен также недостаточно полно. Здесь приводится аналитическое решение указанной задачи и рассмотрен случай, когда несовершенная скважина вскрыла однородно-анизотропный круговой пласт с подошвенной водой и эксплуатируется при наличии непроницаемого экрана. Разработана приближенная методика расчета предельных безводных дебитов вертикальных газовых скважин при нелинейном законе фильтрации, обусловленных наличием непроницаемого забойного экрана. Установлено, что величина предельного безводного дебита зависит не только от размеров экрана, но и от его положения по вертикали газонасыщенного пласта; определено оптимальное положение экрана, характеризующее наибольшим предельным дебитом. Произведены практические расчеты на конкретных примерах.
методика расчета
безводный дебит
вертикальная скважина
газовая скважина
1. Карпов В.П., Шерстняков В.Ф. Характер фазовых проницаемостей по промысловым данным. НТС по добыче нефти. – М.: ГТТИ. – №18. – С. 36-42.
2. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. – Уфа, 1974. – 224 с.
3. Телков А.П., Грачёв С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть II). – Тюмень: из-во ОООНИПИКБС-Т, 2001.– 482 с.
4. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1965.
5. Стклянин Ю.И., Телков А.П. Приток к горизонтальной дрене и несовершенной скважине в полосообразном анизотропном пласте. Расчет предельных безводных дебитов. ПМТФ АН СССР. – № 1. – 1962.
В данной статье приводится аналитическое решение указанной задачи и рассмотрен случай, когда несовершенная скважина вскрыла однородно-анизотропный круговой пласт с подошвенной водой и эксплуатируется при наличии непроницаемого экрана (рисунок 1). Считаем, что газ реальный, движение газа, установившееся и подчиняется нелинейному закону фильтрации.
Рис.1. Трехзонная схема притока газа к несовершенной скважине с экраном
Исходя из принятых условий, уравнения притока газа к скважине в зонах I, II, III соответственно примут вид:
; 
; (2)
; 
; , (3)
где a и b определяются по формулам. Остальные обозначения показаны на схеме (см. рисунок 1). Уравнения (2) и (3) в данном случае описывают приток к укрупненным скважинам соответственно с радиусами rэ и (rэ+ho).
Условие устойчивости на границе раздела газ-вода (см. линию СD) по закону Паскаля запишется уравнением
где ρв - плотность воды, - капиллярное давление как функция насыщенности водой на границе раздела газ-вода.
Решая совместно (1)-(3), после ряда преобразований, получаем уравнение притока
Из совместного решения (2) и (4) получаем квадратное уравнение относительно безразмерного предельного дебита , один из корней которого с учетом (7) и после ряда преобразований представляется выражением:
где 
(7)
(8)
Переход к размерному предельному безводному дебиту осуществляется по формулам:
(9)
где - средневзвешенное давление в газовой залежи.
Таблица 1
Значения фильтрационных сопротивлений, обусловленных экраном на забое
Добавочные фильтрационные сопротивления 
и 
, обусловленные экраном, рассчитаны на ЭВМ по формулам (6), затабулированы (таблица 1) и представлены графиками (рисунок 2). Функция (6) рассчитана на ЭВМ и представлена графически при (рисунок 3). Предельная депрессия может быть установлена по уравнению притока (4.4.4) при Q=Qпр.
Рис.2. Фильтрационные сопротивления и , обусловленные экраном при устойчивой границе раздела газ-вода
Рис.3. Зависимость безразмерного предельного дебита qпр от относительного вскрытия при параметрах , ρ=1/æ* и α
На рисунке 3 приведены зависимости безразмерного предельного дебита q от степени вскрытия при параметрах Rэ и α. Кривые показывают, что с увеличением размера экрана (<20) безводные дебиты увеличиваются. Максимум на кривых соответствует оптимальному вскрытию пласта, при котором можно получить наибольший предельный безводный дебит для заданного размера экрана. С увеличением параметра ρ=1/æ* (уменьшением анизотропии) предельный безводный дебит увеличивается, а уменьшение безводного дебита для малых вскрытий объясняется увеличением фильтрационных сопротивлений, обусловленных экраном на забое.
Пример. Дренируется газовая шапка, контактирующая с подошвенной водой. Требуется определить: предельный дебит газовой скважины, ограничивающий прорыв ГВК к забою и предельный дебит при наличии непроницаемого экрана.
Исходные данные: Рпл=26,7 МПа; К=35,1·10-3 мкм2; Ro=300 м; ho=7,2 м; =0,3; =978 кг/м3; =210 кг/м3 (в пластовых условиях); æ*=6,88; =0,02265 МПа·с (в пластовых условиях); Тпл=346 К; Тст=293 К; Рат=0,1013 МПа; rэ=ho=7,2 м и rэ=0,5ho=3,6 м.
Определяем параметр размещения
Из графиков находим безразмерный предельный безводный дебит жидкости q(ρо,)q(6,1;0,3)=0,15.
По формуле (9) подсчитываем:
Qo=52,016 тыс. м3/сут; тыс. м3/сут.
Определяем безразмерные параметры при наличии экрана:
По графикам (см. рисунок 2) или таблице находим добавочные фильтрационные сопротивления: С1= С1(0,15;0,3;1)=0,6; С2= С2(0,15;0,3;1)=3,0.
По формуле (7) находим безразмерный параметр α=394,75.
По формуле (9) подсчитываем дебит, который составил Qo47,9 тыс.м3/сут.
Расчеты по формулам (7) и (8) дают: Х=51,489 и Y=5,773·10-2.
Безразмерный предельный дебит, рассчитанный по формуле (6), равен q=1,465.
Определяем размерный предельный дебит, обусловленный экраном, из соотношения Qпр=qQo=1,465·47,970,188 тыс.м3/сут.
Расчетный предельный дебит без экрана с аналогичными исходными параметрами составляет 7,8 тыс. м3/сут. Таким образом, в рассматриваемом случае наличие экрана увеличивает предельный дебит почти в 10 раз.
Если принять rэ=3,6 м; т.е. в два раза меньше размеру, чем газонасыщенная толщина, тогда получаем следующие расчетные параметры:
2; С1=1,30; С2=5,20; Х=52,45; Y=1,703·10-2; q=0,445 и Qпр=21,3 тыс.м3/сут. В данном случае предельный дебит увеличивается всего лишь в 2,73 раза.
Следует отметить, что величина предельного дебита зависит не только от размеров экрана, но и от его положения по вертикали газонасыщенного пласта, т.е. от относительного вскрытия пласта , если экран располагается непосредственно перед забоем. Исследование решения (6) показало, что существует оптимальное положение экрана, зависящее от параметров ρ, α, Rэ, которое соответствует наибольшему предельному дебиту. В рассмотренной задаче оптимальным вскрытием является =0,6.
Принимаем ρ=0,145 и =1. По изложенной методике получаем расчетные параметры: С1=0,1; С2=0,5; X=24,672; Y=0,478.
Определяем безразмерный дебит:
q=24,672(-1) 5,323.
Размерный предельный дебит находится по формуле (9)
Qпр=qQo=5,323·103=254,94 тыс.м3/сут.
Таким образом, дебит по сравнению с относительным вскрытием =0,3 увеличился в 3,6 раза.
Изложенный здесь способ определения предельного безводного дебита является приближенным, так как он рассматривает устойчивость конуса, вершина которого уже достигла радиуса экрана rэ.
При из приведенных решений получим формулы для определения q() для несовершенной газовой скважины в условиях нелинейного закона фильтрации с учетом добавочных фильтрационных сопротивлений. Эти формулы также будут приближенными, и по ним рассчитывается завышенное значение предельного безводного дебита.
Для построения двухчленного уравнения притока газа в условиях предельно-устойчивого конуса подошвенной воды необходимо знать фильтрационные сопротивления именно в этих условиях. Определить их можно исходя из теории устойчивого конусообразования Маскета-Чарного. Уравнение линии тока, ограничивающей область пространственного движения к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте, когда уже произошел прорыв вершины конуса к забою скважины, в соответствии с теорией безнапорного движения, запишем в виде
(10)
где q= - безразмерный предельный безводный дебит, определяемый по приведенным (известным) приближенным формулам и графикам; - безразмерный параметр.
Выражая скорость фильтрации через расход , подставляя уравнение границы раздела (10) в дифференциальное уравнение (1), учитывая закон газового состояния и интегрируя по давлению Р и радиусу r в соответствующих пределах, получим уравнение притока вида (12) и формулы (13), в которых следует принять:
; , (11)
(12)
где Li(x) - интегральный логарифм, который связан с интегральной функцией зависимостью .
(13)
При x>1 интеграл (13) расходится в точке t=1. В этом случае под Li(x) надо понимать значение несобственного интеграла. Поскольку методы определения безразмерных предельных безводных дебитов хорошо известны, то, очевидно, нет необходимости табулировать функции (11) и (12).
1. Разработана приближенная методика расчета предельных безводных дебитов вертикальных газовых скважин при нелинейном законе фильтрации, обусловленных наличием непроницаемого забойного экрана. Безразмерные предельные дебиты и соответствующие добавочные фильтрационные сопротивления рассчитаны на компьютере, результаты затабулированы и приведены соответствующие графические зависимости.
2. Установлено, что величина предельного безводного дебита зависит не только от размеров экрана, но и от его положения по вертикали газонасыщенного пласта; определено оптимальное положение экрана, характеризующее наибольшим предельным дебитом.
3. Произведены практические расчеты на конкретном примере.
Рецензенты:
Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;
Сохошко С.К., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.
Библиографическая ссылка
Каширина К.О., Забоева М.И., Телков А.П. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПРЕДЕЛЬНЫХ БЕЗВОДНЫХ ДЕБИТОВ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ НЕЛИНЕЙНОМ ЗАКОНЕ ФИЛЬТРАЦИИ И НАЛИЧИИ ЭКРАНА // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 2-2.;URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=22002 (дата обращения: 01.02.2020). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»