Дарение

Расчет дебита газовой скважины. Как рассчитать дебит скважины

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.

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»

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.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по курсу «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»

на тему: «Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины Комсомольского газового месторождения».

Выполнил Кибишев А.А.

Проверил: Тимашев А.Н.

Москва, 2014

1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
5. Анализ результатов расчетов

1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

Комсомольское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 45 км южнее районного центра посёлка Тарко-Сале н 40 км восточнее посёлка Пурпе.

Ближайшие месторождения с утверждёнными в ГКЗ СССР запасами нефти Усть-Харампурское (10 - 15 км к востоку). Ново-Пурпейское (100 км к западу).

Месторождение открыто в 1967 году первоначально как газовое (С"еноманская затежь). Как нефтяное открыто в 1975 году. В 1980 году была составлена технологическая схема разработки, реализация которой началась в 1986 году.

Действующий газопровод Уренгой - Новополоцк находится в 30 км к западу от месторождения. В 35 - 40 км к западу проходит трасса железной дороги Сургут - Уренгой.

Территория представляет собой слегка всхолмленную (абсолютные отметки плюс 33, плюс 80 м), заболоченную, с многочисленными озерами равнину. Гидрографическая сеть представлена реками Пякупур и Айваседапур (притоки реки Пур). Реки судоходны лишь во время весеннего паводка (июнь), который длится один месяц.

Комсомольское месторождение расположено в пределах структуры П порядка - Пякупуровского куполовидного поднятия, входящего в состав Северного мегавала.

Пякупуровское куполовидное поднятие представляет приподнятую зону неправильной формы, ориентированную в юго-западно-северо-восточном направлениях, осложнённую несколькими локальными поднятиями III порядка.

Анализ физико-химических свойств нефти, газа и воды позволяет подобрать наиболее оптимальное скважинное оборудование, режим работы, технологию хранения и транспортировки, тип операции по обработке призабойной зоны пласта, объем закачиваемой жидкости и многое другое.

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Комсомольского месторождения изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб.

Часть параметров определялась непосредственно на скважинах (замеры давлений, температур, и др.) Анализ проб проводился в лабораторных условиях в ТЦЛ. ООО "Геохим”, ООО "Реагент" г. Тюмени.

Поверхностные пробы отбирались из выкидной линии при работе скважин на определённом режиме. Все исследования поверхностных проб нефти и газа проводились по методикам, предусмотренным Государственными стандартами.

В процессе исследований был изучен компонентный состав нефтяного газа, результаты приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Компонентный состав нефтяного газа.

К подсчету запасов рекомендуются параметры, определенные при стандартных условиях и способе, приближенном к условиям разгазирования нефти на промысле, то есть при ступенчатой сепарации. В связи с этим результаты исследований проб нефтяным методом дифференциального разгазирования в расчете средних значений не использовались.

Свойства нефтей также изменяются по разрезу. Анализ результатов лабораторных исследований проб нефтей не позволяет выделить строгие закономерности, однако можно проследить основные тенденции изменения свойств нефтей. С глубиной плотность и вязкость нефти имеют тенденцию к уменьшению, такая же тенденция сохраняется н для содержания смол.

Растворимость газов в воде гораздо ниже, чем в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается.

Таблица 2 - Химический состав пластовых вод.

2. Конструкция скважин для месторождений, вскрывших пластовую воду

В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже полной остановке скважины.

Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы, отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы без закачки или с закачкой ПАВ (пенообразователей) на забой скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину. Минимальное выделение жидкости в призабойной зоне пласта и на забое скважины можно обеспечивать регулированием забойного давления и температуры. Количество воды и конденсата, выделяющихся из газа на забое скважины при забойных давлении и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам конденсации.

Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую скважину ее эксплуатируют при предельных безводных дебитах, определяемых теоретически или специальными исследованиями.

Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакерами. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой пены "концентрацию пенообразователя" (в пересчете на активное вещество) следует принять равной 1,5-2% объема закачиваемой жидкости, а стабилизатора пены - 0,5-1%. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют специальное устройство - аэратор (типа "перфорированная труба в трубе"). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в соответствии с заданной а, в наружную трубу закачивают водный раствор ПАВ насосом с расходом 2-3 л/с.

Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами. Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают на 2-4 ч. Дебиты скважин после пуска возрастают, однако не всегда компенсируют потери в добыче газа вследствие простоя скважин. Поскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток газа может не возобновиться, этот метод применяют редко. Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени. Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15-30 мин. Скорость газа на забое должна при этом достигать 3-6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие недостатки: жидкость с забоя удаляется не полностью, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.

Периодическая продувка скважин через НКТ диаметром 63-76 мм или через специально спущенные сифонные трубы диаметром 25-37 мм осуществляется тремя способами: вручную либо автоматами, установленными на поверхности или на забое скважины. От продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется только после накопления определенного столба жидкости на забое.

Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримироваиие или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Величина этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.

Автоматы, установленные на забое, также срабатывают при определенной высоте столба жидкости. Устанавливают один клапан на входе в НКТ или несколько пусковых газлифтных клапанов на нижнем участке НКТ.

Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан после предварительных лабораторных исследований на скв. 408 и 328 Коробковского месторождения. При этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.

Периодическое удаление жидкости можно осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2-0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.

При минерализации вод менее 3--4 г/л применяется 3-5%-ный водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15-20 г/л) используют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки "Дон", "Ладога", Триалон и др.) изготовляют гранулы диаметром 1,5-2 см или стержни длиной 60-80 см, которые затем подают на забой скважин.

Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут это количество уменьшается.

Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300-400 л растворов сульфонола или порошка "Новость" приводил к увеличению дебитов в 1,5-2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10-15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10-30%, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.

Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб диаметром 63-76 мм при глубинах скважин до 2500 м.

Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины, Диаметр колонны НКТ подбирается таким, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.

Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. На клапан действует сила сжатия пружины и разность давлений, создаваемых столбами жидкости в НКТ и в затрубье (вниз), а также сила, обусловленная давлением в за- трубном пространстве (вверх). При расчетном уровне жидкости в затрубном пространстве соотношение действующих сил становится таким, что клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубье до заданного входной клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются, и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.

В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа "летающий клапан”. В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре - верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом - "цилиндром", а сам он выполняет роль "поршня”.

Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости подъема (1-3 м/с) и падения (2-5 м/с) плунжера. При скоростях газа у башмака более 2 м/с применяют плунжерный лифт непрерывного действия.

При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м применяют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости* газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления до 0,2-0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости вообще нельзя применить либо их эффективность резко падает.

Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.

месторождение скважина дебит анизотропия

3. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов

Технологический режим работы проектных скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых проектировщиком. Технологический режим работы, наряду с типом скважины (вертикальная или горизонтальная), предопределяет их число, следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете, капвложения на освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Трудно найти проблему при проектировании которая имела бы, как технологический режим, многовариантное и сугубо субъективное решение.

Технологический режим - это конкретные условия движения газа в пласте, призабойной зоне и скважине, характеризуемые величиной дебита и забойного давления (градиента давления) и определяемые некоторыми естественными ограничениями.

К настоящему времени выделены 6 критериев, соблюдение которых позволяет контролировать устойчивую работу скважины Эти критерии являются математическим выражением учета влияния различных групп факторов на режим эксплуатации. Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают:

Деформация пористой среды при создании значительных депрессий на пласт, приводящих к снижению проницаемости призабойной зоны, особенно в трещиновато- пористых пластах;

Разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и слабосцементированных коллекторов;

Образование песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации скважин и их влияние на выбранный режим работы;

Образование гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины;

Обводнение скважин подошвенной водой;

Коррозия скважинного оборудования в процессе эксплуатации;

Подключение скважин в общин коллектор;

Вскрытие пласта многопластовых месторождений с учетом наличия гидродинамической связи между пропластками и др.

Все эти и другие факторы выражаются следующими критериями, имеющими вид:

dP/dR = Const -- постоянный градиент, с которым должны эксплуатироваться скважины;

ДP=Pпл(t) - Pз(t) = Const -- постоянная депрессия на пласт;

Pз(t) = Const -- постоянное забойное давление;

Q(t) = Const -- постоянный дебит;

Py(t) = Const -- постоянное устьевое давление;

х(t) = Const -- постоянная скорость потока.

Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы следует выбрать один (очень редко два) из этих критериев.

При выборе технологических режимов работы скважин, проектируемого месторождения, независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве основных, определяющих режим эксплуатации, должны быть соблюдены следующие принципы:

Полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов, насыщающих пористую среду;

Выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных ресурсов углеводородов газа, конденсата и нефти;

Полная гарантия надежности работы системы «пласт--начало газопровода» в процессе разработки залежи;

Максимальный учет возможность снятия всех ограничивающих производительность скважин факторов;

Своевременное изменение ранее установленных режимов, не пригодных на данной стадии разработки месторождения;

Обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при минимальных капвложениях и эксплуатационных затратах и устойчивой работы всей системы «пласт-газопровод».

Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала следует установить определяющий фактор или группу факторов для обоснования режима эксплуатации проектных скважин. Особое внимание при этом проектировщик должен обратить на наличие подошвенной воды, многослойность и наличие гидродинамической связи между пластами, на параметр анизотропии, на наличие литологических экранов по площади залежи, на близость контурных вод, на запасы и проницаемость маломощных высокопроницаемых пропластков (суперколлекторов), на устойчивость пропластков, на величину предельных градиентов, с которых начинается разрушение пласта, на давление и температуры в системе «пласт-УКПГ», на изменение свойств газа и жидкости от давления, на обвязку и на условия осушки газа и др.

4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем, как правило, вертикальная проницаемость k в значительно меньше горизонтальной k г. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Q пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям.

Алгоритм решения:

1. Определяем критические параметры газа:

2. Определяем коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях:

3. Определяем плотность газа при стандартных условиях и далее при пластовых:

4. Находим высоту столба пластовой воды, необходимой для создания давления 0,1 МПа:

5. Определяем коэффициенты a* и b*:

6. Определяем средний радиус:

7. Находим коэффициент D:

8. Определяем коэффициенты K o , Q* и предельно безводный дебит Q пр.безв. в зависимости от степени вскрытия пласта h и для двух разных значений параметра анизотропии:

Исходные данные:

Таблица 1 - Исходные данные для расчета безводного режима.

Таблица 4 - Расчет безводного режима.

5. Анализ результатов расчетов

В результате расчета безводного режима для разных степеней вскрытия пласта и при значениях параметра анизотропии, равными 0,03 и 0,003 я получил следующие зависимости:

Рисунок 1 - Зависимость предельного безводного дебита от степени вскрытия для двух значений параметра анизотропии: 0,03 и 0,003.

Можно сделать выводы, что оптимальное значение вскрытия равно 0,72 в обоих случаях. При этом больший дебит будет при большем значении анизотропии, то есть при большем отношении вертикальной проницаемости к горизонтальной.

Список используемой литературы

1. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин». М: Недра, 1980. Под редакцией Зотова Г.А.. Алиева З.С.

2. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И, Чугунов Л.С. «Физика пласта, добыча и подземное хранение газа». М. Наука, 1996 г.

3. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора.: Печорское время, 2002 г. - 896 с.

Подобные документы

Географическое расположение, геологическое строение, газоносность месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Расчет температурного режима для выявления дебита, при котором не будут образовываться гидраты на забое и по стволу скважины.

дипломная работа , добавлен 13.04.2015

Схема эксплуатационной скважины. Работы, проводимые при её освоении. Источники пластовой энергии и режимы дренирования газового пласта. Средние дебиты по способам эксплуатации скважин. Погружное и поверхностное оборудование. Товарные кондиции нефти.

контрольная работа , добавлен 05.06.2013

Геолого-физические характеристики объекта. Проект разработки по участку пласта Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть. Схемы расстановки скважин, величина мгновенных дебитов скважин. Расчет зависимости доли нефти в продукции скважин.

курсовая работа , добавлен 13.01.2011

Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.

курсовая работа , добавлен 27.11.2013

Определение необходимого количества скважин для месторождения газа. Метод источников и стоков. Анализ зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора. Распределения давления вдоль луча, проходящего через вершину сектора, центр скважины.

курсовая работа , добавлен 12.03.2015

Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.

дипломная работа , добавлен 29.09.2014

Методы расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта. Газоконденсатоотдача залежей с подошвенной водой. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь Среднеботуобинского месторождения.

курсовая работа , добавлен 17.06.2014

Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.

отчет по практике , добавлен 08.12.2015

Подбор оборудования и выбор узлов насосный центробежной установки для эксплуатации скважины месторождения. Проверка диаметрального габарита погружного оборудования, параметров трансформатора и станции управления. Описание конструкции электродвигателя.

курсовая работа , добавлен 24.06.2011

Распределение давления в газовой части. Уравнение Бернулли для потока вязкой жидкости. Графики зависимости дебита скважины и затрубного давления от проницаемости внутренней кольцевой зоны. Формула Дюпюи для установившейся фильтрации в однородном пласте.

Технологическая операция вертикального гидроразрыва пласта (ГРП) часто применяется на газодобывающих промыслах для интенсификации притока флюида к скважине. Широкое практическое применение ГРП стимулирует научные и промысловые исследования по изучению закономерностей фильтрации газа к скважинам с трещинами гидроразрыва . В предлагаемой статье выводится новая формула для расчета дебита газодобывающей скважины после ГРП, расчеты по которой осуществляются намного проще, нежели по формулам . В то же время предлагаемая авторами альтернативная формула дает результаты, отклоняющиеся от результатов в пределах не более 3-5%, что позволяет рекомендовать альтернативную формулу к практическому применению.

1. Геометрическая модель призабойной зоны и трещины гидроразрыва

Следуя работе Каневской Р.Д. и Каца Р.М. вертикальную трещину гидроразрыва пласта с конечной толщиной и проводимостью моделируем в виде эллипса с полуосями l и w (рис. 1).

Рис. 1 . Схема области фильтрации:
1 - пласт; 2 - трещина; 3 - призабойная зона пласта.
a 2 - b 2 = l 2 - w 2 = f 2 ; f - фокусное расстояние конфокальных эллипсов;
r c - радиус скважины. Приток флюида в скважину осуществляется только через трещину

Границу призабойной зоны пласта (ПЗП) моделируем эллипсом, конфокальным к эллиптической трещине. Геометрические размеры и фокусное расстояние f этих двух конфокальных эллипсов будут связаны уравнением

Проницаемости наполнителя трещины 2, призабойной зоны пласта 3 и незагрязненной (удаленной от скважины) части пласта ℓ будем обозначать соответственно как k 2 , k 3 и k 1 . Установившуюся фильтрацию флюида во всей области фильтрации на рис. 1, как и в , считаем подчиняющейся линейному закону Дарси. Вдоль эллиптических границ трещины и ПЗП давление принимается постоянным - названные границы при выводе формулы для дебита скважины принимаются за изобары.

Для вывода формулы дебита скважины с трещиной ГРП предварительно рассчитаем фильтрационные потоки в каждой отдельной части области фильтрации на рис. 1.

2. Расчет притока флюида в скважину через вертикальную трещину гидроразрыва

При расчете притока флюида в скважину из вертикальной эллиптической трещины в в начале координат размещают точечный сток, мощность которого и определяет искомый дебит скважины с ГРП. Однако радиус скважины ≈ 10-15 см, а наибольшая толщина (раскрытие) трещины ≈ 1 см. При таком соотношении размеров радиуса скважины и толщины трещины, моделировать течение к скважине из трещины гидроразрыва при помощи точечного стока в начале координат проблематично, что, по-видимому, и привело авторов к сложному расчетному алгоритму.

Чтобы избежать вычислительных трудностей, связанных с использованием точечного стока, в данной работе на этапе расчета притока флюида в скважину из трещины гидроразрыва последняя моделируется в виде двух одинаковых тонких протяженных прямоугольников с размерами ℓ′ (длина) и 2w′ (ширина). Прямоугольники непосредственно примыкают к скважине по разные стороны от нее и их оси расположены на одной прямой, проходящей через центр скважины. Эллиптическая трещина отождествляется с прямоугольной, если вне кругового контура скважины они обладают равными длинами и площадями поперечных сечений. Исходя из такого определения тождественности двух форм трещин, для геометрических параметров трещин получаем следующие уравнения связи:

(2)

Рассмотрим приток флюида к скважине через трещину гидроразрыва прямоугольной формы. Установившаяся плоскопараллельная фильтрация совершенного газа, как известно, описывается решениями уравнения Лапласа

(3)

относительно функции , где p - давление. Если решение уравнения (3) при соответствующих граничных условиях будет найдено, то поле скоростей найдется из закона Дарси по формуле

В решаемой задаче расчетная область - прямоугольник на сторонах которого задаются следующие граничные условия:

Решение краевой задачи (3)‒(6) строится стандартным методом Фурье и имеет вид

Неопределенные коэффициенты A n в формуле (7) находим из последнего граничного условия (6). С помощью известных формул для коэффициентов ряда Фурье, получим, что

(9)

Подстановка коэффициентов A n из формул (9) в (7) приводит к следующему выражению для функции :

В формуле (10) осталась лишь одна неизвестная величина - скорость фильтрации на границе x = 0 - на входе потока из трещины гидроразрыва в ствол скважины. Для определения неизвестной величины v вычислим среднее значение функции Ф(x, y) на границе x = 0. На основании формулы (10) для среднего значения

(11)

найдем, что

(12)

С другой стороны, на границе x = 0 давление должно быть равно забойному давлению и, следовательно, должно выполняться равенство . С учетом последнего замечания
из (12) для неизвестной величины получим следующее значение:

(13)

где .

Учитывая, что приток флюида в скважину (подсчитанный для атмосферного давления и пластовой температуры) через трещину гидроразрыва в пласте с толщиной b′ равен величине , для искомой величины дебита Q скважины окончательно получим выражение

(14)

3. Расчет притока флюида к вертикальной эллиптической трещине гидроразрыва от конфокальной границы ПЗП

Рассмотрим теперь фильтрацию в области 3 между трещиной гидроразрыва и эллиптической границей призабойной зоны. На этом этапе исследования форму трещины примем в виде удлиненного эллипса с осями 2l (длина трещины) и 2w (параметр, характеризующий раскрытие трещины). Формула для притока совершенного газа от эллиптической границы ПЗП к эллиптической границе трещины хорошо известна и имеет вид:

(15)

4. Расчет притока флюида к эллиптической границе ПЗП от кругового контура питания

Теперь рассмотрим фильтрацию в 1-й области между эллиптической границей призабойной зоны и круговым контуром питания с радиусом R. Формулу для притока флюида к эллиптической границе ПЗП можно получить методом ЭГДА, исходя из формулы (4)-(25) справочника по расчету электрических емкостей. Формула (4)-(25) в терминах рассматриваемой задачи фильтрации на основании ЭГДА запишется следующим образом:

(16)

где K(k) и K(k′) = K′(k) - полные эллиптические интегралы 1-го рода с модулями k и соответственно, а F(ψ; k) - неполный эллиптический интеграл первого рода. Модуль k и аргумент ψ вычисляются через параметры уравнений границ ПЗП и радиус R кругового контура питания по следующим формулам:

(17)

5. Вывод формулы для расчета дебита газодобывающей скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва пласта

Формулы (14), (15) и (16) дают систему трех линейных уравнений с тремя неизвестными - дебитом Q и давлениями P трщ и P ПЗП. Решая методом исключения эту систему уравнений, для расчета дебита скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва в ПЗП получим следующую формулу:

Составляя отношение дебита скважины после ГРП к дебиту этой же скважины без ГРП, для коэффициента эффективности ГРП получаем следующее выражение:

Сопоставительные расчеты дебитов скважин с ГРП по формулам (18) и выявили, что максимальные относительные расхождения не превышают 3-5%. В то же время в вычислительном плане формула (18) для практики предпочтительнее, так как она имеет более простую программную реализацию.

На практике формулы (18) и (19) позволяют рассчитать прогнозный дебит скважины, на которой планируется проведение операции гидроразрыва пласта, и, в конечном итоге, оценить ожидаемую технико-экономическую эффективность от проведения ГРП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Технология проектирования гидроразрыва пласта как элемента системы разработки газоконденсатных месторождений / О.П. Андреев [и др.]. - М.: ООО «Газпром экспо», 2009. -
183 с.
Кадет В.В., Селяков В.И. Фильтрация флюида в среде, содержащей эллиптическую трещину гидроразрыва // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1988. - № 5. - С. 54-60.
Каневская Р.Д., Кац Р.М. Аналитические решения задач о притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва и их использование в численных моделях фильтрации //
Изв. РАН. МЖГ. - 1996. - № 6. - С. 59-80.
Производительность скважин. Руководство Хеманта Мукерджи. - М.: 2001.
Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 480 с.
Иоссель Ю.Я., Кочанов Э.С., Струнский М.Г. Расчет электрической емкости. - Л.: Энергоиздат, 1981. - 288 с.

Библиографическая ссылка

Гасумов Р.А., Ахмедов К.С., Толпаев В.А. РАСЧЕТ ДЕБИТА ГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ С ВЕРТИКАЛЬНОЙ ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА // Успехи современного естествознания. – 2011. – № 2. – С. 78-82;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=15932 (дата обращения: 01.02.2020). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»