Успіхи сучасного природознавства. Як розрахувати дебіт свердловини Якими способами обчислюють дебіт газової свердловини
Однією з характеристик пробуреної свердловини є швидкість надходження з підземного пробуреного пласта або відношення обсягу до певного тимчасового проміжку. Виходить, що дебіт свердловини - це її працездатність, що вимірюється в м 3 /годину (секунда, день). Значення дебіту свердловини необхідно знати при виборі продуктивності свердловинного насоса.
Чинники, що визначають швидкість заповнення:
Дебіт: методи розрахунку
Потужність насоса для артезіанської свердловини має відповідати її продуктивності. Перед бурінням потрібно розрахувати обсяг, необхідний для водопостачання, та порівняти отримані даними з показниками розвідки геологічної служби щодо глибини залягання пласта та його обсягу. Визначають дебіт свердловини попереднім розрахункомстатистичних та динамічних показників щодо рівня води.
Низькодебітними вважаються свердловини із продуктивністю менше 20 м 3 /добу.
Причини невеликого дебіту свердловини:
Розрахунок дебіту свердловини проводиться на етапі визначення глибини залягання водоносного горизонту, складання конструкції свердловини, вибору типу та марки. насосного обладнання. Після закінчення буріння проводять дослідно-фільтраційні роботи із занесенням показників у паспорт. Якщо при введенні в експлуатацію отримано незадовільний результат, це означає, що допущені помилки у визначенні проектної або підборі обладнання.
Маленький дебіт свердловини, що робити? Є кілька варіантів:
Основні параметри для розрахунку дебіту
Формула розрахунку дебіту базується на точному математичному розрахунку:
D = H x V / (Hд - Hст), метр:
Приклад розрахунку дебіту свердловини:
Підставивши дані, отримуємо розрахунковий дебіт – 5,716 м 3 /год.
Для перевірки використовується пробне відкачування насосом більшої потужності, який покращить показники динамічного рівня.
Другий розрахунок потрібно виконувати за вказаною вище формулою. Коли обидва значення дебіту будуть відомі, дізнається питомий показникщо дає точне поняття того, наскільки наростає продуктивність при зростанні динамічного рівня на 1 метр. Для цього застосовується формула:
Dуд = D2 – D1/H2 – H1, де:
Газові свердловини експлуатують фонтанним методом, тобто. за рахунок використання енергії пласта. Розрахунок ліфта зводиться у визначенні діаметра фонтанних труб. Його можна визначити з умов винесення забою твердих і рідких частинок або забезпечити максимальний гирловий тиск (мінімальних втрат тиску в стовбурі свердловини при заданому дебіті).
Винос твердих та рідких частинок залежить від швидкості газу. У міру підйому газу трубах швидкість зростає внаслідок збільшення обсягу газу при зменшенні тиску. Розрахунок виконують для умов черевика фонтанних труб. Глибину спуску труб у свердловину приймають з урахуванням продуктивної характеристики пласта та технологічного режиму експлуатації свердловини.
Доцільно спускати труби до нижніх отворів перфорації. Якщо труби спущені до верхніх отворів перфорацій, швидкість газового потокув експлуатаційній колоні навпроти перфорованого продуктивного пласта знизу нагору зростає від нуля до деякого значення. Значить, у нижній частині і аж до черевика не забезпечується винесення твердих і рідких частинок. Тому Нижня частинапласта відсікається піщаноглинистою пробкою або рідиною, при цьому дебет свердловини зменшується.
Використовуємо закон газового стануМенделєєва - Клапейрона
При заданому дебіті свердловини швидкість газу у черевика труб дорівнює:
де Q 0 - дебіт свердловини за стандартних умов (тиск P 0 = 0,1 МПа, температура T 0 = 273 К), м 3 /сут.;
P З, T З - тиск та температура газу на вибої, Па, К;
zo, zз - коефіцієнт надстискання газу відповідно за умов T 0 , P 0 і Т, Р;
F - площа прохідного перерізу фонтанних труб, м 2
d - діаметр (внутрішній) фонтанних труб;
Виходячи з формул для розрахунку критичної швидкості виносу твердих та рідких частинок і згідно з досвідченими даними, мінімальна швидкість v кр виносу твердих та рідких частинок із вибою становить 5 - 10 м/с. Тоді максимальний діаметр труб, при якому частинки породи та рідини виносяться на поверхню:
При експлуатації газоконденсатних свердловин із газу виділяють рідкі вуглеводні (газоконденсат), які утворюють у фонтанних трубах двофазний потік. Щоб запобігти накопиченню рідини на вибої та зниження дебіту, газоконденсатна свердловина повинна експлуатуватися з дебітом не менше мінімально допустимого, що забезпечує винесення газокондесату на поверхню. Величину цього дебіту визначають за емпіричною формулою:
де М - молекулярна масагазу. Тоді діаметр труб:
При визначенні діаметра фонтанних труб з умови забезпечення мінімальних втрат тиску в стовбурі свердловини необхідно передбачити їх зниження в стовбурі до мінімальних з тим, щоб газ надходив на гирла свердловини з можливим великим тиском. Тоді зменшаться витрати на транспорт газу. Вибійний та гирловий тиск газової свердловиниув'язані між собою формулою Г.А.Адамова.
де P 2 - тиск на гирлі свердловини, МПа;
e – основа натуральних логарифмів;
s - показник ступеня, рівний s = 0,03415 с г L/(Т ср z ср);
з г - відносна щільність газу повітрям;
L – довжина фонтанних труб, м;
d – діаметр труб, м;
Т ср - середня температура газу в свердловині, К;
Qo - дебіт свердловини за стандартних умов, тис.м 3 /добу;
л – коефіцієнт гідравлічного опору;
z ср - коефіцієнт надстискання газу при середній температурі Т ср і середнім тиском Р ср = (Pз + P 2) / 2.
Оскільки P З невідомо, то z СР визначає методом послідовних наближень. Тоді, якщо дебіт свердловини Qo і відповідні вибійний тиск P З відомі за результатами газодинамічних досліджень, при заданому тиску на гирлі P 2 діаметр фонтанних труб визначаємо з формули у вигляді:
Фактичний діаметр фонтанних труб обирають з урахуванням стандартних діаметрів. Зазначимо, що з розрахунках, з двох умов, визначальний чинник - винесення частинок породи і рідини поверхню. Якщо дебіти свердловини обмежуються іншими факторами, то розрахунок ведеться з умови зниження втрат тисків до мінімально можливої величини з технологічної та технічної точок зору. Іноді при заданому діаметрі труб, використовуючи виписані формули, визначають дебіт свердловини або втрати тиску в стволі.
Розрахунок ліфта зводиться до визначення діаметра насосно-компресорних труб (Таблиця 18 А Додатка А). Вихідні дані: дебіт свердловини за стандартних умов Q o = 38,4 тис. м 3 /добу = 0,444 м 3 / с (тиск Р о = 0,1 МПа, температура Т о = 293 К); вибійний тиск Р з = 10,1 МПа; глибина свердловини Н = 1320 м; коефіцієнт стисливості газу за стандартних умов z о = 1; критична швидкість виносу твердих та рідких частинок на поверхню х кр = 5 м/с.
1) Температура свердловини Т визначимо за такою формулою:
Т = Н? Р, (19)
де Н - глибина свердловини, м
Г – геотермічний градієнт.
2) Коефіцієнт стисливості газу z визначимо по кривій Брауна (Малюнок 6 Б Додатка Б). Для цього знайдемо наведені тиск Р пр і температуру Т пр:
де Р пл - пластовий тиск, МПа
Р кр – критичний тиск, МПа
Для метану Р кр = 4,48 МПа
де Т кр - критична температура, К
Для метану Т кр = – 82,5? З = 190,5 К
Коефіцієнт стисливості газу на вибої z з = 0,86 визначаємо на малюнку 6 Б (Додаток Б).
1) Діаметр насосно-компре...
- - добовий об'єм газу q, нм 3 /добу,
- - Початковий і кінцевий тиск в газопроводі Р 1 і Р 2 МПа;
- - Початкова і кінцева температура t 1 і t 2 про С;
- - Концентрація свіжого метанолу C 1 % мас.
Розрахунок індивідуальної норми витрати метанолу на технологічний процеспри підготовці та транспортуванні природного та нафтового газупо кожній ділянці ведеться за формулою:
H Ti = q ж + q г + q до, (23)
де H Ti - індивідуальна норма витрати метанолу по i-му ділянці;
q ж - кількість метанолу, необхідне насичення рідкої фази;
q г - кількість метанолу, необхідне насичення газоподібної фази;
q до - кількість метанолу, необхідне насичення конденсату.
Кількість метанолу q ж (кг/1000 м 3 ), необхідне насичення рідкої фази, визначається за формулою:
де ДW - кількість вологи, що відбирається з газу, кг/1000 м 3 ;
З 1 - вагова концентрація метанолу, що вводиться, %;
2 - вагова концентрація метанолу у воді (концентрація відпрацьованого метанолу в кінці ділянки, на якому утворюються гідрати), %;
З формули 24 випливає, що для визначення кількості метанолу для насичення рідкої фази необхідно знати вологість газу та концентрацію метанолу у двох точках: на початку та в кінці ділянки, на якій можливе утворення гідратів.
Вологість вуглеводневих газів з відносною щільністю (по повітрю) 0,60, що не містять азоту і насичених прісною водою.
Визначивши вологість газу на початку ділянки W 1 і в кінці ділянки W 2 знаходять кількість вологи ДW, що виділяються з кожних 1000 м 3 проходить газу:
ДW = W 2 - W 1 (25)
Визначимо вологість за формулою:
де Р – тиск газу, МПа;
А – коефіцієнт, що характеризує вологість ідеального газу;
В - коефіцієнт, що залежить від складу газу.
Для визначення концентрації відпрацьованого метанолу 2 спочатку визначають рівноважну температуру Т (° С) гідратоутворення. Для цього використовують рівноважні криві утворення гідратів газів різної щільності (Малюнок 7 Б Додатка Б) на основі середнього тиску на ділянці подачі метанолу:
де Р 1 і Р 2 - тиск на початку та в кінці ділянки, МПа.
Визначивши Т, знаходять величину зниження ДТ рівноважної температури, необхідну для запобігання гідратоутворенню:
ДТ = Т - Т 2 , (28)
де Т 2 – температура на кінці ділянки, на якій утворюються гідрати, °С.
Після визначення ДП, за графіком малюнку 8 Б (Додаток Б) знаходимо концентрацію обробленого метанолу З 2 (%).
Кількість метанолу (q г, кг/1000 м 3 ), необхідне насичення газоподібного середовища, визначається за формулою:
q г = до м · З 2 , (29)
де до м - відношення вмісту метанолу, необхідне насичення газу, до концентрації метанолу в рідині (розчинність метанолу в газі).
Коефіцієнт до м визначається для умов кінця ділянки, на якому можливе утворення гідратів, на малюнку 9 Б (Додаток Б) для тиску Р 2 і температури Т 2 .
Кількість подачі метанолу (Таблиці 20 А – 22 А Додатка А) з урахуванням дебіту визначається за формулою.
Дебіт свердловини - це основний параметр свердловини, Який показує, скільки води можна з неї отримати за певний проміжок часу. Вимірюється дана величина м 3 /день, м 3 /годину, м 3 /хв. Отже, що більше дебіт свердловини, то вище її продуктивність.
Визначати дебіт свердловини потрібно в першу чергу для того, щоб знати, на який обсяг рідини ви можете розраховувати. Наприклад, чи вистачить води для безперебійного використання у ванній кімнаті, на городі для поливу і т.д. Крім того, цей параметр добре допомагає у виборі насоса для подачі води. Так, чим він більший, тим більше продуктивний насосможна використовувати. Якщо ж купувати насос не звертаючи уваги на дебіт свердловини, то може статися так, що він висмоктуватиме воду зі свердловини швидше, ніж вона наповнюватиметься.
Статичний та динамічний рівні води
Для того, щоб розрахувати дебет свердловини, необхідно знати статичний і динамічний рівні води. Перша величина позначає рівень води у спокійному стані, тобто. у той момент, коли відкачування води ще не проводилося. Друга величина визначає усталений рівень води під час роботи насоса, тобто. коли швидкість її викачування дорівнює швидкості наповнення свердловини (вода перестає зменшуватися). Іншими словами, цей дебіт безпосередньо залежить від продуктивності насоса, яка вказується у його паспорті.
Обидва ці показники вимірюються від поверхні води до землі. Одиниця виміру при цьому найчастіше вибирається метр. Так, наприклад, рівень води було зафіксовано на позначці 2 м, а після включення насоса він встановився на позначці 3 м, отже, статичний рівень води дорівнює 2 м, а динамічний - 3 м.
Також тут хотілося б відзначити, що якщо різниця між цими двома величинами не значна (наприклад, 0,5-1 м), то можна сказати, що дебет свердловини великий і швидше за все вище продуктивності насоса.
Розрахунок дебіту свердловини
Як визначається дебіт свердловини? Для цього потрібний високопродуктивний насос і мірна ємність для викачування води, бажано, як можна великих розмірів. А сам розрахунок краще розглядати на конкретному прикладі.
Вихідні дані 1:
- Глибина свердловини 10 м.
- Початок рівня фільтраційної зони (зона забору води з водоносного шару) - 8 м.
- Статичний рівень води - 6 м.
- Висота стовпа води у трубі - 10-6 = 4м.
- Динамічний рівень води - 8,5 м. Ця величинавідображає кількість води, що залишилася в свердловині після відкачування з неї 3 м 3 води, при витраченому часі на це 1 годину. Іншими словами, 8,5 м – це динамічний рівень води при дебеті 3 м 3 /година, який знизився на 2,5 м.
Розрахунок 1:
Дебіт свердловини розраховується за такою формулою:
D ск = (U/(H дин -Н ст)) · H = (3/(8,5-6))*4 = 4,8 м 3 /год,
Висновок:дебет свердловини дорівнює 4,8 м 3 /год.
Поданий розрахунок часто застосовується бурильниками. Але він несе у собі дуже велику похибку. Так як цей розрахунок передбачає, що динамічний рівень води збільшуватиметься прямопропорційно швидкості викачування води. Наприклад, зі збільшенням відкачування води до 4 м 3 /год, відповідно до нього, рівень води в трубі падає на 5 м, а це не так. Тому є точніша методика з включенням до розрахунку параметрів другого водозабору визначення питомого дебіту.
Що потрібно робити при цьому? Необхідно після першого водозабору та зняття даних (попередній варіант), дати воді встоятись і повернутися до свого статичного рівня. Після цього викачувати воду з іншою швидкістю, наприклад, 4 м 3 /год.
Вихідні дані 2:
- Параметри свердловини самі.
- Динамічний рівень води - 9,5 м. За інтенсивності водозабору 4 м 3 /год.
Розрахунок 2:
Питомий дебіт свердловини розраховується за такою формулою:
D у = (U 2 -U 1)/(h 2 -h 1) = (4-3)/(3,5-2,5) = 1 м 3 /год,
У результаті виходить, підвищення динамічного рівня води на 1 м сприяє приросту дебіту на 1 м 3 /год. Але це тільки за умови, що насос буде не нижче початку фільтраційної зони.
Реальний дебіт тут обчислюється за такою формулою:
D ск = (Н ф -Н ст) · D у = (8-6) · 1 = 2 м 3 /год,
- H ф = 8 м- Початок рівня фільтраційної зони.
Висновок:дебет свердловини дорівнює 2 м 3 /год.
Після порівняння видно, що величини дебіту свердловини в залежності від методики розрахунку відрізняються один від одного більш ніж у 2 рази. Але другий розрахунок той самий не точний. Дебіт свердловини, обчислений через питомий дебіт, лише наближений до реального значення.
Способи збільшення дебіту свердловини
Наприкінці хотілося б згадати у тому, як можна збільшити дебіт свердловини. Способи по суті дві. Перший спосіб - це прочистити експлуатаційну трубу та фільтр у свердловині. Другий у тому, щоб перевірити працездатність насоса. Раптом саме з його причини знизилася кількість води, що видобувається.
Розрахунок діаметра штуцера
Діаметр отвору гирлового штуцера для газових свердловин визначається за формулою:
Де – діаметр штуцера, мм;
Коефіцієнт витрати;
Qг- дебіт газу, м3/добу;
Рбур-буферний тиск, за промисловими даними атм.
Розрахуємо діаметр отвору гирлового штуцера за формулою (2.16) для свердловини №1104:
Розрахунок мінімального дебіту свердловини, що забезпечує винесення рідкої фази
При експлуатації газових свердловин ускладнення, що найчастіше зустрічається - надходження рідкої фази (води або конденсату). У цьому випадку необхідне визначення мінімального вибійного дебіту газової свердловини, при якому ще не накопичується рідина на вибої з утворенням рідинної пробки.
Мінімальний дебіт газової свердловини (м3/сут), при якому не утворюється на вибої рідинна пробка, розраховується за формулою :
Де - мінімальна швидкість газу, за якої не утворюється рідинна пробка, м/с;
Температура в стандартних умовах,
Пластова температура, К,
Вибійний тиск, МПа,
Атмосферний тиск, МПа,
Внутрішній діаметр НКТ, за проектом = 0,062 м,
Коефіцієнт надстисливості газу.
Мінімальна швидкість газу, за якої не утворюється пробка води:
Мінімальна швидкість газу, за якої не утворюється пробка конденсату:
При експлуатації газових свердловин ускладнення, що найчастіше зустрічається - надходження рідкої фази (води або конденсату). В цьому випадку необхідне визначення мінімального вибійного дебіту газової свердловини, при якому ще не накопичується рідина на вибої з утворенням рідинної пробки.
Використовуючи формули (2.17-2.19) розрахуємо мінімальні дебіти газоконденсатної свердловини №1104 Самбурзького НГКМ, при яких не відбуватиметься осадження конденсату на вибої:
Мінімальний дебіт, при якому виноситься вода:
Або тис. м3/добу.
Мінімальна швидкість газу, за якої весь конденсат виноситься на поверхню:
Мінімальний дебіт для винесення конденсату:
Або тис. м3/добу.
Порівнюючи отримані результати можна відзначити, що за інших незмінних умов повне винесення конденсату можливе при більш високих дебітах газової свердловини, ніж повне винесення води.
Розрахунок технологічної ефективності ЗБС
Кількість додатково видобутого газу за розрахунковий період за рахунок буріння бокового горизонтального стовбура свердловини №1104 за продуктивним пластом визначається за формулою:
Де - величина фактично видобутої нафти свердловиною за розрахунковий період, ;
Величина теоретичного (передбачуваного) видобутку нафти свердловиною за розрахунковий період за відсутності горизонтального стовбура по продуктивному пласту, .
Де - дебіт свердловини з горизонтальним стволом та вертикальною, ;
Дебіт вертикальної свердловини;
Поправочний коефіцієнт, що враховує відповідність додаткового видобутку газу та вироблення запасів, що витягуються, д.од. На перші 2 роки =1;
Кількість додатково здобутого газового конденсатувизначається за формулою:
Де - кількість додатково здобутого газового конденсату за розрахунковий період рахунок буріння бокового горизонтального стовбура, т;
Конденсатогазовий фактор, за промисловими даними кг/м3.
Розрахунок на 2 роки за формулами (2.23-2.34):
У цьому розділі було проведено розрахунок технологічної ефективності рахунок буріння горизонтального стовбура у вертикальній свердловині. Зіставлення «фактичних» показників розробки ділянки горизонтальними свердловинами з показниками базового варіанта ще раз показує незаперечна перевагавикористання БГС при розробці низькопродуктивних пластів щодо невеликої ефективної товщини. За період експлуатації на природному режимі протягом двох років при використанні горизонтальних свердловин додатковий видобуток становитиме природного газуі т газового конденсату, що у 9 разів перевищує ці показники над базовим варіантом.
Висновки з другого розділу
1. Аналіз сучасних методівінтенсифікації видобутку природного газу та газового конденсату показав перспективність застосування таких методів, як гідророзрив пласта та зарізка бічних горизонтальних стволів у вертикальних та похило-спрямованих свердловинах на Самбурзькому НГКМ. Серед цих методів інтенсифікації видобутку ЗБС одна із найефективніших за умов Самбурзького родовища.
2. Застосування технології ЗБС у вертикальних та похило-спрямованих свердловинах Самбурзького нафтогазоконденсатного родовища для переведення свердловин у фонд горизонтальних дозволить не тільки зменшити обсяги буріння, підвищити дебіт та рентабельність свердловин, а й раціональніше використовувати пластову енергію, внаслідок нижчих депресій на пласт.
3. На основі аналізу фонду видобувних свердловин та щільності залишкових рухомих запасів пластового газу було обрано свердловину-кандидат № 1104 для проведення ЗБС. Для більш масштабного застосування цієї технології рекомендується провести додаткові дослідження з метою виявлення інших свердловин, перспективних для ЗБС.
3. Технологічний розрахунок параметрів свердловини-кандидата за методикою Алієва З.С. показав, що дебіт проектний свердловини після проведення ЗБС може збільшитися більш ніж у 10 разів з 89,3 тис. м3 на добу до 903,2 тис. м3 на добу.
4. Виконано розрахунки профілю свердловини №1104. При цьому як технологія способу забурювання була обрана «вирізка вікна» в ЕК на глибині 2650 м, з максимальним кутом набору кривизни 2,0 на 10 м в інтервалі 2940 - 3103 м по вертикалі і довжиною горизонтальної ділянки 400 м.
5. Розрахунок основних параметрів технологічного режиму робота свердловини дозволив визначити діаметр гирлового штуцера, мінімальні швидкості газу (м/с, м/с) на вибої, що забезпечують повний винос води та газового конденсату на поверхню, а також мінімальні дебіти, при яких не утворюються на забої рідинні пробки (тис.м3/сут, тис.м3/сут). За інших постійних умов повний винос конденсату можливий за більш високих дебітах газової свердловини, ніж винесення води.
6. Розрахунок технологічної ефективності ЗБС показує незаперечну перевагу використання даної технології при розробці низькопродуктивних пластів щодо невеликої ефективної товщини. За період експлуатації на природному режимі протягом двох років додатковий видобуток складе природного газу і т газового конденсату, що в 9 разів перевищує ці показники над базовим варіантом.
7. Таким чином, виконані розрахунки із застосування ЗБС на Самбурзькому НГКМ показали свою ефективність, і цю технологію можна рекомендувати як метод інтенсифікації видобутку природного газу та газового конденсату на даному родовищі.
