4. Расчёты дебитов горизонтальных скважин вскрывших однородный пласт. Формула для расчета дебита нефти


Расчет дебитов рядов скважин в залежах нефти и газа

Министерство образования и  науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное  образовательное учреждение высшего  профессионального образования

Санкт-Петербургский государственный  горный университет

 

 

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых  месторождений

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

 

По дисциплине:   Подземная гидромеханика

(наименование  дисциплины согласно  учебному плану)

 

 

Вариант 5

 

Тема: Расчет дебитов рядов скважин в залежах нефти и газа

 

 

 

 

Выполнил: студент гр. НГ-08-2  ___________    /Клименков А.Л./

     (подпись)             (Ф.И.О.)

 

ОЦЕНКА: ________________

 

Дата: _____________________

 

ПРОВЕРИЛ:

 

Руководитель: ассистент   ___________    /Максютин А.В./

    (должность)        (подпись)             (Ф.И.О.)

 

 

 

 

 

 

Санкт-Петербург

2012 

Оглавление

Введение 3

1. Теоретическая часть на тему: Расчет дебитов рядов скважин в залежах нефти и газа 4

2. Примеры числовых расчетов и графических решений 10

2.1. Прямолинейно-параллельная установившаяся фильтрация однородной несжимаемой жидкости по закону Дарси в однородном пласте (приток к галерее) 10

2.2. Плоскорадиальная установившаяся фильтрация однородной несжимаемой жидкости по закону Дарси в однородном пласте (приток к совершенной скважине) 13

2.3. Прямолинейно-параллельная установившаяся фильтрация однородной несжимаемой жидкости в неоднородных пластах 17

2.4. Плоскорадиальная установившаяся фильтрация однородной несжимаемой жидкости в неоднородных пластах 24

3. Заключение 32

4. Список использованной литературы 33

 

 

 

Введение

Одной из основных научных дисциплин, объясняющих  многие явления и факты природы, деятельности человека, техники и  технологий, является гидромеханика  – раздел механики, изучающий законы равновесия и движения жидкости. Гидромеханика  находит свои приложения во многих областях: в авиации и кораблестроении, атомной энергетике и гидроэнергетике, гидрогеологии и водоснабжении, теплотехнике, метеорологии и химической технологии. Особое значение имеет  применение гидромеханики в разнообразных  технологических процессах нефтяной и газовой промышленности, включая  фильтрацию жидкостей и газов  в природных пластах, их движение в трубопроводах и аппаратах. Для этих применений она является базовой научной дисциплиной.

Гидродинамическое описание процессов в различных  областях техники и технологий определяется специфическим для каждой области  классом гидромеханических задач. В связи с этим получили развитие такие дисциплины, как теоретическая  гидромеханика, техническая гидромеханика, аэромеханика, гидравлика, подземная  гидромеханика и др. Каждой из этих дисциплин соответствует не только свой круг гидромеханических задач, но и свои специфические методы математического  описания моделей и решения конкретных задач. В то же время, все дисциплины объединяет единый подход, основанный на гипотезе сплошности и законах сохранения, которые составляют основу механики сплошных сред.

 

1. Теоретическая  часть на тему: Расчет дебитов рядов скважин в залежах нефти и газа

Дебит скважины и срок ее эксплуатации зависят: от физико-геологических свойств породы, через которую движется жидкость, - от проницаемости, пористости, коэффициента использования пор; от физических свойств флюидов - вязкости, удельного веса; от мощности пласта, от перепада давлений между контуром питания и забоем скважины и от положения рассматриваемой скважины как относительно контура питания и контура нефтеносности, так и относительно других скважин.

Прежде чем  приступить к непосредственному  определению дебита скважины и срока  её эксплуатации, необходимо определить числовые значения перечисленных параметров, установить схему расположения скважин, задаться числом рядов скважин и  расстояниями между скважинами в  ряду.

Одной из основных задач при исследовании многопластовых объектов является получение информации о распределении притоков жидкости и газа по каждому вскрытому пласту и построение по этим данным профилей притоков или поглощения нефти и  воды. Послойные исследования проводят с помощью скважинных расходомеров (дебитомеров), влагомеров и плотномеров. С их помощью оценивают гидродинамические  характеристики каждого из пластов, совершенство их вскрытия, а также  долю участия пласта в общей добыче нефти по месторождению и величину их текущей и конечной нефтеотдачи.

Плоскую задачу об интерференции группы скважин, расположенных  в пласте с любым контуром, в  настоящее время можно считать  решенной. Имеются решения и для  несовершенных скважин. В общем  случае эта задача сводится к решению  алгебраической системы уравнений  первой степени, где для неизвестных  - дебитов или контурных напоров - всегда можно составить соответствующую систему достаточного числа уравнений.

Практическим  неудобством являются громоздкость вычислений, связанных с решением уравнений с большим числом неизвестных, необходимость вычислять определители высокого порядка и т.д. Следует отметить, что в некоторых инженерных дисциплинах, например, в строительной механике, такого рода решения считаются вполне приемлемыми, и, вообще говоря, нет особых оснований избегать их и в расчетах фильтрации. Хотя то обстоятельство, что физико-механические константы нефтяных пластов и флюидов обычно известны не очень точно, вполне оправдывает применение приближенных методов (так как точность вычислений не должна превышать точности исходных данных), тем не менее мы считаем необходимым привести здесь некоторые точные решения, во-первых, потому, что нельзя заранее предугадать область их применения и, во-вторых, для того, чтобы можно было произвести оценку точности изложенных в настоящей работе приближенных методов.

Точные решения  задачи об интерференции группы скважин  обычно получаются путем суперпозиции полей течения источников и стоков. Можно просто и быстро получить ряд  таких решения при помощи конформного  отображения, исходя из обычной формулы Дюпюи для радиального потока к одной скважине в центре кругового пласта мощностью h=1. Этим методом в Бюро решен ряд задач об интерференции скважин в пластах различных форм.

Дебит одной  скважины в кольцевом ряду (рис. 1) из n скважин равен:

 

Рис. 1. Кольцо скважин в круговой залежи.

Для бесконечной  цепочки скважин с расстоянием  между скважинами, отстоящей на расстоянии H от края полубесконечного пласта (рис. 2)

 

Рис. 2. Бесконечная цепочка скважин  в полубесконечном пласте.

Здесь и ниже дебит считается положительным  для скважины-стока и отрицательным  для скважины-источника.

Пользуясь принципом  суперпозиции, можно без затруднений  вывести формулы для дебитов  и напоров в случае нескольких кольцевых рядов скважин в  круговой залежи или цепочек скважин в полосообразной залежи. Приводим окончательные результаты.

Для N кольцевых рядов с количеством скважин n1, n2, ... в каждом при наличии к тому же центральной скважины (рис. 3)

 

 

где r, θ - полярные координаты любой точки.

Рис. 3. Несколько колец скважин  в круговой залежи.

Дебиты Qi и дебит Q0 центральной скважины определяются из системы (N+1) уравнений первой степени:

 

 

 

Предполагается, что в каждом ряду все скважины расположены в вершинах правильных многоугольников и находятся  в одинаковых условиях.

Значок ▼  означает, как обычно принято, что  при суммировании от i=1 до i=N опускается член i=j, который выписан отдельно в фигурных скобках, riс - радиус скважины j-го кольцевого ряда, piс - забойный напор на контурах скважин j-го ряда, pк - напор на контуре питания Rк, θi, θj - полярные углы центра ближайшей к оси x скважины i-го и j-го рядов. Последнее (N+1) уравнение имеет следующий вид:

 

где  Q0 - дебит,

p0с - забойный напор,

r0с - радиус центральной скважины.

Если центральная  скважина отсутствует, то в уравнениях (3) и (4) следует принять Q0=0. Уравнение же (5) тогда вообще выпадает.

Для залежи в  форму полосы (рис. 4) с контурными напорами на краях p1к и p2к решение может быть дано либо в эллиптических функциях, либо непосредственным суммированием потоков от бесконечной последовательности изображений цепочек, получаемых при зеркальном отображении действительных цепочек скважин в краях полосы. В результате оказывается, что

 

 

где Hi - расстояние i-го ряда скважин до оси x;

xi - абсцисса ближайшей к оси y скважины i-го ряда;

2σi - расстояние между скважинами в i-м ряду;

N - число рядов;

L - длина полосы;

c - вспомогательная постоянная,

 

 

 

 

 

Из этой системы  определяются дебиты Qi и вспомогательная константа c.

Рис. 4. Несколько цепочек скважин  в полосообразном пласте с известными контурными давлениями p1к и p2к.

Бесконечная сумма  при и очень мала и может быть отброшена. Если же всё-таки её желательно учесть, то при суммировании (7) можно пользоваться следующей оценкой погрешности.

Обозначая через Sv сумму остаточных членов в (8) с номерами от v до бесконечности, получим:

 

Для залежи в  виде неограниченной полуплоскости  с контурным напором pк на границе y=0 в предыдущих формулах стоит принять c=0, S=0, p1к=pк, уравнение (9) выпадает, и дебиты определяются из (8).

Заметим, что  при больших значениях аргумента  гиперболического синуса или косинуса можно пользоваться приближенной формулой

 

Для полосовой  залежи, один край которой непроницаем (например, сброс), а на другом задан  известный напор pк (рис. 5), при приближенном выполнении граничного условия на краю с постоянным напором получаем:

 

 

 

 

 

Рис. 5. Несколько цепочек скважин  в полосообразном пласте, один край которого непроницаем, а на другом известно контурное давление pк.

Погрешность заключается в том, что согласно (13) условие pк=const на контуре y=-L не выполняется строго, а изменяется в пределах

 

При условие (13) практически вполне точно.

Указанные выше формулы позволяют рассчитать дебиты скважин в рядах, расставленных  в нефтяных залежах с любых  форм, так как всегда можно с  достаточной практической точностью  рассматривать почти всякую нефтеносную  площадь как состоящую из частей круговых секторов и полос.

Для залежей  овальной или серповидной формы  можно вывести точные формулы, но ввиду их большей сложности мы их здесь не приводим.

Отметим следующее  важное обстоятельство: в этих уравнениях могут быть заданы заранее для  одних рядов забойные напоры, а  для других - дебиты и определяться соответственно для первых - дебиты, а для вторых - забойные напоры. Таким образом, всегда могут быть найдены любые неизвестные, лишь бы их число равнялось числу уравнений.

Как уже говорилось, неудобство заключается в том, что  при числе неизвестных, большем 4-5, вычисления становятся очень громоздкими. 

2. Примеры числовых  расчетов и графических решений

2.1. Прямолинейно-параллельная установившаяся фильтрация однородной несжимаемой жидкости по закону Дарси в однородном пласте (приток к галерее)

2.1.1. Условие задачи

Определить  закон распределения давления, градиента  давления и скорости фильтрации по длине пласта (в математическом и  графическом виде), дебит галереи, закон движения частиц жидкости и  средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление при  следующих исходных данных (см. табл. 1), где Lк - длина пласта; B - ширина пласта; h - толщина пласта; m - пористость; k - проницаемость; Pк - давление на контуре питания; Pг - давление на стенке галереи; μ - динамическая вязкость жидкости.

Таблица 1

Исходные  данные для расчетов

Номер варианта

Pк, МПа

Pг, МПа

Lк, м

k, мкм2

μ, мПа·с

B, м

h, м

m, %

5

9,2

6,7

8,5

0,8

5,0

200

18

18

 

2.1.2. Решение задачи

Рис. 6. Схема прямолинейно-параллельного  фильтрационного потока.

1. Определим  закон распределения давления  по длине пласта:

 

 

x - текущая координата, м.

Рис. 7. График распределения давления в пласте.

2. Определим  градиент давления в пласте:

 

Рис. 8. График распределения градиента  давления в пласте.

 

3. Определим  скорость фильтрации:

 

 

Рис. 9. График распределения скорости фильтрации по длине пласта.

4. Определим  дебит галереи:

 

 

 

5. Определим  закон движения жидких частиц:

 

6. Определим  средневзвешенное по объему порового  пространства пластовое давление:

2.1.3. Выводы

  • Скорость  фильтрации и градиент давления имеют  постоянные значения по всей длине  пласта;
  • График распределения давления в пласте имеет прямолинейный вид, поэтому средневзвешенное давление по объему пор равно среднему арифметическому давлению контура питания и галереи.

2.2. Плоскорадиальная  установившаяся фильтрация однородной  несжимаемой жидкости по закону  Дарси в однородном пласте (приток к совершенной скважине)

stud24.ru

Дебит скважины: формула, определение и расчет

Обеспечение загородного участка или недвижимости необходимым количеством воды – первая и важнейшая задача каждого владельца, поскольку от этого зависит комфортность проживания. Обычно для этой цели бурится скважина. Но как узнать на начальном этапе, хватит ли воды в будущем?

Характеристики водоема

Скважина является гидротехническим сооружением со своими характеристиками. Это:

  • производительность;
  • диаметр;
  • глубина;
  • тип.

Чтобы правильно определить ее функциональность, необходимо рассчитать дебит скважины. Точное определение этого параметра позволит узнать, сможет ли водозабор обеспечить не только питьевые, но и хозяйственные нужды в полном объеме, Кроме того, показатель дебита водоема поможет правильно подобрать насосное оборудование для подачи водных масс на поверхность.

Также знание дебита гидротехнического сооружения поможет работникам ремонтной бригады подобрать самый оптимальный вариант его восстановления в случае появления проблем с эксплуатацией водоема.

Классификационные особенности

Определение дебита скважины позволит выявить уровень ее производительности, которая может быть:

  • До 20 м³/сутки (малопроизводительная или малодебитная).
  • Больше 20 м³/сутки, но меньше 85 (среднепроизводительная).
  • От 85 м³/сутки и больше (высокопроизводительная).

Малодебитные – это неглубокие скважины (до 5 м), которые достигли только верховодного слоя. Количество воды в них обычно небольшое, а качество весьма сомнительное, поскольку сюда влага проникает с поверхности. Если поблизости есть крупные авто- или железнодорожные трассы, предприятия, населенные пункты, то загрязненные водные массы, проходя через небольшой слой почвы, мало очищаются, из-за чего практически непригодны для питья. Дебит скважины такого типа достаточно ограничен и может составлять от 0,6 до 1,5 м3 за час.

Среднедебитные гидросооружения обычно достигают глубины от 10 до 20 м. Воды в них отфильтрованы достаточно качественно, что подтверждают лабораторные исследования, поэтому подлежат употреблению даже в сыром виде. Ежечасно из среднедебитного водоема можно откачать от 2 м3 влаги. Гидросооружения высокодебитного типа обычно достигают известкового водоносного слоя, поэтому качество воды в них отменное, количество – от 3 м3 ежечасно.

Определение нужного количества воды

Чтобы выяснить, сколько точно воды необходимо на нужды конкретного участка, следует подсчитать количество кранов не только внутри дома, но и за его пределами. Каждый кран ориентировочно принимает 0,5 м³. Например, 5 вентилей будут подавать 2,5 м³ водных масс, 7 – 3,5 м³ и т. д. Но это в том случае, когда краны постоянно открыты.

После того как скважина будет пробурена и несколько дней отстоится, следует провести замер уровня воды в эксплуатационном трубопроводе. Уровень водного зеркала до начала откачивания называется статистическим, а после откачивания – динамическим. Если водоотдача равна интенсивности отбора, то зеркало остановится на определенном уровне. Но если объем водозабора увеличится (уменьшится) или поступление водных масс станет меньшим (большим), то зеркало может менять свой уровень.

Замер производительности

Залогом длительной работы любого гидротехнического сооружения является его правильная эксплуатация. Для этого необходимо хотя бы 3-4 раза в год осуществлять контроль напора воды. Делается это просто: за определенный период времени наполняется любая мерная посуда. Если ее заполнение в каждый последующий контрольный замер происходит за одинаковое количество времени – дебит остается одинаковым, а это значит, что водоем используется правильно.

Увеличение времени для наполнения сосуда свидетельствует о том, что количество водных масс уменьшилось. Чтобы удобно было контролировать ситуацию и принимать соответствующие меры, необходимо полученные данные замеров записывать, создав, например, таблицу, а сами замеры проводить через одинаковый отрезок времени.

Расчет показателя

Как определить дебит скважины? Для этого нужно знать показатели динамического и статистического уровней. Измерить их очень просто: нужно к веревке прикрепить груз и опустить в трубу. Расстояние до водного зеркала от поверхности земли и является нужным параметром.

Производить замеры следует до начала откачивания воды и через определенный период от начала откачивания. Чем меньше полученная цифра, тем выше производительность водоема. Если дебит скважины меньше, чем производительность насоса, то разница в показателях может быть очень большой. Таким образом, статистический уровень – это расстояние до воды с поверхности почвы до начала выкачивания, а динамический – замер уровня расположения водного зеркала, генерируемого природным путем.

Применение формулы

Узнав время, за которое была выкачана жидкость, и ее количество, можно приступать к выполнению необходимых расчетов. Для этого применяется точный математический расчет. Поможет определить точный дебит скважины формула со следующими обозначениями:

  • Нст, Нд – уровни статистический и динамический.
  • Н – высота столба воды.
  • В – производительность насосного устройства.
  • Д – дебит.

А теперь рассмотрим, как выглядит сама формула:

  • Д = H x В : (Нд – Нст), метр.

Лучше всего понять, как рассчитать дебит скважины, поможет рассмотрение конкретного примера.

Например:

  • Данные Нст – 30 м.
  • Данные Нд – 37 м.
  • Высота столба воды – 20 м.
  • Производительность насосного агрегата – 2 м3/час.

Рассчитываем: 20 х 2 : (37 - 30) и получаем приблизительно 5,7 м3/ ч.

Чтобы проверить эту цифру, можно использовать пробную откачку, применив насос большей мощности. Произведя расчеты по вышеприведенной формуле, можно приступить к выяснению удельного показателя. Это поможет понять, как увеличивается производительность при повышении динамического уровня. Для расчетов применяется следующая формула:

  • УП = д2 – д1 : н2 – н1, гдеД2, н2 – показатели второй проверки, д1, н1 – первой, а УП – удельный показатель.

При этом удельный показатель – основной параметр, который отражает все факторы, влияющие на продуктивность скважины. Он зависит от мощности водоносного пласта и конструкции трубопровода.

Улучшение показателя

Если гидросооружение со временем начало снижать производительность, дебит скважины можно увеличить, применив один из следующих способов:

  • Прочистить фильтр и трубу.
  • Проверить работу насосного оборудования.

Иногда это помогает восстановить производительность водоема и не прибегать к более радикальным мерам. Если расчет дебита скважины был плохим еще изначально, тогда причиной этого может быть либо малое количество водных масс в данном источнике либо неопытность мастеров стала причиной того, что не было точного попадания в водоносный слой. В таком случае единственный выход – бурение другой скважины.

fb.ru

Расчёт дебита скважины по формуле

Одной из характеристик пробуренной скважины является скорость поступления из пробуренного подземного пласта или отношение объема к определенному временному промежутку. Получается, что дебит скважины – это её работоспособность, измеряющаяся в м3/час (секунда, сутки). Значение дебита скважины необходимо знать при выборе производительности скважинного насоса.

Факторы, определяющие скорость наполнения:

  • Объем водоносного слоя;
  • Скорость его истощения;
  • Глубина залегания грунтовых вод и сезонные изменения уровня воды.

Дебит: методы расчета

Мощность насоса для артезианской скважины должна соответствовать её продуктивности. Перед бурением нужно рассчитать объем, требуемый для водоснабжения, и сравнить полученные данными с показателями разведки геологической службы в отношении глубины залегания пласта и его объема. Определяют дебит скважины предварительным расчетом статистических и динамических показателей относительно уровня воды.

Низкодебитными считаются скважины с продуктивностью меньше 20 м3/сутки.

Причины небольшого дебита скважины:

  • естественная гидрогеологическая характеристика водоносного горизонта;
  • сезонные изменения в грунтовых водах;
  • засорение скважинных фильтров;
  • разгерметизация или засорение труб, подающих воду на поверхность;
  • механический износ насосной части насоса.

Расчет дебита скважины производится на этапе определения глубины залегания водоносного горизонта, составления конструкции скважины, выбора типа и марки насосного оборудования. По окончанию бурения производят опытно-фильтрационные работы с занесением показателей в паспорт. Если при вводе в эксплуатацию получен неудовлетворительный результат, то это означает, что допущены ошибки в определении проектной глубины бурения или подборе оборудования.

Маленький дебит скважины, что делать? Есть несколько вариантов:

  • увеличение глубину скважины для вскрытия следующего водоносного горизонта;
  • увеличения дебита путем применения различных методов опытной откачки;
  • применение механического и химического воздействия на водовмещающий горизонт;
  • перенос скважины на новое место.

Основные параметры для расчета дебита

Если вы не знаете, как рассчитать дебит скважины, то можете обратиться к специалистам или же произвести расчеты, которые помогут определить статические и динамические уровни.

  • Статический уровень, Hст – расстояние от верхнего слоя почвы до уровня подземных вод.
  • Динамический уровень, Hд – определяется при откачке воды насосом и замера уровня воды, которая генерируется природным путем.

Формула расчета дебита базируется на точном математическом расчете:

D = H x V/(Hд – Hст), метр:

  • D – дебит;
  • V – производительность насоса;
  • H – высота водного столба;
  • Hд, Hст – уровни по динамике и статике.

Пример расчета дебита скважины:

  • глубина водозабора – 50 м;
  • производительность насоса (V) – 2 м3/час;
  • статический уровень (Hст) – 30 м;
  • динамический уровень (Hд ) – 37 м;
  • высота водного столба (H) 50 – 30 = 20 м.

Подставив данные, получаем расчетный дебит - 5,716 м3/ч.

Для проверки используется пробная откачка насосом большей мощности, который улучшит показания динамического уровня.

Второй расчет нужно выполнять по вышеуказанной формуле. Когда оба значения дебита будут известны, узнается удельный показатель, который дает точное понятие того, насколько нарастает производительность при росте динамического уровня на 1 метр. Для этого применяется формула:

Dуд = D2 – D1/h3 – h2, где:

  • Dуд - удельный дебит;
  • D1, h2 - данные первого опыта;
  • D2, h3 - данные второго опыта.

www.burovik.ru

4. Расчёты дебитов горизонтальных скважин вскрывших однородный пласт

4.1. Факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

Мировая практика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений на шельфе показывает, что одним из перспективных направлений разработки таких залежей является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличить нефтеотдачу.

Устойчивость работы горизонтальной скважины с большим дебитом требует изучения влияния нескольких факторов на производительность горизонтальных скважин. В частности, к этим факторам относятся параметры пласта: проницаемость, анизотропия, создаваемая депрессия на пласт, расположение горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта, потери давления по длине горизонтального участка ствола и др.

4.1.1 Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин полученные при идентичных параметрах пласта различными методами

К настоящему времени для определения производительности горизонтальных нефтяных скважин предложено значительное число методов. К основным методам следует отметить:

1. Метод Ю.П. Борисова и др. который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму круга:

(4.1)

2. Метод S.D. Joshi который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида:

(4.2)

(4.3)

3. Метод F.M. Giger который также как и S.D. Joshi допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида:

(4.4)

4. Метод G.I. Renard, J.M. Dupug который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет аналогично формам, принятым в работах Joshi S.D, Giger F.M.:

(4.5)

5. Метод З.С. Алиева, В.В. Шеремета допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытого горизонтальным стволом:

(4.6)

Все формулы используют следующие условия: стационарный режим фильтрации, пласт однородный и горизонтальный ствол расположен симметрично по толщине, но различаются эти методы геометрией зоны дренирования.

Для расчетов дебита нефти по предложенным выше методикам приняты исходные данные (см. таблицу 4.1). Определенные по формулам (4.1)÷(4.6) дебиты горизонтальных скважин, при различных толщинах пласта h, длины горизонтального ствола Lгор, абсолютной проницаемости k, депрессии на пласт ΔP и расстоянии до контура питания Rк, приведены в таблице 2.2, в которой Q1 – дебит рассчитанный по методу Ю.П. Борисова, Q2 – по методу S.D Joshi, Q3 – по методу F.M. Giger, Q4 – по методу G.I. Renard, J.M. Dupug, Q5 – по методу З.С. Алиева, В.В. Шеремета. Из таблицы 4.2. видно, что определенные по этим методам дебиты оказались достаточно разными, и разница в этих дебитах связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования. Для перечисленных формул и принятых форм зоны дренирования ограничение на длину горизонтального ствола не вводится. Однако, во всех методах, за исключением формулы (4.6), при полном вскрытии принятой зоны дренирования горизонтальным стволом величина забойного и контурного давлений совпадают, что делает полученные расчетные формулы для определения дебита нефти неустойчивыми. Это означает, что большинство из предложенных формул становится неприемлемыми в областях длин горизонтального ствола, близких к параметрам контура питания.

Исходные данные фрагмента нефтяной залежи, использованные при определении дебита нефти различными методами Таблица 4.1

Результаты расчета производительности горизонтальной нефтяной скважины различными методами Таблица 4.2

studfiles.net

2. Учет несовершенства скважин при расчете их дебита по формулам совершенных скважин

Поступление жидкости из пласта в ствол несовершенной скважины более затруднено, чем в совершенную скважину, так как фильтрующая поверхность несовершенной скважины меньше фильтрующей поверхности соответствующей совершенной скважины. Поэтому дебит несовершенной скважины QНС будет меньше дебита совершенной скважины QCC, т.е. QНС < QCC. Производительность несовершенной скважины удобно изучать, сравнивая ее дебит QНС с дебитом совершенной скважины QCC, действующей в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. Принято оценивать несовершенную скважину коэффициентом совершенства скважины :

; обычно  < 1 . (5.8)

Расчет дебита несовершенной скважины можно определять по основной формуле Дюпюи с учетом дополнительного фильтрационного сопротивления, обусловленного несовершенством скважины; это учитывается в формуле коэффициентом дополнительного фильтрационного сопротивления – «С», т.е.

, (5.9)

где - коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия (С1) и по характеру вскрытия (С2).

Сравнивая дебиты QCC по формуле Дюпюи (3.27) с QHC по формуле (5.9), получим из (5.8) выражение коэффициента совершенства скважины  в виде:

. (5.10)

При расчете дебитов несовершенных скважин обычно пользуются величиной приведенного радиуса скважины rC – это радиус такой воображаемой совершенной скважины, которая, действуя в условиях несовершенной скважины, дает тот же дебит, что и данная несовершенная скважина.

Тогда по формуле Дюпюи (3.9) находим

, (5.11)

где - приведенный радиус скважины, определяемый по формуле

. (5.12)

Выражение (5.12) получается путем преобразования:

; т.е. .

Дебит несовершенной скважины QHC можно также определить непосредственно из формулы (5.8) через коэффициент совершенства скважины 

,

где значения коэффициента  определяются по графикам , которые встречаются в литературе.

Значения коэффициентов дополнительных фильтрационных сопротивлений С1 и С2 , необходимых для расчета дебита несовершенной скважины QHC по формулам (5.9) или (5.11), определяются по экспериментальным графикам В.И.Щурова, полученных им путем электрического моделирования для различных видов несовершенства скважины. На рис.32 представлены графики зависимостей коэффициентов С1 и С2 от параметров:

где ;;;.

dC– диаметр скважины; - глубина проникновения пуль в породу; d0 – диаметр пулевых отверстий; n – число перфорационных отверстий на 1 п.м. вскрытой толщины пласта.

Рис. 4.34. Графики В.И.Щурова для определения коэффициента С1:

: 1 – 1; 2 – 5; 3 – 10; 4 – 20; 5 – 40; 6 – 80; 7 – 160; 8 – 300

Рис.4.35. Графики В.И.Щурова для определения коэффициента С2

при l = 0,5:

: 1 – 0,02; 2 – 0,04; 3 – 0,06; 4 – 0,08; 5 – 0,1; 6 – 0,12; 7 – 0,14; 8 – 0,16; 9 – 0,18; 10 – 0,2

Известны аналитические выражения для определения коэффициента дополнительного фильтрационного сопротивления С1.

На основании решения Маскета (5.2) И.Чарным получено выражение:

. (5.13)

Формула А.Пирвердяна :

. (5.14)

Значение коэффициента С1 можно определить через коэффициент совершенства скважины , вытекающей непосредственно из выражения (5.10), принимая :

, (5.15)

где значения коэффициента совершенства скважины  определяется по графикам , которые приводятся для фиксированного отношения.

studfiles.net

Расчет - дебит - скважина

Расчет - дебит - скважина

Cтраница 1

Расчет дебита скважин и колодцев в ряде случаев значительно упрощается, если известны экспериментально установленные зависимости дебита от понижения уровня воды в скважине. Эти зависимости отражают влияние на дебит конструкции скважины, водопроницаемости водоносного пласта и других условий водоиритока, которые подчас трудно поддаются самостоятельному учету.  [2]

Как расчет дебита скважин имеет ошибку, в которой никто не виноват, а виновата природа, так и расчет запасов нефти имеет ошибку, в которой никто не виноват, кроме природы.  [3]

Для расчета дебита скважин по показаниям счетчиков типа ВВ выведены эмпирические формулы.  [4]

Если ошибка расчета дебита скважин заметна с самого начала разработки нефтяной залежи после бурения проектных скважин, то ошибка расчета запасов нефти становится заметной намного позже, на средней и, особенно, на поздней стадии разработки залежи, когда в значительной мере уже отобраны начальные извлекаемые запасы нефти.  [5]

Вообще-то для расчета дебита скважин и дебита систем скважин есть более простой и более универсальный путь - использование формулы дебита ячейки скважин, где можно учитывать разные коэффициенты продуктивности и разные забойные давления скважин. При этом при расчете общего дебита скважин во внимание принимают добывающие скважины, оказавшиеся на первой орбите относительно нагнетательных скважин.  [6]

Перейдем к расчету дебитов перфорированных скважин и скважин с двойным видом несовершенства.  [7]

Это позволяет значительно упростить расчет дебитов скважин по заданным перепадам давлений. Для иллюстрации ограничимся одним примером прямолинейной цепочки равнодебит-ных скважин, расположенных вдоль оси Ох на расстоянии I друг от друга.  [8]

Действительно, тогда для расчета дебита скважин использовали формулы, которые были выведены для модели однородного непрерывного нефтяного пласта. Тогда в применении была теория интерференции скважин, обоснованная для стационарного режима естественного законтурного заводнения круговой нефтяной залежи. По этой теории интерференции скважин получалось, что чем меньше добывающих скважин, тем больше дебит на скважину, что несомненно дополнительно теоретически обосновывало целесообразность разрежения сеток скважин.  [9]

В заключение приведен пример расчета дебита скважины. Требуется определить максимальный дебит бесфильтровой скважины по следующим данным.  [10]

Большой практический интерес представляет определение метода расчета дебита скважины в условиях установившегося отбора жидкости, что может послужить основой для обработки непрямолинейных индикаторных кривых, часто встречающихся при разработке залежей нефти в трещиноватых породах.  [11]

После вычисления времен переходов всех рядов на напорный режим завершается расчет дебитов скважин всех рядов.  [12]

Расхождения реального хода штока с гармоническим законом на диагностирование состояния насосного оборудования не повлияют, тогда как при расчетах дебита скважины их необходимо учитывать.  [14]

Итак, для периодической газлифтной установки без плунжера с отсечкой газа рабочим клапанам и открытым выкидом необходимо учитывать коэффициент утечек при расчете дебита скважины, времени цикла и других показателей работы установки.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru