test

4. Calcul du taux de production du puits sans eau, dépendance du taux de production sur le degré d'ouverture du réservoir, paramètre d'anisotropie

Dans la plupart des formations gazeuses, les perméabilités verticale et horizontale diffèrent et, en règle générale, la perméabilité verticale k est bien inférieure à la perméabilité horizontale k g. Cependant, avec une faible perméabilité verticale, l'écoulement de gaz par le bas dans la zone d'influence de l'imperfection du puits en termes de degré d'ouverture est également difficile. La relation mathématique exacte entre le paramètre d'anisotropie et la valeur du rabattement admissible lorsque le puits pénètre dans un réservoir anisotrope avec de l'eau de fond n'a pas été établie. L'utilisation de méthodes de détermination de Q pr, développées pour les réservoirs isotropes, conduit à des erreurs importantes.

Algorithme de solution :

1. Déterminez les paramètres critiques du gaz :

2. Déterminer le coefficient de surcompressibilité dans les conditions du réservoir :

3. On détermine la masse volumique du gaz dans des conditions standard puis dans des conditions de réservoir :

4. Trouvez la hauteur de la colonne d'eau de formation requise pour créer une pression de 0,1 MPa :

5. Déterminez les coefficients a* et b* :

6. Déterminez le rayon moyen :

7. Trouvez le coefficient D :

8. On détermine les coefficients K o , Q* et le débit maximum anhydre Q pr.bezv. en fonction du degré de pénétration de la formation h et pour deux valeurs différentes du paramètre d'anisotropie :

Donnée initiale:

Tableau 1 - Données initiales pour le calcul du régime anhydre.

Tableau 4 - Calcul du régime anhydre.

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Les méthodes de détermination des débits sans eau limites des puits de gaz en présence d'un écran et l'interprétation des résultats de l'étude de tels puits n'ont pas été suffisamment développées. À ce jour, la question de la possibilité d'augmenter les débits maximaux sans eau des puits pénétrant dans les formations gazéifères avec de l'eau de fond en créant un écran artificiel n'a pas non plus été pleinement étudiée. Ici, une solution analytique de ce problème est présentée et le cas est considéré lorsqu'un puits imparfait pénètre dans un réservoir circulaire uniformément anisotrope avec de l'eau de fond et est exploité en présence d'un écran imperméable. Une méthode approchée de calcul des débits anhydres limites des puits de gaz verticaux avec une loi de filtration non linéaire, due à la présence d'un écran de fond imperméable, a été développée. Il a été établi que la valeur du débit anhydre limite dépend non seulement de la taille de l'écran, mais aussi de sa position le long de la verticale du réservoir saturé en gaz ; la position optimale de l'écran, qui caractérise le débit marginal le plus élevé, est déterminée. Des calculs pratiques sont effectués sur des exemples concrets.

Méthode de calcul

débit anhydre

puits vertical

puits de gaz

1. Karpov V.P., Sherstnyakov V.F. Caractère de la perméabilité de phase selon les données de terrain. NTS pour la production de pétrole. – M. : GTTI. - N° 18. - S. 36-42.

2. Telkov A.P. Hydrodynamique souterraine. - Oufa, 1974. - 224 p.

3. Telkov A.P., Grachev S.I. et autres Caractéristiques du développement des gisements de pétrole et de gaz (Partie II). - Tyumen : de-dans OOONIPIKBS-T, 2001. - 482 p.

4. Telkov A.P., Stklyanin Yu.I. Formation de cônes d'eau lors de la production de pétrole et de gaz. – M. : Nedra, 1965.

5. Stklyanin Yu.I., Telkov A.P. Apport vers un drain horizontal et puits imparfait dans un réservoir anisotrope rubané. Calcul des débits anhydres limites. PMTF Académie des sciences de l'URSS. - N° 1. - 1962.

Cet article fournit une solution analytique à ce problème et considère le cas où un puits imparfait pénètre dans une formation circulaire uniformément anisotrope avec de l'eau de fond et est exploité en présence d'un écran imperméable (Figure 1). On considère que le gaz est réel, le mouvement du gaz est régulier et obéit à la loi non linéaire de filtration.

Fig. 1. Schéma à trois zones d'entrée de gaz dans un puits imparfait avec un écran

Sur la base des conditions acceptées, les équations d'entrée de gaz dans le puits dans les zones I, II, III, respectivement, prendront la forme :

; ; (2)

; ; , (3)

où a et b sont déterminés par des formules. Les désignations restantes sont indiquées dans le diagramme (voir Figure 1). Les équations (2) et (3) dans ce cas décrivent l'afflux vers des puits agrandis, respectivement, avec des rayons rå et (re+ho).

La condition de stabilité à l'interface gaz-eau (voir ligne CD) selon la loi de Pascal s'écrit par l'équation

où ρw est la masse volumique de l'eau, est la pression capillaire en fonction de la saturation en eau à l'interface gaz-eau.

En résolvant conjointement (1)-(3), après une série de transformations, on obtient l'équation d'afflux

De la solution conjointe de (2) et (4) on obtient une équation quadratique par rapport au débit limite sans dimension , dont l'une des racines, compte tenu de (7) et après une série de transformations, est représentée par le expression:

où (7)

(8)

Le passage au débit anhydre limite dimensionnel s'effectue selon les formules :

(9)

où est la pression moyenne pondérée dans le gisement de gaz.

Tableau 1

Les valeurs de résistance à la filtration dues à l'écran en bas

Résistances de filtration supplémentaires Et , provoquées par l'écran, sont calculées sur ordinateur selon les formules (6), tabulées (tableau 1) et présentées sous forme de graphiques (figure 2). La fonction (6) est calculée sur un ordinateur et présentée graphiquement à (Figure 3). Le rabattement maximal peut être défini selon l'équation d'afflux (4.4.4) à Q=Qpr.

Fig.2. Résistance filtrante Et , en raison de l'écran à une interface gaz-eau stable

Fig.3. Dépendance du débit limite adimensionnel qpr de l'ouverture relative aux paramètres , ρ=1/æ* et α

La figure 3 montre les dépendances du débit limite sans dimension q sur le degré d'ouverture aux paramètres Re et α. Les courbes montrent que lorsque la taille de l'écran augmente (<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.

Exemple. Un bouchon de gaz est drainé au contact de l'eau plantaire. Il s'agit de déterminer : le débit maximal d'un puits de gaz, qui limite la percée du GWC vers le fond, et le débit maximal en présence d'un écran imperméable.

Données initiales : Рpl=26,7 MPa ; K = 35,1 10-3 µm2 ; Ro=300m; ho=7,2 m; =0,3 ; =978 kg/m3 ; =210 kg/m3 (dans des conditions de réservoir); æ*=6,88 ; =0,02265 MPa·s (en conditions de réservoir) ; Tm = 346 K ; Tst = 293 K ; Rath = 0,1013 MPa ; re=ho=7,2 m et re=0,5ho=3,6 m.

Définition du paramètre de placement

D'après les graphiques, nous trouvons le débit de liquide anhydre limite sans dimension q(ρо,)q(6.1;0.3)=0.15.

Selon la formule (9) on calcule :

Qo=52,016 milliers de m3/jour ; milliers de m3/jour

On détermine les paramètres sans dimension en présence d'un écran :

D'après les graphiques (voir Figure 2) ou le tableau, on trouve des résistances de filtration supplémentaires : С1= С1(0.15;0.3;1)=0.6; C2=C2(0,15;0,3;1)=3,0.

Par la formule (7) on trouve le paramètre sans dimension α=394,75.

Selon la formule (9), nous calculons le débit, qui s'élève à Qo47,9 mille m3/jour.

Les calculs par les formules (7) et (8) donnent : Å=51,489 et Y=5,773·10-2.

Le débit limite sans dimension calculé par la formule (6) est égal à q=1,465.

Nous déterminons le débit limite dimensionnel, dû à l'écran, à partir du rapport Qpr \u003d qQo \u003d 1,465 47,970,188 mille m3 / jour.

Le débit maximal estimé sans dégrilleur avec des paramètres initiaux similaires est de 7,8 milliers de m3/jour. Ainsi, dans le cas considéré, la présence d'un écran multiplie par près de 10 le débit marginal.

Si nous acceptons re = 3,6 m ; celles. deux fois plus petite que l'épaisseur saturée en gaz, on obtient alors les paramètres de conception suivants :

2 ; C1=1,30 ; C2=5,20 ; X=52,45 ; Y = 1,703 10-2 ; q=0,445 et Qpr=21,3 mille m3/jour. Dans ce cas, le débit marginal n'augmente que 2,73 fois.

Il convient de noter que la valeur du débit marginal dépend non seulement de la taille de l'écran, mais également de sa position le long de la verticale du réservoir saturé en gaz, c'est-à-dire de l'ouverture relative du réservoir, si l'écran est situé directement devant le trou de fond. L'étude de la solution (6) a montré qu'il existe une position optimale de l'écran, en fonction des paramètres ρ, α, Re, qui correspond au débit limite le plus élevé. Dans le problème considéré, l'ouverture optimale est =0.6.

Nous acceptons ρ=0.145 et =1. Selon la méthode ci-dessus, on obtient les paramètres calculés : С1=0,1 ; C2 = 0,5 ; X=24,672 ; Y=0,478.

Nous déterminons le débit sans dimension:

q=24,672(-1) 5,323.

Le débit limite dimensionnel est trouvé par la formule (9)

Qpr \u003d qQo \u003d 5,323 103 \u003d 254,94 mille m3 / jour.

Ainsi, le débit a augmenté de 3,6 fois par rapport à l'ouverture relative = 0,3.

La méthode décrite ici pour déterminer le débit anhydre limite est approximative, car elle considère la stabilité d'un cône dont le sommet a déjà atteint le rayon de l'écran re.

Lorsqu'à partir des solutions ci-dessus, on obtient des formules permettant de déterminer q() pour un puits de gaz imparfait dans les conditions d'une loi de filtration non linéaire, en tenant compte des résistances de filtration supplémentaires. Ces formules seront également approximatives, et une valeur surestimée du débit anhydre limite est calculée à partir d'elles.

Pour construire une équation d'entrée de gaz à deux termes dans les conditions d'un cône d'eau de fond extrêmement stable, il est nécessaire de connaître les résistances de filtration dans ces conditions. Ils peuvent être déterminés sur la base de la théorie de Musket-Charny de la formation stable des cônes. L'équation de la ligne de courant qui limite la zone de mouvement spatial à un puits imparfait dans un réservoir à anisotropie homogène, lorsque le sommet du cône a déjà percé jusqu'au fond du puits, conformément à la théorie du mouvement à écoulement libre, nous écrivons sous la forme

(10)

où q = - débit anhydre limite sans dimension, déterminé par les formules et graphiques approximatifs donnés (connus); est un paramètre sans dimension.

En exprimant le débit de filtration à travers le débit , en remplaçant l'équation d'interface (10) dans l'équation différentielle (1), en tenant compte de la loi de l'état gazeux et en intégrant la surpression P et le rayon r dans les limites appropriées, on obtient un débit entrant équation de la forme (12) et formule (13), dans laquelle il faut accepter :

; , (11)

(12)

où Li(x) est le logarithme intégral, qui est lié à la fonction intégrale par la dépendance .

(13)

Pour x>1 l'intégrale (13) diverge au point t=1. Dans ce cas, Li(x) doit être compris comme la valeur de l'intégrale impropre. Les méthodes de détermination des débits sans eau limites sans dimension étant bien connues, il n'est évidemment pas nécessaire de tabuler les fonctions (11) et (12).

1. Une méthode approchée a été développée pour calculer les débits sans eau limites des puits de gaz verticaux avec une loi de filtration non linéaire, en raison de la présence d'un écran de fond imperméable. Les débits limites sans dimension et les résistances de filtration supplémentaires correspondantes sont calculés sur ordinateur, les résultats sont tabulés et les dépendances graphiques correspondantes sont affichées.

2. Il a été établi que la valeur du débit anhydre limite dépend non seulement de la taille de l'écran, mais aussi de sa position le long de la verticale du réservoir saturé en gaz ; la position optimale de l'écran, qui caractérise le débit marginal le plus élevé, est déterminée.

3. Des calculs pratiques ont été effectués sur un exemple spécifique.

Réviseurs :

Grachev S.I., docteur en sciences techniques, professeur, chef du département "Développement et exploitation des gisements de pétrole et de gaz", Institut de géologie et de production de pétrole et de gaz, FGBOU Tsogu, Tyumen ;

Sokhoshko S.K., docteur en sciences techniques, professeur, professeur du département "Développement et exploitation des gisements de pétrole et de gaz", Institut de géologie et de production de pétrole et de gaz, FGBOU Tsogu, Tyumen.

Lien bibliographique

Ministère de l'éducation et des sciences de la Fédération de Russie

Université d'État russe du pétrole et du gaz nommée d'après I.M. Gubkine

Faculté de développement des champs pétroliers et gaziers

Département du développement et de l'exploitation des gisements de gaz et de gaz à condensat

TEST

sur le cours "Développement et exploitation des gisements de gaz et de gaz à condensat"

sur le sujet: "Calcul du mode de fonctionnement technologique - le débit anhydre limite sur l'exemple d'un puits du champ gazier de Komsomolskoye."

A exécuté Kibishev A.A.

Vérifié par: Timashev A.N.

Moscou, 2014

• 1. Brèves caractéristiques géologiques et de terrain du gisement
• 5. Analyse des résultats de calcul

1. Brèves caractéristiques géologiques et de terrain du gisement

Le champ pétrolier à condensat de gaz de Komsomolskoye est situé sur le territoire du district de Purovsky de l'Okrug autonome de Yamalo-Nenets, à 45 km au sud du centre régional du village de Tarko-Sale et à 40 km à l'est du village de Purpe.

Les champs les plus proches avec des réserves de pétrole approuvées par le Comité des réserves d'État de l'URSS sont Ust-Kharampurskoye (10-15 km à l'est). Novo-Purpeiskoye (100 km à l'ouest).

Le champ a été découvert en 1967, initialement en tant que champ gazier (évent S "Enomanskaya). En tant que champ pétrolier, il a été découvert en 1975. En 1980, un organigramme de développement a été établi, dont la mise en œuvre a commencé en 1986.

Le gazoduc existant Urengoy - Novopolotsk est situé à 30 km à l'ouest du champ. La ligne ferroviaire Surgut-Urengoy s'étend sur 35 à 40 km à l'ouest.

Le territoire est une plaine légèrement vallonnée (altitudes absolues plus 33, plus 80 m), marécageuse avec de nombreux lacs. Le réseau hydrographique est représenté par les rivières Pyakupur et Ayvasedapur (affluents de la rivière Pur). Les rivières ne sont navigables que pendant la crue printanière (juin), qui dure un mois.

Le champ de Komsomolskoye est situé dans la structure du deuxième ordre - le soulèvement en forme de dôme de Pyakupurovsky, qui fait partie du mégapuits du Nord.

Le soulèvement en forme de dôme de Pyakupurovsky représente une zone soulevée de forme irrégulière orientée dans la direction sud-ouest-nord-est, compliquée par plusieurs soulèvements locaux d'ordre III.

L'analyse des propriétés physiques et chimiques du pétrole, du gaz et de l'eau vous permet de sélectionner l'équipement de fond de trou le plus optimal, le mode de fonctionnement, la technologie de stockage et de transport, le type d'opération pour traiter la zone de formation de fond de trou, le volume de fluide injecté, etc. Suite.

Les propriétés physiques et chimiques du pétrole et du gaz dissous du champ de Komsomolsk ont ​​été étudiées en fonction des données d'échantillons de surface et de profondeur.

Certains paramètres ont été déterminés directement sur les puits (pressions de mesure, températures, etc.) Les échantillons ont été analysés dans des conditions de laboratoire au TCL. LLC "Geohim", LLC "Réactif", Tyumen.

Des échantillons de surface ont été prélevés de la conduite d'écoulement lorsque les puits fonctionnaient dans un certain mode. Toutes les études d'échantillons de surface de pétrole et de gaz ont été réalisées selon les méthodes prévues par les normes de l'État.

Au cours de la recherche, la composition des composants du gaz de pétrole a été étudiée, les résultats sont présentés dans le tableau 1.

Tableau 1 - Composition des composants du gaz de pétrole.

Pour le calcul des réserves, il est recommandé d'utiliser des paramètres déterminés dans des conditions standard et par une méthode proche des conditions de dégazage du pétrole sur le terrain, c'est-à-dire avec une séparation étagée. À cet égard, les résultats des études d'échantillons par la méthode de dégazage différentiel à l'huile n'ont pas été utilisés dans le calcul des valeurs moyennes.

Les propriétés des huiles changent également le long de la section. Une analyse des résultats d'études en laboratoire d'échantillons d'huile ne nous permet pas d'identifier des modèles stricts, cependant, il est possible de retracer les principales tendances des changements dans les propriétés des huiles. Avec la profondeur, la densité et la viscosité du pétrole ont tendance à diminuer, la même tendance persiste pour la teneur en résines.

La solubilité des gaz dans l'eau est beaucoup plus faible que dans le pétrole. Avec une augmentation de la minéralisation de l'eau, la solubilité des gaz dans l'eau diminue.

Tableau 2 - Composition chimique des eaux de formation.

2. Conception de puits pour les champs qui ont exposé l'eau de formation

Dans les puits de gaz, l'eau sous forme de vapeur peut se condenser à partir du gaz et l'eau peut s'écouler au fond du puits à partir de la formation. Dans les puits à condensats de gaz, des condensats d'hydrocarbures sont ajoutés à ce liquide, qui provient du réservoir et se forme dans le puits de forage. Dans la période initiale de développement du gisement, à des débits de gaz élevés au fond des puits et une petite quantité de liquide, il est presque entièrement ramené à la surface. Au fur et à mesure que le débit de gaz au fond du trou diminue et que le débit du fluide entrant dans le fond du puits augmente en raison de l'arrosage des couches intermédiaires perméables et d'une augmentation de la saturation volumétrique en condensat du milieu poreux, l'élimination complète du fluide du puits n'est pas assuré, et il se produit une accumulation de la colonne de liquide au fond du puits. Il augmente la contre-pression sur la formation, entraîne une diminution significative du taux de production, l'arrêt de l'afflux de gaz provenant des intercouches à faible perméabilité, voire un arrêt complet du puits.

Il est possible d'empêcher l'écoulement de fluide dans le puits en maintenant les conditions d'extraction de gaz au fond du puits, dans lesquelles il n'y a pas de condensation d'eau et d'hydrocarbures liquides dans la zone de formation de fond, empêchant la percée du cône de l'eau du fond ou la langue de l'eau du bord dans le puits. De plus, il est possible d'empêcher l'écoulement d'eau dans le puits en isolant les eaux étrangères et de formation.

Le fluide du trou inférieur est retiré en continu ou périodiquement. L'évacuation continue du liquide du puits s'effectue en le faisant fonctionner à des vitesses qui assurent l'évacuation du liquide du fond vers les séparateurs de surface, en retirant le liquide à travers des siphons ou des tuyaux d'écoulement descendus dans le puits à l'aide d'un vérin à gaz, d'un vérin à piston ou d'un pompage le liquide par des pompes de fond.

L'élimination périodique du liquide peut être effectuée en fermant le puits pour absorber le liquide par la formation, en soufflant le puits dans l'atmosphère par des siphons ou des tuyaux d'écoulement sans injection ou avec injection de tensioactifs (agents moussants) au fond du puits.

Le choix d'une méthode d'évacuation du liquide du fond des puits dépend des caractéristiques géologiques et de terrain du réservoir saturé en gaz, de la conception du puits, de la qualité de la cimentation de l'espace annulaire, de la période de développement du gisement, ainsi que de la quantité et les raisons de l'écoulement de liquide dans le puits. La libération minimale de liquide dans la zone de formation de fond de puits et au fond du puits peut être assurée en contrôlant la pression et la température de fond de puits. La quantité d'eau et de condensat libérée du gaz au fond du trou à la pression et à la température du fond du trou est déterminée à partir des courbes de capacité d'humidité du gaz et des isothermes de condensation.

Pour éviter la percée du cône d'eau de fond dans un puits de gaz, on opère aux débits anhydres limites déterminés théoriquement ou par des études particulières.

Les eaux étrangères et de formation sont isolées par injection de coulis de ciment sous pression. Lors de ces opérations, les formations saturées en gaz sont isolées des formations inondées par des packers. Dans les stockages souterrains de gaz, une méthode a été développée pour isoler les intercalaires inondés en y injectant des tensioactifs, empêchant l'eau de pénétrer dans le puits. Des tests pilotes ont montré que pour obtenir une mousse stable, le "concentré de mousse" (en termes de substance active) doit être pris égal à 1,5-2% du volume du liquide injecté, et le stabilisateur de mousse - 0,5-1% . Pour mélanger les tensioactifs et l'air à la surface, un dispositif spécial est utilisé - un aérateur (tel qu'un "tuyau perforé dans un tuyau"). L'air est pompé à travers un tuyau de dérivation perforé par un compresseur conformément à un a donné, une solution aqueuse de tensioactif est pompée dans le tuyau extérieur par une pompe à un débit de 2-3 l/s.

L'efficacité de la méthode d'élimination des liquides est étayée par des études de puits spéciales et des calculs techniques et économiques. Le puits est arrêté pendant 2 à 4 heures pour absorber le fluide par le réservoir.Les débits des puits après le démarrage augmentent, mais ils ne compensent pas toujours les pertes de production de gaz dues aux puits inactifs. Étant donné que la colonne de liquide ne va pas toujours dans le réservoir et que l'afflux de gaz peut ne pas reprendre à basse pression, cette méthode est rarement utilisée. Le raccordement d'un puits à un réseau de collecte de gaz basse pression permet d'exploiter des puits inondés, de séparer l'eau du gaz et d'utiliser du gaz basse pression pendant longtemps. Les puits sont soufflés dans l'atmosphère en 15 à 30 minutes. Dans le même temps, la vitesse du gaz au fond du puits devrait atteindre 3 à 6 m/s. La méthode est simple et est utilisée si le débit est rétabli pendant une longue période (plusieurs jours). Cependant, cette méthode présente de nombreux inconvénients : le liquide n'est pas complètement éliminé du fond de puits, le rabattement croissant sur la formation entraîne un afflux intensif de nouvelles portions d'eau, la destruction de la formation, la formation d'un bouchon de sable, la pollution de l'environnement, et pertes de gaz.

Le soufflage périodique des puits à travers des tubes d'un diamètre de 63 à 76 mm ou à travers des tuyaux de siphon spécialement abaissés d'un diamètre de 25 à 37 mm est effectué de trois manières: manuellement ou par des machines automatiques installées en surface ou au fond du bien. Cette méthode diffère du soufflage dans l'atmosphère en ce qu'elle n'est appliquée qu'après l'accumulation d'une certaine colonne de liquide au fond.

Le gaz du puits, avec le liquide, pénètre dans le collecteur de collecte de gaz à basse pression, est séparé de l'eau dans des séparateurs et entre pour compression ou est brûlé. La machine installée sur la tête de puits ouvre périodiquement la vanne sur la conduite de travail. La machine reçoit une commande pour cela lorsque la différence de pression entre l'espace annulaire et la ligne de travail augmente jusqu'à une différence prédéterminée. L'ampleur de cette différence dépend de la hauteur de la colonne de liquide dans le tube.

Les machines automatiques installées au fond fonctionnent également à une certaine hauteur de la colonne de liquide. Installez une vanne à l'entrée du tube ou plusieurs vannes de levage de gaz de démarrage dans la partie inférieure du tube.

La séparation en fond de trou du flux gaz-liquide peut être utilisée pour accumuler du fluide au fond du trou. Cette méthode de séparation suivie d'une injection de fluide dans l'horizon sous-jacent a été testée après des études préliminaires en laboratoire au puits. 408 et 328 champ Korobkovsky. Avec cette méthode, les pertes de pression hydraulique dans le puits de forage et les coûts de collecte et d'utilisation des eaux de formation sont considérablement réduits.

L'élimination périodique du liquide peut également être effectuée lors de l'application de surfactant au fond du puits. Lorsque l'eau entre en contact avec un agent gonflant et que le gaz barbote dans la colonne de liquide, de la mousse se forme. Étant donné que la densité de la mousse est nettement inférieure à la densité de l'eau, même des vitesses de gaz relativement faibles (0,2 à 0,5 m/s) assurent l'élimination de la masse mousseuse à la surface.

Lorsque la minéralisation de l'eau est inférieure à 3-4 g/l, une solution aqueuse d'acide sulfonique à 3-5% est utilisée, avec une salinité élevée (jusqu'à 15-20 g/l), des sels de sodium d'acides sulfoniques sont utilisés. Des tensioactifs liquides sont périodiquement pompés dans le puits et à partir de tensioactifs solides (poudres "Don", "Ladoga", Trialon, etc.), des granulés d'un diamètre de 1,5 à 2 cm ou des tiges de 60 à 80 cm de long sont fabriqués, qui sont ensuite introduit au fond des puits.

Pour les puits avec un apport d'eau jusqu'à 200 l/jour, il est recommandé d'introduire jusqu'à 4 g de tensioactif actif pour 1 litre d'eau ; dans les puits avec un apport d'eau jusqu'à 10 t/jour, cette quantité est réduite.

L'introduction de jusqu'à 300 à 400 litres de solutions de sulfonol ou de poudre de Novost dans des puits individuels du champ de Maykop a entraîné une augmentation des débits de 1,5 à 2,5 fois par rapport aux débits initiaux, la durée de l'effet a atteint 10 à 15 journées. La présence de condensat dans le liquide réduit l'activité des tensioactifs de 10 à 30%, et s'il y a plus de condensat que d'eau, la mousse ne se forme pas. Dans ces conditions, des tensioactifs spéciaux sont utilisés.

L'élimination continue du liquide du fond se produit à certaines vitesses de gaz, ce qui assure la formation d'un écoulement de gouttelettes à deux phases. On sait que ces conditions sont fournies à des vitesses de gaz supérieures à 5 m/s dans des tubes de tiges d'un diamètre de 63 à 76 mm à des profondeurs de puits allant jusqu'à 2 500 m.

L'évacuation continue des fluides est utilisée dans les cas où l'eau de formation s'écoule en continu vers le fond du puits.Le diamètre de la colonne de production est choisi pour obtenir des débits qui assurent l'évacuation des fluides du fond. Lors du passage à un diamètre de tuyau plus petit, la résistance hydraulique augmente. Par conséquent, la transition vers un diamètre plus petit est efficace si la perte de charge due au frottement est inférieure à la contre-pression lors de la formation d'une colonne de liquide qui n'est pas retirée du fond de puits.

Les systèmes de levage à gaz avec une vanne de fond de trou sont utilisés avec succès pour éliminer le liquide du fond de trou. Le gaz est échantillonné à travers l'espace annulaire et le liquide est retiré à travers le tube, sur lequel sont installées des vannes de démarrage au gaz et de fond de trou. La vanne est affectée par la force de compression du ressort et la différence de pression créée par les colonnes de fluide dans le tube et l'espace annulaire (vers le bas), ainsi que la force due à la pression dans l'espace annulaire (vers le haut). Au niveau calculé de liquide dans l'espace annulaire, le rapport des forces agissantes devient tel que la vanne s'ouvre et le liquide pénètre dans la tubulure et plus loin dans l'atmosphère ou dans le séparateur. Une fois que le niveau de liquide dans l'espace annulaire est tombé à la valeur prédéfinie, la vanne d'admission se ferme. Le liquide s'accumule à l'intérieur de la tubulure jusqu'à ce que les soupapes de levage au gaz de démarrage fonctionnent. A l'ouverture de ces derniers, le gaz de l'espace annulaire pénètre dans le tube et ramène le liquide à la surface. Une fois le niveau de liquide dans le tube abaissé, les vannes de démarrage sont fermées et le liquide s'accumule à nouveau à l'intérieur des tuyaux en raison de sa dérivation depuis l'espace annulaire.

Dans les puits de gaz et de gaz à condensat, on utilise une remontée à piston de type « vanne volante », un limiteur de conduite est installé dans la partie inférieure du tube de production, et un amortisseur supérieur est installé sur l'arbre de Noël. un "piston".

La pratique opérationnelle a établi les vitesses optimales de montée (1-3 m/s) et de descente (2-5 m/s) du piston. À des vitesses de gaz au sabot supérieures à 2 m/s, une levée continue du piston est utilisée.

À de faibles pressions de réservoir dans des puits jusqu'à 2500 m de profondeur, des unités de pompage de fond de trou sont utilisées. Dans ce cas, le prélèvement de liquide ne dépend pas de la vitesse du gaz* et peut être réalisé jusqu'à la toute fin du développement du gisement avec une diminution de la pression en tête de puits à 0,2-0,4 MPa. Ainsi, les unités de pompage de fond de trou sont utilisées dans des conditions où d'autres méthodes d'élimination de liquide ne peuvent pas être utilisées du tout ou leur efficacité chute fortement.

Des pompes de fond de trou sont installées sur le tubage et le gaz est acheminé à travers l'espace annulaire. Pour empêcher le gaz d'entrer dans l'admission de la pompe, celle-ci est placée sous la zone de perforation sous le niveau du tampon de liquide ou au-dessus de la vanne de fond, qui ne laisse passer que du liquide dans le tubage.

anisotropie du débit du puits de champ

3. Modes technologiques d'exploitation des puits, raisons de la limitation des débits

Le mode de fonctionnement technologique des puits du projet est l'une des décisions les plus importantes prises par le concepteur. Le mode de fonctionnement technologique, ainsi que le type de puits (vertical ou horizontal), prédétermine leur nombre, donc, la tuyauterie au sol, et, finalement, les investissements en capital pour le développement du champ avec une sélection donnée du gisement. Il est difficile de trouver un problème de conception qui aurait, comme un régime technologique, une solution multivariée et purement subjective.

Régime technologique - ce sont des conditions spécifiques pour le mouvement du gaz dans le réservoir, la zone de fond et le puits, caractérisées par la valeur du débit et de la pression de fond (gradient de pression) et déterminées par certaines restrictions naturelles.

A ce jour, 6 critères ont été identifiés dont le respect permet de contrôler le fonctionnement stable du puits Ces critères sont une expression mathématique permettant de prendre en compte l'influence de différents groupes de facteurs sur le mode de fonctionnement. Les éléments suivants ont le plus grand impact sur le fonctionnement du puits :

Déformation du milieu poreux lors de la création de rabattements importants sur la formation, entraînant une diminution de la perméabilité de la zone de fond de puits, notamment dans les formations fracturées-poreuses ;

Destruction de la zone de fond lors de l'ouverture de réservoirs instables, faiblement stables et faiblement cimentés ;

Formation de bouchons sable-liquide lors de l'exploitation du puits et leur impact sur le mode d'exploitation choisi ;

Formation d'hydrates dans la zone de fond et dans le puits de forage ;

Puits d'arrosage avec eau de fond;

Corrosion de l'équipement de fond pendant le fonctionnement ;

Raccordement des puits aux collecteurs communautaires ;

Ouverture d'une couche de dépôts multicouches, compte tenu de la présence d'une liaison hydrodynamique entre intercalaires, etc.

Tous ces facteurs et d'autres sont exprimés par les critères suivants, qui ont la forme :

dP/dR = Const -- gradient constant avec lequel les puits doivent être exploités ;

DP=Ppl(t) - Pz(t) = Const -- rabattement constant ;

Pz(t) = Const -- pression constante au fond du trou ;

Q(t) = Const -- débit constant ;

Py(t) = Const -- pression de tête de puits constante ;

x(t) = Const -- débit constant.

Pour tout domaine, lors de la justification du mode de fonctionnement technologique, un (très rarement deux) de ces critères doit être retenu.

Lors du choix des modes technologiques de fonctionnement des puits, un champ projeté, quels que soient les critères qui seront acceptés comme principaux déterminant le mode de fonctionnement, les principes suivants doivent être respectés:

Exhaustivité de la prise en compte des caractéristiques géologiques du gisement, des propriétés des fluides qui saturent le milieu poreux ;

Respect des exigences de la loi sur la protection de l'environnement et des ressources naturelles en hydrocarbures, gaz, condensats et pétrole ;

Garantie totale de la fiabilité du système "réservoir - le début du gazoduc" dans le processus de développement du gisement ;

Prise en compte maximale de la possibilité de supprimer tous les facteurs limitant la productivité des puits ;

Changement opportun des régimes précédemment établis qui ne conviennent pas à ce stade de développement du champ ;

Assurer le volume prévu de production de gaz, de condensat et de pétrole avec des investissements en capital et des coûts d'exploitation minimaux et un fonctionnement stable de l'ensemble du système "réservoir-gazoduc".

Pour sélectionner les critères du mode technologique d'exploitation des puits, il faut d'abord établir un facteur déterminant ou un ensemble de facteurs justifiant le mode d'exploitation des puits du projet. Dans ce cas, le concepteur doit porter une attention particulière à la présence d'eau de fond, multicouche et à la présence de communication hydrodynamique entre les couches, au paramètre d'anisotropie, à la présence d'écrans lithologiques sur la zone du gisement, à la proximité des eaux de contour, des réserves et de la perméabilité des intercalaires minces très perméables (super réservoirs), des intercalaires de stabilité, sur l'amplitude des gradients limites à partir desquels commence la destruction du réservoir, sur la pression et les températures dans le "réservoir-UKPG" système, sur le changement des propriétés du gaz et du liquide à partir de la pression, sur la tuyauterie et sur les conditions de séchage du gaz, etc.

4. Calcul du taux de production du puits sans eau, dépendance du taux de production sur le degré d'ouverture du réservoir, paramètre d'anisotropie

Dans la plupart des formations gazeuses, les perméabilités verticale et horizontale diffèrent et, en règle générale, la perméabilité verticale k est bien inférieure à la perméabilité horizontale k g. Cependant, avec une faible perméabilité verticale, l'écoulement de gaz par le bas dans la zone d'influence de l'imperfection du puits en termes de degré d'ouverture est également difficile. La relation mathématique exacte entre le paramètre d'anisotropie et la valeur du rabattement admissible lorsque le puits pénètre dans un réservoir anisotrope avec de l'eau de fond n'a pas été établie. L'utilisation de méthodes de détermination de Q pr, développées pour les réservoirs isotropes, conduit à des erreurs importantes.

Algorithme de solution :

1. Déterminez les paramètres critiques du gaz :

2. Déterminer le coefficient de surcompressibilité dans les conditions du réservoir :

3. On détermine la masse volumique du gaz dans des conditions standard puis dans des conditions de réservoir :

4. Trouvez la hauteur de la colonne d'eau de formation requise pour créer une pression de 0,1 MPa :

5. Déterminez les coefficients a* et b* :

6. Déterminez le rayon moyen :

7. Trouvez le coefficient D :

8. On détermine les coefficients K o , Q* et le débit maximum anhydre Q pr.bezv. en fonction du degré de pénétration de la formation h et pour deux valeurs différentes du paramètre d'anisotropie :

Donnée initiale:

Tableau 1 - Données initiales pour le calcul du régime anhydre.

Tableau 4 - Calcul du régime anhydre.

5. Analyse des résultats de calcul

À la suite du calcul du régime anhydre pour différents degrés de pénétration du réservoir et avec les valeurs du paramètre d'anisotropie égales à 0,03 et 0,003, j'ai reçu les dépendances suivantes :

Figure 1 - Dépendance du débit anhydre limite au degré de pénétration pour deux valeurs du paramètre d'anisotropie : 0,03 et 0,003.

On peut conclure que la valeur d'ouverture optimale est de 0,72 dans les deux cas. Dans ce cas, un débit plus important sera à une valeur d'anisotropie plus élevée, c'est-à-dire à un rapport plus élevé de perméabilité verticale sur horizontale.

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Les travaux de création d'un puits dans la zone adjacente comprennent le forage, le renforcement de la tête. À la fin, la société qui a exécuté la commande établit un document pour le puits. Le passeport indique les paramètres de la structure, les caractéristiques, les mesures et le calcul du puits.

Procédure de calcul de puits

Les salariés de l'entreprise établissent un protocole d'inspection et un acte de transfert d'usage.

Les procédures sont obligatoires, car elles permettent d'obtenir des preuves documentaires de l'aptitude au service de la conception et de la possibilité de la mettre en service.

Les paramètres géologiques et les caractéristiques technologiques sont inclus dans la documentation :

Afin de vérifier l'exactitude du calcul, un test de pompage d'eau est démarré à une puissance de pompe élevée. Cela améliore la dynamique

En pratique, pour la précision du calcul, la deuxième formule est utilisée. Après avoir reçu les débits, un indicateur moyen est déterminé, ce qui vous permet de déterminer avec précision l'augmentation de la productivité avec une augmentation de la dynamique de 1 m.

Formule de calcul:

réoud= D2 – D1/H2 – H1

• Dud - débit spécifique ;
• D1, H1 - indicateurs du premier test;
• D2, H2 - indicateurs du deuxième test.

Ce n'est qu'à l'aide de calculs que l'exactitude de la recherche et du forage de la prise d'eau est confirmée.

Caractéristiques de conception en pratique

La connaissance des méthodes de calcul d'un puits d'eau suscite la question - pourquoi un utilisateur ordinaire d'une prise d'eau a-t-il besoin de cette connaissance? Il est important de comprendre ici que la perte d'eau est un moyen unique d'évaluer la santé d'un puits afin de satisfaire les besoins en eau des résidents avant de signer le certificat de réception.

Pour éviter des problèmes à l'avenir, procédez comme suit :

1. Le calcul est effectué en tenant compte du nombre d'habitants de la maison. La consommation moyenne d'eau est de 200 litres par personne. A cela s'ajoutent les coûts des besoins économiques et de l'utilisation technique. Lors du calcul pour une famille de 4 personnes, nous obtenons la consommation d'eau la plus élevée de 2,3 mètres cubes / heure.
2. Lors du processus d'élaboration du contrat dans le projet, la valeur de la productivité de la prise d'eau est prise à un niveau d'au moins 2,5 à 3 m 3 / h.
3. Après l'achèvement des travaux et le calcul du niveau du puits, l'eau est pompée, la dynamique est mesurée et la perte d'eau est déterminée au débit le plus élevé de la pompe domestique.

Des problèmes peuvent survenir au niveau du calcul du débit d'eau du puits dans le processus de contrôle du pompage par une pompe appartenant à l'entreprise contractante.

Les moments qui déterminent le taux de remplissage du puits avec de l'eau:

1. Le volume de la couche d'eau;
2. La vitesse de sa réduction;
3. La profondeur et le niveau des eaux souterraines changent en fonction de la saison.

Les puits dont la productivité de la prise d'eau est inférieure à 20 m 3 /jour sont considérés comme improductifs.

Raisons des faibles débits :

• caractéristiques de la situation hydrogéologique de la zone ;
• change selon la saison;
• colmatage du filtre ;
• blocages dans les tuyaux qui alimentent en eau le sommet ou leur défloration;
• usure naturelle de la pompe.

Si des problèmes sont détectés après la mise en service du puits, cela indique qu'il y a eu des erreurs au stade du calcul des paramètres. Par conséquent, cette étape est l'une des plus importantes, qu'il ne faut pas négliger.

Afin d'augmenter la productivité de la prise d'eau, augmentez la profondeur du puits afin d'ouvrir une couche d'eau supplémentaire.

En outre, ils utilisent des méthodes de pompage expérimental de l'eau, appliquent des effets chimiques et mécaniques sur les couches d'eau ou transfèrent le puits à un autre endroit.

L'élément principal du système d'approvisionnement en eau est la source d'approvisionnement en eau. Pour les systèmes autonomes dans les ménages privés, les chalets ou les fermes, des puits ou des puits sont utilisés comme sources. Le principe de l'approvisionnement en eau est simple : l'aquifère les remplit d'eau, qui est pompée jusqu'aux utilisateurs. Lors d'un fonctionnement prolongé de la pompe, quelle que soit sa puissance, celle-ci ne peut fournir plus d'eau que le porteur d'eau n'en donne dans la canalisation.

Toute source a un volume d'eau limite qu'elle peut donner au consommateur par unité de temps.

Définitions de débit

Après le forage, l'organisme qui a effectué les travaux fournit un rapport d'essai, ou un passeport pour le puits, dans lequel tous les paramètres nécessaires sont saisis. Cependant, lors du forage pour les ménages, les entrepreneurs entrent souvent une valeur approximative dans le passeport.

Vous pouvez revérifier l'exactitude des informations ou calculer le débit de votre puits de vos propres mains.

Dynamique, statique et hauteur de la colonne d'eau

Avant de commencer à mesurer, vous devez comprendre quel est le niveau d'eau statique et dynamique dans le puits, ainsi que la hauteur de la colonne d'eau dans la colonne de puits. La mesure de ces paramètres est nécessaire non seulement pour calculer la productivité du puits, mais également pour le choix correct de l'unité de pompage pour le système d'alimentation en eau.

• Le niveau statique est la hauteur de la colonne d'eau en l'absence de prise d'eau. Dépend de la pression in situ et est réglé pendant les temps d'arrêt (généralement au moins une heure);
• Niveau dynamique - régime permanent l'eau lors de la prise d'eau, c'est-à-dire lorsque l'afflux de liquide est égal à l'écoulement;
• La hauteur de la colonne est la différence entre la profondeur du puits et le niveau statique.

La dynamique et la statique sont mesurées en mètres depuis le sol, et la hauteur de la colonne depuis le fond du puits

Vous pouvez effectuer une mesure en utilisant :

• Jauge de niveau électrique ;
• Une électrode qui ferme le contact lors de l'interaction avec l'eau ;
• Un poids ordinaire attaché à une corde.

Détermination des performances de la pompe

Lors du calcul du débit, il est nécessaire de connaître les performances de la pompe lors du pompage. Pour ce faire, vous pouvez utiliser les méthodes suivantes :

• Afficher les données du débitmètre ou du compteur ;
• Familiarisez-vous avec le passeport de la pompe et découvrez les performances au point de fonctionnement;
• Calculez le débit approximatif en fonction de la pression de l'eau.

Dans ce dernier cas, il est nécessaire de fixer une conduite de plus petit diamètre en position horizontale à la sortie de la colonne montante. Et prenez les mesures suivantes :

• La longueur du tuyau (min 1,5 m) et son diamètre ;
• Hauteur du sol au centre du tuyau ;
• La longueur d'éjection du jet depuis l'extrémité du tuyau jusqu'au point d'impact au sol.

Après avoir reçu les données, vous devez les comparer selon le diagramme.

La mesure du niveau dynamique et du débit du puits doit être effectuée avec une pompe d'une capacité de au moins votre débit d'eau de pointe estimé.

Calcul simplifié

Le débit d'un puits est le rapport du produit de l'intensité du pompage de l'eau et de la hauteur de la colonne d'eau à la différence entre les niveaux d'eau dynamique et statique. Pour déterminer le débit du puits de définition, la formule suivante est utilisée :

Dt \u003d (V / (Hdyn-Nst)) * Hv, où

• Dt est le débit souhaité ;
• V est le volume de liquide pompé ;
• Hdyn – niveau dynamique ;
• Hst - niveau statique ;
• Hv est la hauteur de la colonne d'eau.

Par exemple, nous avons un puits de 60 mètres de profondeur ; dont la statique est de 40 mètres; le niveau dynamique pendant le fonctionnement de la pompe d'une capacité de 3 mètres cubes / heure a été fixé à environ 47 mètres.

Au total, le débit sera de: Dt \u003d (3 / (47-40)) * 20 \u003d 8,57 mètres cubes / heure.

Une méthode de mesure simplifiée consiste à mesurer le niveau dynamique lorsque la pompe fonctionne à une capacité, pour le secteur privé, cela peut être suffisant, mais pas pour déterminer l'image exacte.

Débit spécifique

Avec une augmentation des performances de la pompe, le niveau dynamique et, par conséquent, le débit réel diminuent. Ainsi, la prise d'eau caractérise plus précisément le facteur de productivité et le débit spécifique.

Pour calculer ce dernier, il est nécessaire de faire non pas une, mais deux mesures du niveau dynamique à différents indicateurs de l'intensité de la prise d'eau.

Le débit spécifique d'un puits est le volume d'eau produit lorsque son niveau baisse pour chaque mètre.

La formule le définit comme le rapport de la différence entre les valeurs les plus grandes et les plus petites de l'intensité de l'apport d'eau à la différence entre les valeurs de la chute de la colonne d'eau.

Dsp \u003d (V2-V1) / (h2-h1), où

• Dud - débit spécifique
• V2 - le volume d'eau pompée à la deuxième prise d'eau
• V1 - volume pompé primaire
• h2 - diminution du niveau d'eau à la deuxième prise d'eau
• h1 - baisse du niveau à la première prise d'eau

Revenons à notre puits conditionnel : avec une prise d'eau à un débit de 3 mètres cubes par heure, la différence entre la dynamique et la statique était de 7 m ; lors d'une nouvelle mesure avec une capacité de pompe de 6 mètres cubes / heure, la différence était de 15 m.

Au total, le débit spécifique sera de: Dsp \u003d (6-3) / (15-7) \u003d 0,375 mètre cube / heure

Débit réel

Le calcul est basé sur l'indicateur spécifique et la distance entre la surface de la terre et le haut de la zone de filtre, en tenant compte de la condition selon laquelle l'unité de pompe ne sera pas immergée en dessous. Ce calcul correspond le plus possible à la réalité.

réJ= (HF-Hst) * réeuh, où

• Dt – débit du puits ;
• Hf est la distance au début de la zone filtrante (dans notre cas, nous la prendrons égale à 57 m) ;
• Hst - niveau statique ;
• Dud - débit spécifique.

Au total, le débit réel sera de: Dt \u003d (57-40) * 0,375 \u003d 6,375 mètres cubes / heure.

Comme vous pouvez le voir, dans le cas de notre puits imaginaire, la différence entre la mesure simplifiée et la mesure ultérieure était de près de 2,2 mètres cubes par heure dans le sens d'une productivité décroissante.

Diminution du débit

Pendant le fonctionnement, la productivité du puits peut diminuer, la principale raison de la diminution du débit est le colmatage, et pour l'augmenter au niveau précédent, il est nécessaire de nettoyer les filtres.

Avec le temps, les roues des pompes centrifuges peuvent s'user, surtout si votre puits est dans le sable, auquel cas ses performances diminueront.

Cependant, le nettoyage peut ne pas aider si vous avez initialement un puits d'eau marginal. Les raisons en sont différentes : le diamètre du tuyau de production est insuffisant, il a dépassé l'aquifère ou il contient peu d'humidité.