test

4. Calcul du débit du puits anhydre, dépendance du débit sur le degré d'ouverture de la formation, paramètre d'anisotropie

Dans la plupart des formations gazeuses, les perméabilités verticales et horizontales diffèrent et, en règle générale, la perméabilité verticale k in est bien inférieure à la perméabilité horizontale k g. Une faible perméabilité verticale réduit le risque d'inondation des puits de gaz exposés. formations anisotropes avec les eaux de fond lors de leur fonctionnement. Cependant, avec une faible perméabilité verticale, l'écoulement du gaz par le bas dans la zone influencée par l'imperfection du puits en termes de degré de pénétration est également entravé. La relation mathématique exacte entre le paramètre d'anisotropie et la quantité de rabattement admissible lorsqu'un puits pénètre dans une formation anisotrope avec de l'eau de fond n'a pas été établie. L'utilisation de méthodes de détermination de Qpr, développées pour les formations isotropes, conduit à des erreurs importantes.

Algorithme de solution :

1. Déterminez les paramètres critiques du gaz :

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

3. Déterminez la densité du gaz à conditions standards et plus loin pour les réservoirs :

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. Trouver le coefficient D :

8. Déterminer les coefficients K o , Q * et le débit maximum sans eau Q pr. en fonction du degré de formation h et pour deux différentes significations paramètre d'anisotropie :

Donnée initiale:

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

Tableau 4 - Calcul du mode anhydre.

Analyse des capacités de production des puits du champ d'Ozernoye équipés d'ESP

Où est le coefficient de productivité, ; - la pression du réservoir, ; - pression minimale admissible au fond,...

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Les méthodes permettant de déterminer les débits anhydres maximaux des puits de gaz en présence d'un tamis et d'interpréter les résultats de l'étude de ces puits ne sont pas suffisamment développées. Jusqu'à présent, la question de la possibilité d'augmenter les débits anhydres maximaux des puits captant les formations gazières avec les eaux de fond en créant un écran artificiel n'a pas non plus été pleinement étudiée. Nous présentons ici une solution analytique à ce problème et considérons le cas où un puits imparfait pénètre dans une formation circulaire uniformément anisotrope avec de l'eau de fond et fonctionne en présence d'un écran imperméable. Une méthode approchée a été développée pour calculer les débits anhydres maximaux des puits de gaz verticaux sous une loi de filtration non linéaire, du fait de la présence d'un tamis de fond impénétrable. Il a été établi que la valeur du débit anhydre maximum dépend non seulement de la taille du tamis, mais également de sa position verticale par rapport à la formation saturée de gaz ; la position optimale du tamis a été déterminée, caractérisant le débit maximum le plus élevé. Des calculs pratiques ont été effectués à l'aide d'exemples spécifiques.

Méthode de calcul

débit anhydre

puits vertical

puits de gaz

1. Karpov V.P., Sherstnyakov V.F. La nature des perméabilités de phase selon les données de terrain. NTS pour la production pétrolière. – M. : GTTI. – N° 18. – P. 36-42.

2. Telkov A.P. Dynamique des fluides souterrains. – Oufa, 1974. – 224 p.

3. Telkov A.P., Grachev S.I. et autres. Caractéristiques du développement des champs de pétrole et de gaz (Partie II). – Tioumen : d'après UNOPIKBS-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. Arrivée vers un drain horizontal et un puits imparfait dans un réservoir anisotrope en forme de bande. Calcul des débits anhydres maximaux. PMTF COMME 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 fonctionne en présence d'un écran imperméable (Figure 1). Nous pensons que le gaz est réel, que son mouvement est régulier et obéit à la loi de filtration non linéaire.

Fig. 1. Schéma à trois zones d'écoulement de gaz vers un puits imparfait avec un tamis

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

; ; (2)

; ; , (3)

où a et b sont déterminés par les formules. Les symboles restants sont représentés dans le diagramme (voir Figure 1). Équations (2) et (3) dans dans ce cas décrire l'afflux vers des puits agrandis, respectivement, avec des rayons re et (re+ho).

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

où ρв est la densité 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, nous obtenons l'équation d'afflux

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

Où (7)

(8)

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

(9)

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

Tableau 1

Valeurs de résistance de filtration dues au tamis en bas

Résistances de filtration supplémentaires Et , dus à l'écran, sont calculés sur un ordinateur à l'aide de formules (6), tabulées (tableau 1) et présentées sous forme de graphiques (figure 2). La fonction (6) est calculée sur un ordinateur et est présentée graphiquement (Figure 3). La dépression maximale peut être établie à l'aide de l'équation d'afflux (4.4.4) à Q=Qpr.

Figure 2. Résistances de filtration Et , provoqué par l'écran à une interface gaz-eau stable

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

La figure 3 montre la dépendance du débit maximal sans dimension q sur le degré d'ouverture aux paramètres Re et α. Les courbes montrent qu'avec l'augmentation de la taille de l'écran (<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. Le bouchon d'essence en contact avec l'eau du fond est vidé. Il est nécessaire de déterminer : le débit maximum d'un puits de gaz, limitant la percée du GWK vers le fond et le débit maximum en présence d'un écran impénétrable.

Données initiales : Rpl=26,7 MPa ; K=35,1.10-3 µm2 ; Ro=300 m ; ho = 7,2 m ; =0,3 ; =978 kg/m3 ; =210 kg/m3 (dans des conditions de réservoir) ; æ* = 6,88 ; =0,02265 MPa·s (dans des conditions de réservoir) ; Tm = 346 K ; Tst = 293 K ; Rat = 0,1013 MPa ; re=ho=7,2 m et re=0,5ho=3,6 m.

Détermination du paramètre de placement

À partir des graphiques, nous trouvons le débit maximal sans dimension du liquide sans eau q(ρо,)q(6.1;0.3)=0.15.

En utilisant la formule (9), nous calculons :

Qo=52,016 mille m3/jour ; mille m3/jour

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

A l'aide des graphiques (voir Figure 2) ou du tableau on trouve des résistances de filtration supplémentaires : C1= C1(0,15;0,3;1)=0,6 ; C2= C2(0,15;0,3;1)=3,0.

En utilisant la formule (7), nous trouvons le paramètre sans dimension α=394,75.

À l'aide de la formule (9), nous calculons le débit, qui s'élève à Qo47,9 milliers de m3/jour.

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

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

On détermine le débit limite dimensionnel dû au tamis à partir du rapport Qpr=qQo=1,465·47,970,188 milliers de m3/jour.

Le débit maximal calculé sans tamis avec des paramètres initiaux similaires est de 7,8 mille m3/jour. Ainsi, dans le cas considéré, la présence d'un tamis augmente le débit maximum de près de 10 fois.

Si l'on prend re=3,6 m ; ceux. la moitié de la taille de l'épaisseur saturée de gaz, nous obtenons 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 maximum n'augmente que de 2,73 fois.

Il est à noter que le débit maximum dépend non seulement de la taille du tamis, mais également de sa position verticale par rapport à la formation saturée de gaz, c'est-à-dire de l'ouverture relative de la formation, si l'écran est situé directement devant le fond. L'étude de la solution (6) a montré qu'il existe une position optimale du tamis, en fonction des paramètres ρ, α, Re, qui correspond au débit maximum le plus élevé. Dans le problème considéré, l'ouverture optimale est =0,6.

Nous acceptons ρ=0,145 et =1. En utilisant la méthode décrite, nous obtenons les paramètres calculés : C1 = 0,1 ; C2 = 0,5 ; X=24,672 ; Y = 0,478.

On détermine le débit adimensionnel :

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

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

Qpr=qQo=5,323·103=254,94 mille m3/jour.

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

La méthode décrite ici pour déterminer le débit anhydre maximum est approximative, car elle considère la stabilité du cône dont le sommet a déjà atteint le rayon du tamis re.

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

Pour construire une équation à deux termes pour l’afflux de gaz dans des conditions de cône d’eau de fond extrêmement stable, il est nécessaire de connaître la résistance de filtration dans ces conditions. Ils peuvent être déterminés sur la base de la théorie de Masket-Charny du cône stable. L'équation du courant limitant la zone de mouvement spatial à un puits imparfait dans une formation homogène anisotrope, lorsque le haut du cône a déjà percé jusqu'au fond du puits, conformément à la théorie du mouvement à écoulement libre , nous écrirons sous la forme

(10)

où q= est le débit anhydre maximal sans dimension, déterminé à l'aide des formules et graphiques approximatifs (connus) donnés ; - paramètre sans dimension.

En exprimant le débit de filtration par le débit , en substituant l'équation d'interface (10) dans l'équation différentielle (1), en tenant compte de la loi de l'état du gaz et en intégrant la surpression P et le rayon r dans des limites appropriées, nous obtenons une équation d'entrée de la forme (12) et la formule (13), dans lesquelles doivent être acceptés :

; , (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 anhydres limites sans dimension étant bien connues, il n'est évidemment pas nécessaire de tabuler les fonctions (11) et (12).

1. Une méthode approximative a été développée pour calculer les débits anhydres maximaux des puits de gaz verticaux sous une loi de filtration non linéaire, en raison de la présence d'un tamis de fond impénétrable. Les débits maximaux sans dimension et les résistances de filtration supplémentaires correspondantes ont été calculés sur un ordinateur, les résultats ont été tabulés et les dépendances graphiques correspondantes ont été présentées.

2. Il a été établi que la valeur du débit anhydre maximum dépend non seulement de la taille du tamis, mais également de sa position verticale par rapport à la formation saturée de gaz ; la position optimale du tamis a été déterminée, caractérisant le débit maximum le plus élevé.

3. Des calculs pratiques ont été effectués à partir d'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 pétrolière et gazière, Établissement fédéral d'enseignement budgétaire de l'État, Université nationale du pétrole et du gaz de Tioumen, Tioumen ;

Sokhoshko S.K., docteur en sciences techniques, professeur, professeur du Département de développement et d'exploitation des gisements de pétrole et de gaz, Institut de géologie et de production pétrolière et gazière, Établissement d'enseignement budgétaire de l'État fédéral, Université nationale du pétrole et du gaz de Tioumen, Tioumen.

Lien bibliographique

Ministère de l'Éducation et des Sciences de la Fédération de Russie

russe Université d'État pétrole et gaz nommés d'après I.M. Goubkina

Faculté de développement des champs de pétrole et de gaz

Département de développement et d'exploitation des champs de gaz et de condensats de gaz

TEST

sur le cours « Développement et exploitation de gisements de gaz et de condensats de gaz »

sur le thème : "Calcul du mode de fonctionnement technologique - le débit anhydre maximum en utilisant l'exemple d'un puits dans le champ gazier de Komsomolskoye."

Complété par Kibishev A.A.

Vérifié par : Timashev A.N.

Moscou, 2014

• 1. Brèves caractéristiques géologiques et de terrain du champ
• 5. Analyse des résultats des calculs

1. Brèves caractéristiques géologiques et de terrain du champ

Le gisement de gaz et de pétrole de Komsomolskoïe est situé dans le 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 gisements les plus proches possédant des réserves de pétrole approuvées par le Comité des réserves d'État de l'URSS sont Ust-Kharampurskoye (10 à 15 km à l'est). Novo-Purpeiskoe (100 km à l'ouest).

Le gisement a été découvert en 1967, initialement comme gisement de gaz (S "Enomanskaya zatezh). Il a été découvert comme gisement de pétrole en 1975. En 1980, un système technologique développement dont la mise en œuvre a débuté en 1986.

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

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

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

Le soulèvement en forme de dôme Pyakupurovsky représente une zone élevée forme irrégulière, orienté dans des directions sud-ouest-nord-est, compliqué par plusieurs soulèvements locaux du troisième ordre.

L'analyse des propriétés physico-chimiques du pétrole, du gaz et de l'eau vous permet de sélectionner l'équipement de fond, le mode de fonctionnement, la technologie de stockage et de transport les plus optimaux, le type d'opération de traitement de la zone de formation de fond, le volume de fluide injecté et bien plus encore.

Les propriétés physicochimiques du pétrole et du gaz dissous du champ Komsomolskoye ont été étudiées sur la base de données de recherche provenant d'échantillons de surface et profonds.

Certains paramètres ont été déterminés directement au niveau des puits (mesures de pressions, températures, etc.). L'analyse des échantillons a été réalisée dans des conditions de laboratoire au TCL. Geokhim LLC, Reagent LLC, Tioumen.

Des échantillons de surface ont été prélevés sur la conduite d'écoulement lorsque les puits fonctionnaient dans un certain mode. Toutes les études d'échantillons de pétrole et de gaz de surface 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 standards et une méthode proche des conditions de dégazage du pétrole sur le terrain, c'est-à-dire avec séparation par étapes. À cet égard, les résultats de l'étude d'échantillons utilisant la méthode de dégazage différentiel des huiles n'ont pas été utilisés dans le calcul des valeurs moyennes.

Les propriétés des huiles varient également le long de la section. L'analyse des résultats d'études en laboratoire sur des échantillons d'huile ne 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, et la même tendance persiste pour la teneur en résine.

La solubilité des gaz dans l’eau est bien inférieure à celle du pétrole. À mesure que la minéralisation de l’eau augmente, la solubilité des gaz dans l’eau diminue.

Tableau 2 - Composition chimique eau de formation.

2. Conception de puits pour les champs ayant découvert de l'eau de formation

Dans les puits de gaz, la condensation de l'eau vaporeuse du gaz peut se produire et l'eau peut s'écouler vers le fond du puits à partir de la formation. Dans les puits de condensats de gaz, du condensat d'hydrocarbures provenant de la formation et formé dans le puits de forage est ajouté à ce liquide. Au cours de la période initiale de développement du réservoir, avec des vitesses d'écoulement de gaz élevées au fond des puits et une petite quantité de liquide, il est presque entièrement transporté à la surface. Au fur et à mesure que le débit de gaz au fond diminue et que le débit de liquide entrant au fond du puits augmente en raison de l'arrosage des couches perméables et d'une augmentation de la saturation volumétrique en condensats du milieu poreux, l'élimination complète du fluide du puits n'est pas assurée et une colonne de liquide s'accumule au fond. Cela augmente la contre-pression sur la formation, entraîne une diminution significative du débit, l'arrêt du flux de gaz provenant des couches à faible perméabilité et même un arrêt complet du puits.

Il est possible d'empêcher l'écoulement de liquide dans le puits en maintenant des conditions d'échantillonnage de gaz au fond du puits, dans lesquelles la condensation d'eau et d'hydrocarbures liquides ne se produit pas dans la zone de fond de la formation, et en empêchant la percée d'un cône d'eau de fond ou une langue d'eau marginale dans le puits. De plus, il est possible d’empêcher l’eau de pénétrer dans le puits en isolant les eaux étrangères et les eaux de formation.

Le liquide du fond des puits est éliminé de manière continue ou périodique. L'élimination continue du liquide d'un puits est effectuée en le faisant fonctionner à des vitesses qui garantissent l'élimination du liquide du fond vers les séparateurs de surface, en retirant le liquide à travers des tuyaux de siphon ou de fontaine descendus dans le puits à l'aide d'un vérin à gaz, d'un vérin à piston ou d'un pompage. liquide par des pompes de fond.

L'élimination périodique du liquide peut être effectuée en arrêtant le puits pour absorber le liquide dans la formation, en soufflant le puits dans l'atmosphère à travers des tuyaux de siphon ou de fontaine sans injection ou en injectant des tensioactifs (agents moussants) au fond du puits.

Le choix de la méthode d'élimination du fluide du fond des puits dépend des caractéristiques géologiques et de terrain de la formation saturée de gaz, de la conception du puits, de la qualité de la cimentation de l'espace annulaire, de la période de développement du réservoir, ainsi que de la quantité et les raisons pour lesquelles le fluide pénètre dans le puits. Une libération minimale de fluide dans la zone proche du puits de forage de la formation et au fond du puits peut être assurée en régulant la pression et la température de fond de trou. La quantité d'eau et de condensat libérée par le gaz au fond du puits à la pression et à la température du fond de puits est déterminée à partir des courbes de capacité d'humidité du gaz et des isothermes de condensation.

Pour éviter la percée d'un cône d'eau de fond dans un puits de gaz, celui-ci est exploité à des débits anhydres maximaux, déterminés théoriquement ou par des études particulières.

Les eaux étrangères et de formation sont isolées par injection mortier de ciment sous pression. Lors de ces opérations, les formations saturées de gaz sont isolées des formations saturées d'eau à l'aide de packers. Dans les installations de stockage souterraines de gaz, une méthode a été développée pour isoler les couches intermédiaires gorgées d'eau en y injectant des tensioactifs, empêchant ainsi l'écoulement de l'eau dans le puits. Des tests pilotes ont montré que pour obtenir une mousse stable, la « concentration en agent moussant » (en termes de substance active) doit être prise égale à 1,5 à 2 % du volume de liquide injecté et le stabilisant de mousse à 0,5 à 1 %. Pour mélanger les tensioactifs et l'air sur la surface, utilisez appareil spécial- aérateur (type « tuyau perforé dans un tuyau »). L'air est pompé à travers le tuyau perforé par un compresseur conformément aux spécifications a, b tuyau extérieur pomper dans une solution aqueuse de tensioactif avec une pompe à un débit de 2-3 l/s.

L'efficacité de la méthode d'élimination des liquides est justifiée par des études de puits spéciales et des calculs techniques et économiques. Pour absorber le liquide dans la formation, le puits est arrêté pendant 2 à 4 heures. Les taux de production des puits augmentent après le démarrage, mais ne compensent pas toujours les pertes de production de gaz dues aux temps d'arrêt du puits. Étant donné que la colonne de liquide ne pénètre pas toujours dans la formation et qu'à basse pression, le flux de gaz peut ne pas reprendre, cette méthode est rarement utilisée. Raccordement du puits au réseau de collecte de gaz basse pression vous permet d'exploiter des puits inondés, de séparer l'eau du gaz et d'utiliser du gaz à basse pression pendant une longue période. Les puits sont purgés dans l’atmosphère en 15 à 30 minutes. La vitesse du gaz au fond doit atteindre 3 à 6 m/s. La méthode est simple et s'utilise si le débit est rétabli pendant une longue période (plusieurs jours). Cependant, cette méthode présente de nombreux inconvénients : le fluide n'est pas totalement éliminé du fond, l'augmentation de la dépression sur la formation entraîne un afflux intensif de nouvelles portions d'eau, la destruction de la formation, la formation d'un bouchon de sable et la pollution. environnement, 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 s'effectue de trois manières : manuellement ou par des machines automatiques installées en surface ou au fond du Bien. Cette méthode diffère du soufflage atmosphérique en ce qu'elle n'est appliquée qu'après qu'une certaine colonne de liquide se soit accumulée au fond.

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

Des machines automatiques installées en bas fonctionnent également à une certaine hauteur de la colonne de liquide. Installez une vanne à l'entrée du tube ou plusieurs vannes de démarrage à gaz dans la section inférieure du tube.

Pour accumuler du liquide au fond, une séparation en fond de trou du flux gaz-liquide peut être utilisée. Cette méthode de séparation suivie d'un refoulement du liquide dans l'horizon sous-jacent a été testée après des essais préliminaires en laboratoire dans un puits. 408 et 328 du champ Korobkovskoye. Cette méthode réduit considérablement les pertes de pression hydraulique dans le puits de forage ainsi que les coûts de collecte et d'élimination de l'eau de formation.

L'élimination périodique du liquide peut également être effectuée lorsqu'un tensioactif est fourni au fond du puits. Lorsque l’eau entre en contact avec un agent moussant et que le gaz bouillonne à travers 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 d'une masse semblable à de la mousse vers la surface.

Lorsque la minéralisation de l'eau est inférieure à 3-4 g/l, une solution aqueuse à 3-5 % de sulfonol est utilisée ; pour une minéralisation 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 des tensioactifs solides (poudres « Don », « Ladoga », Trialon, etc.) sont utilisés pour fabriquer des granulés d'un diamètre de 1,5 à 2 cm ou des bâtonnets de 60 à 80 cm de long, qui sont puis amené 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 l d'eau ; pour les puits avec un apport d'eau jusqu'à 10 t/jour, cette quantité est réduite.

L'injection jusqu'à 300 à 400 litres de solutions de sulfonol ou de poudre Novost dans les puits individuels du champ Maikop 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 jours. La présence de condensat dans le liquide réduit l'activité du tensioactif 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, assurant la formation d'un écoulement biphasique de gouttelettes. On sait que ces conditions sont assurées à des vitesses de gaz supérieures à 5 m/s dans des trains de tiges d'un diamètre de 63 à 76 mm à des profondeurs de puits allant jusqu'à 2 500 m.

L'élimination continue du fluide est utilisée dans les cas où l'eau de formation est fournie en continu au fond du puits. Le diamètre du train de tiges est choisi de manière à obtenir des débits qui assurent l'élimination du fluide du fond. Lors du passage à un diamètre de tuyau plus petit, la résistance hydraulique augmente. Par conséquent, le passage à un diamètre plus petit est efficace si la perte de pression due au frottement est inférieure à la contre-pression lors de la formation de la colonne de liquide, qui n'est pas évacuée du fond.

Les systèmes de vérin à gaz dotés d'une vanne de fond sont utilisés avec succès pour éliminer le fluide du fond de trou. Le gaz est aspiré à travers l'espace annulaire et le liquide est évacué à travers le tube, sur lequel sont installées des vannes de levage à gaz et de démarrage en fond de trou. La valve est sollicitée par la force de compression du ressort et la différence de pression créée par les colonnes de liquide dans le tube et dans l'espace annulaire (en bas), ainsi que par la force provoquée par la pression dans l'espace annulaire (en haut). À niveau calculé liquide dans l'espace annulaire, le rapport des forces agissant devient tel que la vanne s'ouvre et le liquide pénètre dans la tubulure puis dans l'atmosphère ou dans le séparateur. Une fois que le niveau de liquide dans l'espace annulaire diminue jusqu'à un niveau prédéterminé, la soupape d'admission se ferme. Le liquide s'accumule à l'intérieur du tube jusqu'à ce que les vannes de démarrage du vérin à gaz fonctionnent. Lorsque ces derniers sont ouverts, le gaz de l’anneau pénètre dans le tube et transporte le liquide vers la surface. Une fois que le niveau de liquide dans les tuyaux a diminué, les vannes de démarrage se ferment et le liquide s'accumule à nouveau à l'intérieur des tuyaux en raison de son contournement de l'espace annulaire.

Dans les puits de gaz et de condensats de gaz, un élévateur de piston du type « vanne volante » est utilisé. Un restricteur de tuyau est installé dans la partie inférieure du train de tubes et un amortisseur supérieur est installé sur l'arbre de Noël. Le piston est placé. dans les tuyaux de Noël, qui lui servent de canal de guidage, il y a un "cylindre", et le piston lui-même agit comme un "piston".

La pratique opératoire a établi les vitesses optimales de montée (1 à 3 m/s) et de descente (2 à 5 m/s) du piston. Lorsque les vitesses des gaz au niveau de la chaussure sont supérieures à 2 m/s, un élévateur à piston continu est utilisé.

À faible pression de réservoir dans des puits jusqu'à 2 500 m de profondeur, en fond de trou unités de pompage. Dans ce cas, l'élimination du liquide ne dépend pas de la vitesse du gaz* et peut être réalisée jusqu'à la toute fin du développement du réservoir lorsque la pression en tête de puits diminue jusqu'à 0,2-0,4 MPa. Ainsi, les unités de pompage de fond sont utilisées dans des conditions où d'autres méthodes d'élimination du liquide ne peuvent pas être utilisées du tout ou où leur efficacité diminue fortement.

Des pompes de fond sont installées sur le tube et le gaz est acheminé à travers l'espace annulaire. Pour empêcher le gaz de pénétrer dans l'entrée de la pompe, celui-ci est placé sous la zone de perforation sous le niveau de liquide tampon ou au-dessus de la vanne de fond, qui permet uniquement au liquide de pénétrer dans le tube.

anisotropie du débit du puits de champ

3. Modes technologiques d'exploitation des puits, raisons de limiter les débits

Le mode de fonctionnement technologique des puits de conception est l'une des décisions les plus importantes prises par le concepteur. Le mode technologique de fonctionnement, ainsi que le type de puits (verticaux ou horizontaux), déterminent leur nombre, donc la tuyauterie de surface et, in fine, l'investissement en capital pour le développement des champs pour une extraction donnée du gisement. Il est difficile de trouver un problème de conception qui aurait, en tant que mode technologique, une solution multivariée et purement subjective.

Le régime technologique correspond aux conditions spécifiques de mouvement du gaz dans la formation, 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 limitations naturelles.

A ce jour, 6 critères ont été identifiés dont le respect permet de contrôler le fonctionnement stable d'un puits. Ces critères sont une expression mathématique pour prendre en compte l'influence. divers groupes facteurs sur le mode de fonctionnement. La plus grande influence le mode de fonctionnement des puits est influencé par :

Déformation du milieu poreux lors de la création de dépressions importantes sur la formation, entraînant une diminution de la perméabilité de la zone de fond de trou, notamment dans les formations poreuses fracturées ;

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 ;

Arroser les puits avec l'eau de fond ;

Corrosion de l'équipement de fond pendant le fonctionnement ;

Connecter les puits aux collecteurs communautaires ;

Ouverture d'une couche de champs multicouches, prise en compte de la présence de connexion hydrodynamique entre couches, 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 ;

ДP=Ppl(t) - Pз(t) = Const - dépression constante sur le réservoir ;

Pз(t) = Const -- pression de fond constante ;

Q(t) = Const -- débit constant ;

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

x(t) = Const -- débit constant.

Quel que soit le domaine, pour justifier le mode de fonctionnement technologique, un (très rarement deux) de ces critères doit être retenu.

Lors du choix des modes de fonctionnement technologiques des puits dans un champ projeté, quels que soient les critères 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 saturant le milieu poreux ;

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

Garantie totale de la fiabilité du système « réservoir-début du gazoduc » lors du développement du gisement ;

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

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

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

Pour sélectionner les critères du mode de fonctionnement technologique des puits, il faut d'abord établir un facteur ou un groupe de facteurs déterminant pour justifier le mode de fonctionnement des puits de conception. Attention particulière dans ce cas, le concepteur doit prêter attention à la présence d'eau de fond, de multicouches et à la présence de connexion hydrodynamique entre couches, au paramètre d'anisotropie, à la présence d'écrans lithologiques sur la zone de gisement, à la proximité des eaux de contour. , aux réserves et à la perméabilité des intercalaires minces et hautement perméables (super réservoirs), à la stabilité des intercalaires, à l'ampleur des gradients limites à partir desquels commence la destruction de la formation, à la pression et à la température dans le système réservoir-GPP, aux changements sur les propriétés du gaz et du liquide sous pression, sur les conditions de tuyauterie et de séchage du gaz, etc.

4. Calcul du débit du puits anhydre, dépendance du débit sur le degré d'ouverture de la formation, paramètre d'anisotropie

Dans la plupart des formations gazeuses, les perméabilités verticales et horizontales diffèrent et, en règle générale, la perméabilité verticale k in est bien inférieure à la perméabilité horizontale k g. Une faible perméabilité verticale réduit le risque d'inondation des puits de gaz exposés. formations anisotropes avec les eaux de fond lors de leur fonctionnement. Cependant, avec une faible perméabilité verticale, l'écoulement du gaz par le bas dans la zone influencée par l'imperfection du puits en termes de degré de pénétration est également entravé. La relation mathématique exacte entre le paramètre d'anisotropie et la quantité de rabattement admissible lorsqu'un puits pénètre dans une formation anisotrope avec de l'eau de fond n'a pas été établie. L'utilisation de méthodes de détermination de Qpr, développées pour les formations isotropes, conduit à des erreurs importantes.

Algorithme de solution :

1. Déterminez les paramètres critiques du gaz :

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

3. Déterminer la densité 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. Trouver le coefficient D :

8. Déterminer les coefficients K o , Q * et le débit maximum sans eau Q pr. en fonction du degré de 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 mode anhydre.

5. Analyse des résultats des calculs

Suite au calcul du régime anhydre pour différents degrés d'ouverture de la formation et pour des valeurs du paramètre d'anisotropie égales à 0,03 et 0,003, j'ai obtenu les dépendances suivantes :

Figure 1 - Dépendance du débit anhydre maximum sur le degré d'ouverture pour deux valeurs du paramètre d'anisotropie : 0,03 et 0,003.

On peut conclure que valeur optimale l'autopsie est de 0,72 dans les deux cas. Dans ce cas, le débit le plus élevé sera de valeur plus élevée anisotropie, c'est-à-dire avec un plus grand rapport de perméabilité verticale à horizontale.

Bibliographie

1. «Instructions pour l'étude approfondie des puits de gaz et de condensats de gaz». M : Nedra, 1980. Edité par Zotov G.A.. Aliev Z.S.

2. Ermilov O.M., Remizov V.V., Shirkovsky A.I., Chugunov L.S. «Physique des réservoirs, production de gaz et stockage souterrain.» M. Nauka, 1996

3. Aliev Z.S., Bondarenko V.V. Conseils pour la conception du développement des champs de gaz et de gazole. Pechora : Temps Pechora, 2002 - 896 p.

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Travailler à la création d'un puits à zone locale prévoir le perçage et le renforcement de la tête. Une fois terminé, l'entreprise qui a exécuté la commande établit un document pour le puits. Le passeport indique les paramètres de la structure, les caractéristiques, les mesures et les calculs du puits.

Procédure de calcul de puits

Les salariés de l'entreprise établissent un rapport d'inspection et un certificat de transfert d'utilisation.

Les démarches sont obligatoires car elles permettent d'obtenir des preuves documentaires de l'état de fonctionnement de l'ouvrage et de la possibilité de sa mise en exploitation.

La documentation comprend des paramètres géologiques et des caractéristiques technologiques :

Afin de vérifier l'exactitude du calcul, lancez un test de pompage d'eau à puissance de pompe élevée. Cela permet une dynamique améliorée

En pratique, la deuxième formule est utilisée pour la précision des calculs. Après obtention des valeurs de débit, l'indicateur moyen est déterminé, ce qui permet de déterminer avec précision l'augmentation de productivité avec une augmentation de dynamique de 1 m.

Formule de calcul:

Dbattre= D2 – D1/H2 – H1

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

Ce n'est que par des calculs que l'exactitude de la recherche et du forage de la prise d'eau peut être confirmée.

Caractéristiques de conception en pratique

La familiarité avec les méthodes de calcul d'un puits de prise d'eau soulève la question : pourquoi un utilisateur ordinaire de prise d'eau a-t-il besoin de cette connaissance ? Il est important de comprendre ici que le rendement en eau est un moyen unique d’évaluer la performance 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. Moyenne consommation d'eau – 200 litres par personne. Cela comprend les coûts de besoins économiques Et utilisation technique. En calculant pour une famille de 4 personnes, nous obtenons la consommation d’eau la plus élevée de 2,3 mètres cubes/heure.
2. Lors de l'élaboration d'un accord dans le cadre du projet, la valeur de la productivité du prélèvement d'eau est prise à un niveau d'au moins 2,5 à 3 m 3 / h.
3. Après avoir terminé les travaux et calculé le niveau du puits, l'eau est pompée, la dynamique est mesurée et le débit d'eau est déterminé au débit le plus élevé de la pompe domestique.

Des problèmes peuvent survenir au niveau du calcul du débit d'un puits lors du processus de pompage de contrôle avec une pompe appartenant à l'entreprise exécutante.

Moments qui déterminent la vitesse de remplissage du puits en eau :

1. Volume de la couche d'eau ;
2. La rapidité de sa réduction ;
3. Profondeur eaux souterraines et changements de niveau selon la saison.

Les puits dont la productivité de prélèvement 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 en fonction de la période de l'année;
• colmatage des filtres;
• les blocages dans les canalisations qui amènent l'eau vers le haut ou leur défloration ;
• usure naturelle de la pompe.

Si des problèmes sont découverts après la mise en service du puits, cela indique qu'il y a eu des erreurs au stade du calcul des paramètres. Cette étape est donc l’une des plus importantes et ne doit pas être négligée.

Afin d'augmenter la productivité de la prise d'eau, la profondeur du puits est augmentée afin de révéler une couche d'eau supplémentaire.

Ils utilisent également des méthodes expérimentales de pompage de l’eau, appliquent des effets chimiques et mécaniques sur les couches d’eau ou déplacent le puits vers un autre emplacement.

L'élément principal du système d'approvisionnement en eau est la source d'approvisionnement en eau. Pour systèmes autonomes dans les ménages privés, les datchas ou les fermes, des puits ou des forages sont utilisés comme sources. Le principe de l'approvisionnement en eau est simple : la nappe phréatique les remplit d'eau, qui est fournie aux utilisateurs à l'aide d'une pompe. Lorsque la pompe fonctionne pendant une longue période, quelle que soit sa puissance, elle ne peut pas fournir plus d'eau que ce que le porteur d'eau rejette dans la canalisation.

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

Définitions de flux

Après le forage, l'organisme qui a réalisé les travaux fournit un rapport d'essai, ou un passeport pour le puits, dans lequel sont inscrits tous les paramètres nécessaires. Cependant, lors du forage pour les ménages, les entrepreneurs saisissent souvent des valeurs approximatives dans le passeport.

Vous pouvez revérifier l’exactitude des informations ou calculer vous-même le débit de votre puits.

Dynamique, statique et hauteur de la colonne d'eau

Avant de commencer à prendre des mesures, vous devez comprendre quel est le niveau d'eau statique et dynamique dans un puits, ainsi que la hauteur de la colonne d'eau dans la colonne du puits. La mesure de ces paramètres est nécessaire non seulement pour calculer la productivité des puits, mais aussi pour le bon choix 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 sur place et est réglé pendant les temps d'arrêt (généralement au moins une heure) ;
• Niveau dynamique – niveau stable 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 se mesurent en mètres à partir du sol, et la hauteur de la colonne depuis le fond du puits

Vous pouvez prendre une mesure en utilisant :

• Jauge de niveau électrique ;
• Une électrode qui entre en 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 ;
• Lisez le passeport de la pompe et découvrez les performances par point de fonctionnement ;
• Calculez le débit approximatif en fonction de la pression de l’eau.

Dans ce dernier cas, il est nécessaire de fixer un tuyau de plus petit diamètre en position horizontale à la sortie du tuyau de relevage d'eau. Et faites les mesures suivantes :

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

Après avoir reçu les données, vous devez les comparer à l'aide d'un diagramme.

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

Calcul simplifié

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

Dt = (V/(Hdin-Nst))*Hv, Où

• Dt – débit requis ;
• V – volume de liquide pompé ;
• Hdin – niveau dynamique ;
• Hst – niveau statique ;
• Hv – 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 lors du fonctionnement d'une pompe d'une capacité de 3 mètres cubes par heure a été établi à environ 47 mètres.

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

Une méthode de mesure simplifiée consiste à mesurer le niveau dynamique lorsque la pompe fonctionne à une certaine capacité ; pour le secteur privé, cela peut suffire, mais ne permet pas de déterminer une image exacte.

Débit spécifique

Avec une augmentation des performances de la pompe, le niveau dynamique et, par conséquent, le débit réel diminuent. Par conséquent, le prélèvement d'eau est caractérisé plus précisément par le coefficient de productivité et le débit spécifique.

Pour calculer ce dernier, il faut effectuer non pas une, mais deux mesures du niveau dynamique à différents débits de prélèvement d'eau.

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

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

Dsp=(V2-V1)/(h2-h1), Où

• Dsp – débit spécifique
• V2 – volume d'eau pompée lors de la deuxième prise d'eau
• V1 – volume pompé primaire
• h2 – diminution du niveau d’eau à la deuxième prise d’eau
• h1 – réduction de niveau à la première prise d'eau

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

Au total, le débit spécifique sera : Dsp = (6-3)/(15-7)= 0,375 mètres cubes/heure

Débit réel

Le calcul est basé sur l'indicateur spécifique et la distance entre la surface du sol et le point supérieur de la zone filtrante, en tenant compte de la condition selon laquelle l'unité de pompage ne sera pas immergée en dessous. Ce calcul est le plus proche possible de la réalité.

DT= (HF-HSt) * Doud, Où

• Dt – débit du puits ;
• Hf – distance jusqu'au début de la zone de filtration (dans notre cas, nous la prendrons comme 57 m) ;
• Hst – niveau statique ;
• Dsp – débit spécifique.

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

Comme vous pouvez le constater, dans le cas de notre puits imaginaire, la différence entre les mesures simplifiées et ultérieures était de près de 2,2 mètres cubes par heure dans le sens d'une productivité décroissante.

Diminution du débit

Pendant l'exploitation, la productivité d'un puits peut diminuer ; la principale raison d'une diminution du débit est le colmatage, et son augmentation jusqu'à niveau précédent les filtres doivent être nettoyés.

Au fil du temps, les turbines Pompe centrifuge peut s'user, surtout si votre puits est sur du sable, auquel cas sa productivité diminuera.

Cependant, le nettoyage peut ne pas être utile si vous disposez initialement d’un puits d’eau à faible rendement. Les raisons en sont différentes : le diamètre du tuyau de production est insuffisant, il a dépassé l'aquifère ou il contient peu d'humidité.