pagsubok

4. Pagkalkula ng anhydrous well flow rate, dependence ng flow rate sa antas ng pagbubukas ng formation, anisotropy parameter

Sa karamihan ng mga pormasyon na nagdadala ng gas, ang vertical at horizontal permeability ay naiiba, at, bilang panuntunan, ang vertical permeability k in ay mas mababa kaysa sa horizontal permeability k g Ang mababang vertical permeability ay binabawasan ang panganib ng pagbaha ng tubig ng mga gas well na nakalantad anisotropic formations na may ilalim na tubig sa panahon ng kanilang operasyon. Gayunpaman, na may mababang vertical permeability, ang daloy ng gas mula sa ibaba papunta sa lugar na naiimpluwensyahan ng di-kasakdalan ng balon sa mga tuntunin ng antas ng pagtagos ay mahirap din. Ang eksaktong mathematical na relasyon sa pagitan ng anisotropy parameter at ang halaga ng pinahihintulutang drawdown kapag ang isang balon ay tumagos sa anisotropic formation na may ilalim na tubig ay hindi pa naitatag. Ang paggamit ng mga pamamaraan para sa pagtukoy ng Qpr, na binuo para sa isotropic formations, ay humahantong sa mga makabuluhang error.

Algoritmo ng solusyon:

1. Tukuyin ang mga kritikal na parameter ng gas:

2. Tukuyin ang supercompressibility coefficient sa ilalim ng mga kondisyon ng reservoir:

3. Tukuyin ang densidad ng gas sa karaniwang kondisyon at higit pa para sa mga reservoir:

4. Hanapin ang taas ng formation water column na kinakailangan para makalikha ng pressure na 0.1 MPa:

5. Tukuyin ang mga coefficient a* at b*:

6. Tukuyin ang average na radius:

7. Maghanap ng coefficient D:

8. Tukuyin ang mga koepisyent K o , Q * at ang pinakamataas na rate ng daloy na walang tubig Q pr. depende sa antas ng pagbuo ng pagbubukas h at para sa dalawa iba't ibang kahulugan parameter ng anisotropy:

Paunang data:

Talahanayan 1 - Paunang data para sa pagkalkula ng walang tubig na rehimen.

Talahanayan 4 - Pagkalkula ng anhydrous mode.

Pagsusuri ng mga kakayahan sa produksyon ng mga balon sa larangan ng Ozernoye na nilagyan ng ESP

Nasaan ang productivity coefficient, ; - reservoir pressure, ; - pinakamababang pinapahintulutang presyon sa ibaba,...

2. Paghahanap ng pamamahagi ng presyon kasama ang sinag na dumadaan sa tuktok ng sektor at sa gitna ng balon. 2. Pagsusuri ng pagpapatakbo ng isang balon ng gas sa isang sektor na may anggulong p/2, na nililimitahan ng mga pagkakamali, sa ilalim ng steady-state na pagsasala ng gas ayon sa batas 2 ni Darcy...

Pagsusuri sa pagpapatakbo ng balon ng gas sa isang sektor na may anggulo π/2, limitado ng mga pagkakamali, sa ilalim ng steady-state na pagsasala ng gas ayon sa batas ni Darcy

Ang impluwensya ng mga pagbabago sa kapal ng pagbuo ng gas-bearing sa panahon ng pagbuo ng isang gas field

Ang pagtatatag ng isang teknolohikal na rehimen para sa pagpapatakbo ng mga balon ng gas na tumagos sa mga layer na may ilalim na tubig ay isang gawain ng pinakamataas na kumplikado. Isang eksaktong solusyon sa problemang ito na isinasaalang-alang ang hindi nakatigil na katangian ng proseso ng pagbuo ng kono...

Geological na istraktura at pag-unlad ng larangan ng langis ng Chekmagushevskoye

Ang debit ay pangunahing katangian well, na nagpapakita ng pinakamataas na dami ng tubig na nagagawa nito sa bawat yunit ng oras. Ang rate ng daloy ay sinusukat sa m3/oras, m3/araw, l/min. Kung mas malaki ang daloy ng balon, mas mataas ang pagiging produktibo nito...

Hydrodynamic na pag-aaral ng mga balon ng Yamsoveyskoye gas condensate field

Ang equation ng gas inflow sa balon ay kinakalkula ng formula: ,... (1) G. A. Adamov's formula para sa tubing: ,... (2) equation ng gas movement sa plume: ,... (3) kung saan Ang Ppl ay reservoir pressure, MPa; Рвх - presyon ng pasukan sa manifold...

Pag-aaral ng paggalaw ng likido at gas sa isang porous na daluyan

1) Pag-aaral ng pag-asa ng rate ng daloy ng isang balon ng gas sa anggulo b sa pagitan ng hindi natatagong hangganan at ang direksyon patungo sa balon sa isang nakapirming distansya mula sa tuktok ng sektor hanggang sa gitna ng balon...

Mga paraan ng pagbaha ng reservoir

Sa kasalukuyan. Kung ang GZU ay nilagyan ng turbine volumetric meter, kung gayon ang mga pagbabasa nito ay naiimpluwensyahan ng pagkakaroon ng isang likidong bahagi sa buong cross-section ng daloy, ang halaga ng lagkit, ang kalidad ng paghihiwalay ng gas, ang pagkakaroon ng isang istraktura ng bula sa sinusukat na produkto. ...

Pagtatasa sa pagiging produktibo ng mga pahalang na balon ng langis

oil well productivity drainage Makakatulong sa amin ang Excel file dito, kung saan inilalapat namin ang Joshi formula Punan ang mga dilaw na cell na may 0.05432 coefficient...

Underground fluid mechanics

Tinutukoy namin ang rate ng daloy ng bawat balon at ang kabuuang rate ng daloy kung ang isang naibigay na circular formation ay binuo ng limang balon, kung saan 4 ay matatagpuan sa mga vertices ng isang parisukat na may gilid A = 500 m, at ang ikalima ay nasa gitna. ..

Underground fluid mechanics

Sa kaso ng flat-radial displacement ng langis sa pamamagitan ng tubig, ang daloy ng balon ay tinutukoy ng formula: (17) kung saan: rn ay ang coordinate (radius) ng oil-water interface sa oras t...

Application ng mga bagong teknolohiya kapag nagsasagawa ng pagkumpuni at pagkakabukod ng trabaho

Sa kasalukuyan, ang karamihan sa mga patlang ng langis ay nasa huling yugto ng pag-unlad, kung saan ang mga proseso ng produksyon ay lubhang kumplikado, lalo na, dahil sa mataas na pagbawas ng tubig ng mga ginawang produkto...

Isaalang-alang natin ang kumplikadong potensyal. Tinutukoy ng equation ang isang pamilya ng equipotentials na tumutugma sa mga isobar: , (5) kung saan ang koepisyent ng permeability ng pagbuo, ay ang dynamic na viscosity coefficient ng fluid na bumabad sa pagbuo...

Ang daloy ng likido sa balon na may bahagyang nakahiwalay na supply circuit

Isaalang-alang natin ang rate ng daloy sa iba't ibang anggulo pagbubukas ng permeable contour ng formation (Larawan 10), na nakuha ng inilarawan na paraan gamit ang teorya ng kumplikadong potensyal. kanin. 10 Depende sa rate ng daloy ng balon sa anggulo Ipinapakita ng graph...

Pahalang na proyekto ng pagmimina balon ng langis lalim ng 2910 m sa Vyngapurovskoye field

Sa kasalukuyan, mayroong ilang mga paraan upang buksan ang mga produktibong abot-tanaw: na may panunupil (Rpl< Рз), депрессии (Рпл >Рз) at ekwilibriyo. Ang pagbabarena sa depresyon at balanse ay isinasagawa lamang sa isang ganap na pinag-aralan na seksyon...

Ang mga pamamaraan para sa pagtukoy ng pinakamataas na anhydrous flow rate ng mga balon ng gas sa pagkakaroon ng isang screen at pagbibigay-kahulugan sa mga resulta ng pag-aaral ng mga naturang balon ay hindi sapat na binuo. Hanggang ngayon, ang tanong ng posibilidad ng pagtaas ng maximum na anhydrous flow rate ng mga balon na nagta-tap ng mga gas-bearing formations na may ilalim na tubig sa pamamagitan ng paglikha ng isang artipisyal na screen ay hindi pa rin ganap na pinag-aralan. Narito kami ay nagpapakita ng isang analytical na solusyon sa problemang ito at isinasaalang-alang ang kaso kapag ang isang hindi perpektong balon ay tumagos sa isang pare-parehong anisotropic na pabilog na pormasyon na may ilalim na tubig at pinatatakbo sa pagkakaroon ng isang hindi natatagusan na screen. Ang isang tinatayang paraan ay binuo para sa pagkalkula ng pinakamataas na anhydrous flow rate ng mga vertical gas well sa ilalim ng isang nonlinear filtration law, dahil sa pagkakaroon ng isang impenetrable bottomhole screen. Ito ay itinatag na ang halaga ng maximum na anhydrous flow rate ay nakasalalay hindi lamang sa laki ng screen, kundi pati na rin sa vertical na posisyon nito ng gas-saturated formation; natukoy ang pinakamainam na posisyon ng screen, na nagpapakilala sa pinakamataas na maximum na rate ng daloy. Ang mga praktikal na kalkulasyon ay ginawa gamit ang mga partikular na halimbawa.

paraan ng pagkalkula

anhydrous rate ng daloy

patayong balon

gas well

1. Karpov V.P., Sherstnyakov V.F. Ang likas na katangian ng mga phase permeabilities ayon sa data ng field. NTS para sa produksyon ng langis. – M.: GTTI. – Hindi. 18. – P. 36-42.

2. Telkov A.P. Underground fluid dynamics. – Ufa, 1974. – 224 p.

3. Telkov A.P., Grachev S.I. at iba pa Mga tampok ng pag-unlad ng mga patlang ng langis at gas (Bahagi II). – Tyumen: mula sa UNOPIKBS-T, 2001. – 482 p.

4. Telkov A.P., Stklyanin Yu.I. Ang pagbuo ng mga water cone sa panahon ng paggawa ng langis at gas. – M.: Nedra, 1965.

5. Stklyanin Yu.I., Telkov A.P. Ang pag-agos sa isang pahalang na drain at isang hindi perpektong balon sa isang parang band na anisotropic reservoir. Pagkalkula ng maximum na anhydrous flow rate. PMTF BILANG USSR. – Blg. 1. – 1962.

Ang artikulong ito ay nagbibigay ng isang analytical na solusyon sa problemang ito at isinasaalang-alang ang kaso kapag ang isang hindi perpektong balon ay tumagos sa isang pare-parehong anisotropic na pabilog na pormasyon na may ilalim na tubig at pinatatakbo sa pagkakaroon ng isang hindi natatagusan na screen (Figure 1). Naniniwala kami na ang gas ay totoo, ang paggalaw ng gas ay steady at sumusunod sa nonlinear filtration law.

Fig.1. Three-zone scheme ng daloy ng gas sa isang hindi perpektong balon na may screen

Batay sa mga tinatanggap na kondisyon, ang mga equation ng pag-agos ng gas sa balon sa mga zone I, II, III, ayon sa pagkakabanggit, ay kukuha ng anyo:

; ; (2)

; ; , (3)

kung saan ang a at b ay tinutukoy ng mga formula. Ang natitirang mga simbolo ay ipinapakita sa diagram (tingnan ang Larawan 1). Mga equation (2) at (3) in sa kasong ito ilarawan ang pag-agos sa pinalaki na mga balon, ayon sa pagkakabanggit, na may radii rе at (rе+ho).

Ang kondisyon ng katatagan sa interface ng gas-tubig (tingnan ang line CD) ayon sa batas ni Pascal ay isusulat ng equation

kung saan ang ρв ay ang density ng tubig, ay ang presyon ng capillary bilang isang function ng saturation sa tubig sa interface ng gas-water.

Sabay-sabay na paglutas ng (1)-(3), pagkatapos ng isang serye ng mga pagbabagong-anyo, nakuha namin ang equation ng pag-agos

Mula sa pinagsamang solusyon ng (2) at (4) nakukuha natin quadratic equation may kaugnayan sa walang sukat na paglilimita ng daloy ng daloy, ang isa sa mga ugat nito, na isinasaalang-alang (7) at pagkatapos ng isang serye ng mga pagbabago, ay kinakatawan ng expression:

saan (7)

(8)

Ang paglipat sa limitasyon ng dimensional na anhydrous flow rate ay isinasagawa ayon sa mga formula:

(9)

nasaan ang weighted average pressure sa gas reservoir.

Talahanayan 1

Mga halaga ng paglaban sa pagsasala dahil sa screen sa ibaba

Mga karagdagang paglaban sa pagsasala At , dahil sa screen, ay kinakalkula sa isang computer gamit ang mga formula (6), naka-tabulate (Talahanayan 1) at ipinakita sa mga graph (Figure 2). Ang function (6) ay kinakalkula sa isang computer at ipinakita sa graphical na paraan sa (Figure 3). Ang pinakamataas na depresyon ay maaaring itatag gamit ang inflow equation (4.4.4) sa Q=Qpr.

Fig.2. Mga paglaban sa pagsasala At , sanhi ng screen sa isang matatag na interface ng gas-water

Fig.3. Pagdepende ng walang sukat na naglilimita sa daloy ng rate qpr sa kaugnay na pagbubukas sa mga parameter , ρ=1/æ* at α

Ipinapakita ng Figure 3 ang pag-asa ng walang sukat na maximum na rate ng daloy q sa antas ng pagbubukas sa mga parameter Re at α. Ipinapakita ng mga kurba na sa pagtaas ng laki ng screen (<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.

Halimbawa. Ang takip ng gas na nakikipag-ugnayan sa ilalim ng tubig ay pinatuyo. Kinakailangang matukoy ang: ang pinakamataas na rate ng daloy ng isang balon ng gas, na nililimitahan ang pambihirang tagumpay ng GWK sa ibaba at ang pinakamataas na rate ng daloy sa pagkakaroon ng isang hindi malalampasan na screen.

Paunang data: 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 (sa mga kondisyon ng reservoir); æ*=6.88; =0.02265 MPa s (sa mga kondisyon ng reservoir); Tm=346 K; Tst=293 K; Daga=0.1013 MPa; rе=ho=7.2 m at rе=0.5ho=3.6 m.

Pagtukoy sa parameter ng placement

Mula sa mga graph, makikita natin ang walang sukat na limitasyon na walang tubig na daloy ng likido q(ρо,)q(6.1;0.3)=0.15.

Gamit ang formula (9) kinakalkula namin:

Qo=52.016 thousand m3/araw; libong m3/araw

Tinutukoy namin ang mga walang sukat na parameter sa pagkakaroon ng isang screen:

Gamit ang mga graph (tingnan ang Figure 2) o ang talahanayan ay makikita natin ang mga karagdagang filtration resistance: C1= C1(0.15;0.3;1)=0.6; C2= C2(0.15;0.3;1)=3.0.

Gamit ang formula (7) nakita natin ang walang sukat na parameter α=394.75.

Gamit ang formula (9), kinakalkula namin ang rate ng daloy, na umabot sa Qo47.9 thousand m3/day.

Ang mga kalkulasyon gamit ang mga formula (7) at (8) ay nagbibigay ng: X=51.489 at Y=5.773·10-2.

Ang walang sukat na naglilimita sa daloy ng daloy, na kinakalkula gamit ang formula (6), ay katumbas ng q=1.465.

Tinutukoy namin ang dimensional na limitasyon ng daloy ng rate dahil sa screen mula sa ratio na Qpr=qQo=1.465·47.970.188 thousand m3/araw.

Ang kinakalkula na maximum na rate ng daloy nang walang screen na may katulad na mga paunang parameter ay 7.8 thousand m3/araw. Kaya, sa kasong isinasaalang-alang, ang pagkakaroon ng isang screen ay nagpapataas ng pinakamataas na rate ng daloy ng halos 10 beses.

Kung kukuha tayo ng rе=3.6 m; mga. kalahati ng laki kaysa sa kapal ng puspos ng gas, pagkatapos ay makuha namin ang mga sumusunod na mga parameter ng disenyo:

2; C1=1.30; C2=5.20; X=52.45; Y=1.703·10-2; q=0.445 at Qpr=21.3 thousand m3/araw. Sa kasong ito, ang pinakamataas na rate ng daloy ay tumataas lamang ng 2.73 beses.

Dapat pansinin na ang maximum na rate ng daloy ay nakasalalay hindi lamang sa laki ng screen, kundi pati na rin sa vertical na posisyon nito ng pagbuo ng gas-saturated, i.e. mula sa kamag-anak na pagbubukas ng pagbuo, kung ang screen ay matatagpuan nang direkta sa harap ng ibaba. Ang pag-aaral ng solusyon (6) ay nagpakita na mayroong pinakamainam na posisyon ng screen, depende sa mga parameter ρ, α, Re, na tumutugma sa pinakamataas na pinakamataas na rate ng daloy. Sa problemang isinasaalang-alang, ang pinakamainam na pagbubukas ay =0.6.

Tinatanggap namin ang ρ=0.145 at =1. Gamit ang inilarawan na paraan, nakukuha namin ang kinakalkula na mga parameter: C1 = 0.1; C2=0.5; X=24.672; Y=0.478.

Tinutukoy namin ang walang sukat na rate ng daloy:

q=24.672(-1) 5.323.

Ang dimensional na limitasyon ng daloy ng rate ay matatagpuan sa pamamagitan ng formula (9)

Qpr=qQo=5.323·103=254.94 thousand m3/araw.

Kaya, ang daloy ng rate kumpara sa kamag-anak na pagbubukas =0.3 ay tumaas ng 3.6 beses.

Ang pamamaraan na nakabalangkas dito para sa pagtukoy ng pinakamataas na anhydrous flow rate ay tinatayang, dahil isinasaalang-alang nito ang katatagan ng kono, na ang tuktok nito ay umabot na sa screen radius rе.

Gamit ang mga solusyon sa itaas, nakakakuha kami ng mga formula para sa pagtukoy ng q() para sa isang hindi perpektong balon ng gas sa ilalim ng mga kondisyon ng isang nonlinear na batas sa pagsasala, na isinasaalang-alang ang mga karagdagang filtration resistance. Magiging tantiya rin ang mga formula na ito, at kinakalkula mula sa mga ito ang overestimated na halaga ng maximum na anhydrous flow rate.

Upang makabuo ng dalawang-matagalang equation para sa pag-agos ng gas sa ilalim ng mga kondisyon ng isang napaka-matatag na kono ng ilalim ng tubig, kinakailangang malaman ang paglaban sa pagsasala sa ilalim ng mga kondisyong ito. Maaari silang matukoy batay sa teorya ng Masket-Charny ng stable coning. Ang equation ng streamline na nililimitahan ang lugar ng spatial na paggalaw sa isang hindi perpektong balon sa isang homogeneously anisotropic formation, kapag ang tuktok ng cone ay nasira na sa ilalim ng balon, alinsunod sa teorya ng free-flow na paggalaw , isusulat namin sa form

(10)

kung saan ang q= ay ang walang sukat na maximum na anhydrous flow rate, na tinutukoy gamit ang ibinigay (kilalang) tinatayang mga formula at graph; - walang sukat na parameter.

Ang pagpapahayag ng filtration rate sa pamamagitan ng flow rate , pagpapalit ng interface equation (10) sa differential equation (1), isinasaalang-alang ang batas ng estado ng gas at pagsasama ng over pressure P at radius r sa loob ng naaangkop na mga limitasyon, nakakakuha kami ng inflow equation ng ang form (12) at formula (13), kung saan dapat tanggapin:

; , (11)

(12)

kung saan ang Li(x) ay ang integral logarithm, na nauugnay sa integral function ng dependence .

(13)

Para sa x>1, ang integral (13) ay nag-iiba sa punto t=1. Sa kasong ito, ang Li(x) ay dapat na maunawaan bilang ang halaga ng hindi wastong integral. Dahil ang mga pamamaraan para sa pagtukoy ng walang sukat na paglilimita sa anhydrous na mga rate ng daloy ay kilala, malinaw na hindi na kailangang i-tabulate ang mga function (11) at (12).

1. Isang tinatayang paraan ang binuo para sa pagkalkula ng pinakamataas na anhydrous flow rate ng mga vertical gas well sa ilalim ng isang nonlinear filtration law, dahil sa pagkakaroon ng hindi mapasok na bottomhole screen. Ang walang sukat na maximum na mga rate ng daloy at ang kaukulang karagdagang mga resistensya sa pagsasala ay kinakalkula sa isang computer, ang mga resulta ay na-tabulate at ang kaukulang mga graphical na dependency ay ipinakita.

2. Ito ay itinatag na ang halaga ng pinakamataas na anhydrous flow rate ay nakasalalay hindi lamang sa laki ng screen, kundi pati na rin sa vertical na posisyon nito ng gas-saturated formation; natukoy ang pinakamainam na posisyon ng screen, na nagpapakilala sa pinakamataas na maximum na rate ng daloy.

3. Ang mga praktikal na kalkulasyon ay ginawa gamit ang isang partikular na halimbawa.

Mga Reviewer:

Grachev S.I., Doktor ng Teknikal na Agham, Propesor, Pinuno ng Departamento "Pagpapaunlad at Operasyon ng Mga Larangan ng Langis at Gas", Institute of Geology at Oil and Gas Production, Federal State Budgetary Educational Institution Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen;

Sokhoshko S.K., Doktor ng Teknikal na Agham, Propesor, Propesor ng Kagawaran ng Pag-unlad at Operasyon ng Langis at Gas Field, Institute of Geology at Oil and Gas Production, Federal State Budgetary Educational Institution Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen.

Bibliographic na link

Ministri ng Edukasyon at Agham ng Russian Federation

Ruso unibersidad ng estado langis at gas na ipinangalan sa I.M. Gubkina

Faculty ng Oil and Gas Field Development

Kagawaran ng Pagpapaunlad at Pagpapatakbo ng Mga Patlang ng Gas at Gas Condensate

PAGSUSULIT

sa kursong "Pag-unlad at pagpapatakbo ng mga patlang ng gas at gas condensate"

sa paksa: "Pagkalkula ng teknolohikal na operating mode - ang maximum na anhydrous flow rate gamit ang halimbawa ng isang balon sa Komsomolskoye gas field."

Nakumpleto ni Kibishev A.A.

Sinuri ni: Timashev A.N.

Moscow, 2014

• 1. Maikling katangiang heolohikal at larangan ng larangan
• 5. Pagsusuri ng mga resulta ng pagkalkula

1. Maikling katangiang heolohikal at larangan ng larangan

Ang Komsomolskoye gas condensate at oil field ay matatagpuan sa distrito ng Purovsky ng Yamalo-Nenets Autonomous Okrug, 45 km sa timog ng rehiyonal na sentro ng nayon ng Tarko-Sale at 40 km sa silangan ng nayon ng Purpe.

Ang pinakamalapit na mga patlang na may mga reserbang langis na inaprubahan ng USSR State Reserves Committee ay Ust-Kharampurskoye (10 - 15 km sa silangan). Novo-Purpeiskoe (100 km sa kanluran).

Ang field ay natuklasan noong 1967, sa simula ay isang gas field (S "Enomanskaya zatezh). Ito ay natuklasan bilang isang oil field noong 1975. Noong 1980, isang teknolohikal na pamamaraan pag-unlad, ang pagpapatupad nito ay nagsimula noong 1986.

Ang umiiral na gas pipeline na Urengoy - Novopolotsk ay matatagpuan 30 km kanluran ng field. Ang ruta ng riles ng Surgut - Urengoy ay tumatakbo sa 35 - 40 km sa kanluran.

Ang teritoryo ay bahagyang maburol (ganap na elevation plus 33, kasama ang 80 m), latian na kapatagan na may maraming lawa. Ang hydrographic network ay kinakatawan ng mga ilog ng Pyakupur at Aivasedapur (mga tributaries ng Pur River). Ang mga ilog ay nalalayag lamang sa panahon ng pagbaha sa tagsibol (Hunyo), na tumatagal ng isang buwan.

Ang patlang ng Komsomolskoye ay matatagpuan sa loob ng istraktura ng P-order - ang Pyakupurovsky dome-shaped uplift, na bahagi ng Northern megaswell.

Ang Pyakupurovsky dome-shaped uplift ay kumakatawan sa isang elevated zone hindi regular na hugis, na nakatuon sa timog-kanluran-hilagang-silangan na direksyon, na kumplikado ng ilang lokal na pagtaas ng ikatlong pagkakasunud-sunod.

Ang pagsusuri sa mga katangian ng physico-kemikal ng langis, gas at tubig ay nagbibigay-daan sa iyo upang piliin ang pinakamainam na kagamitan sa downhole, mode ng pagpapatakbo, teknolohiya ng imbakan at transportasyon, uri ng operasyon para sa paggamot sa bottomhole formation zone, dami ng iniksyon na likido at marami pa.

Ang physicochemical properties ng langis at dissolved gas ng Komsomolskoye field ay pinag-aralan batay sa data ng pananaliksik mula sa ibabaw at malalim na mga sample.

Ang ilang mga parameter ay direktang tinutukoy sa mga balon (mga sukat ng presyon, temperatura, atbp.) Ang sample na pagsusuri ay isinagawa sa mga kondisyon ng laboratoryo sa TCL. Geokhim LLC, Reagent LLC, Tyumen.

Ang mga sample ng ibabaw ay kinuha mula sa linya ng daloy kapag ang mga balon ay tumatakbo sa isang tiyak na mode. Ang lahat ng mga pag-aaral ng mga sample ng langis at gas sa ibabaw ay isinagawa ayon sa mga pamamaraan na ibinigay ng mga pamantayan ng Estado.

Sa panahon ng pananaliksik, pinag-aralan ang sangkap na komposisyon ng petrolyo gas, ang mga resulta ay ipinapakita sa Talahanayan 1.

Talahanayan 1 - Component composition ng petroleum gas.

Para sa pagkalkula ng mga reserba, inirerekumenda na gumamit ng mga parameter na tinutukoy sa ilalim ng karaniwang mga kondisyon at isang pamamaraan na malapit sa mga kondisyon ng pag-degassing ng langis sa larangan, iyon ay, na may sunud-sunod na paghihiwalay. Kaugnay nito, ang mga resulta ng pag-aaral ng mga sample gamit ang oil differential degassing method ay hindi ginamit sa pagkalkula ng mga average na halaga.

Ang mga katangian ng mga langis ay nag-iiba din sa seksyon. Ang pagtatasa ng mga resulta ng mga pag-aaral sa laboratoryo ng mga sample ng langis ay hindi nagpapahintulot sa amin na makilala ang mga mahigpit na pattern, gayunpaman, maaari naming subaybayan ang mga pangunahing uso sa mga pagbabago sa mga katangian ng mga langis. Sa lalim, ang density at lagkit ng langis ay may posibilidad na bumaba, at ang parehong trend ay nagpapatuloy para sa nilalaman ng resin.

Ang solubility ng mga gas sa tubig ay mas mababa kaysa sa langis. Habang tumataas ang mineralization ng tubig, bumababa ang solubility ng mga gas sa tubig.

Talahanayan 2 - Komposisyon ng kemikal tubig sa pagbuo.

2. Disenyo ng mga balon para sa mga patlang na nakatuklas ng formation water

Sa mga balon ng gas, ang condensation ng singaw na tubig mula sa gas ay maaaring mangyari at ang tubig ay maaaring dumaloy sa ilalim ng balon mula sa pagbuo. Sa mga gas condensate well, ang hydrocarbon condensate na nagmumula sa pagbuo at nabuo sa wellbore ay idinagdag sa likidong ito. Sa unang panahon ng pag-unlad ng reservoir, na may mataas na bilis ng daloy ng gas sa ilalim ng mga balon at isang maliit na halaga ng likido, halos ganap itong dinadala sa ibabaw. Habang bumababa ang rate ng daloy ng gas sa ilalim at tumataas ang daloy ng likidong pumapasok sa ilalim ng balon dahil sa pagtutubig ng mga permeable layer at pagtaas ng volumetric condensate saturation ng porous medium, ang kumpletong pag-alis ng likido mula sa balon ay hindi natitiyak, at isang haligi ng likido ang naipon sa ibaba. Pinatataas nito ang presyon sa likod sa pagbuo, humahantong sa isang makabuluhang pagbawas sa rate ng daloy, pagtigil ng daloy ng gas mula sa mga layer na mababa ang pagkamatagusin at kahit na isang kumpletong pagsara ng balon.

Posibleng pigilan ang pag-agos ng likido sa balon sa pamamagitan ng pagpapanatili ng mga kondisyon ng sampling ng gas sa ilalim ng balon, kung saan hindi nangyayari ang condensation ng tubig at likidong hydrocarbon sa bottomhole zone ng pagbuo, at sa pamamagitan ng pagpigil sa pagbagsak ng isang kono ng ilalim ng tubig o isang dila ng marginal na tubig sa balon. Bilang karagdagan, posible na maiwasan ang pagpasok ng tubig sa balon sa pamamagitan ng paghihiwalay ng mga dayuhan at pagbuo ng tubig.

Ang likido mula sa ilalim ng mga balon ay patuloy na inalis o pana-panahon. Ang tuluy-tuloy na pag-alis ng likido mula sa isang balon ay isinasagawa sa pamamagitan ng pagpapatakbo nito sa mga bilis na nagsisiguro sa pag-alis ng likido mula sa ibaba hanggang sa mga separator sa ibabaw, sa pamamagitan ng pag-alis ng likido sa pamamagitan ng siphon o mga fountain pipe na ibinaba sa balon gamit ang isang gas lift, plunger lift, o pumping out. likido sa pamamagitan ng mga downhole pump.

Ang pana-panahong pag-alis ng likido ay maaaring isagawa sa pamamagitan ng pagpapahinto sa balon upang sumipsip ng likido sa pagbuo, sa pamamagitan ng pag-ihip ng balon sa atmospera sa pamamagitan ng siphon o fountain pipe na walang iniksyon o sa pamamagitan ng pag-iniksyon ng mga surfactant (foaming agent) sa ilalim ng balon.

Ang pagpili ng paraan para sa pag-alis ng likido mula sa ilalim ng mga balon ay nakasalalay sa mga katangian ng geological at field ng pagbuo ng gas-saturated, ang disenyo ng balon, ang kalidad ng pagsemento ng annular space, ang panahon ng pag-unlad ng reservoir, pati na rin ang halaga. at mga dahilan ng pagpasok ng likido sa balon. Ang pinakamababang paglabas ng likido sa bottomhole zone ng pagbuo at sa ilalim ng balon ay maaaring matiyak sa pamamagitan ng pag-regulate ng bottomhole pressure at temperatura. Ang dami ng tubig at condensate na inilabas mula sa gas sa ilalim ng balon sa ilalim ng presyon at temperatura ay tinutukoy mula sa mga curves ng kapasidad ng kahalumigmigan ng gas at mga isotherm ng condensation.

Upang maiwasan ang pagbagsak ng isang kono ng ilalim ng tubig sa isang gas well, ito ay pinapatakbo sa pinakamataas na anhydrous flow rate, na tinutukoy sa teorya o sa pamamagitan ng mga espesyal na pag-aaral.

Ang mga extraneous at formation na tubig ay ibinubukod sa pamamagitan ng iniksyon mortar ng semento sa ilalim ng presyon. Sa panahon ng mga operasyong ito, ang mga pormasyong puspos ng gas ay inihihiwalay mula sa mga puspos ng tubig ng mga packer. Sa mga pasilidad ng imbakan ng gas sa ilalim ng lupa, isang paraan ang binuo para sa paghihiwalay ng mga interlayer na puno ng tubig sa pamamagitan ng pag-inject ng mga surfactant sa mga ito, na pumipigil sa pagdaloy ng tubig sa balon. Ang mga pagsubok sa piloto ay nagpakita na upang makakuha ng matatag na foam, ang "foaming agent concentration" (sa mga tuntunin ng aktibong sangkap) ay dapat kunin na katumbas ng 1.5-2% ng dami ng iniksyon na likido, at ang foam stabilizer - 0.5-1%. Upang paghaluin ang mga surfactant at hangin sa ibabaw, gamitin espesyal na aparato- aerator (uri ng "perforated pipe sa isang pipe"). Ang hangin ay pumped sa pamamagitan ng butas-butas na tubo sa pamamagitan ng isang tagapiga alinsunod sa tinukoy na a, b panlabas na tubo pump sa isang may tubig na surfactant solution na may pump sa rate ng daloy na 2-3 l/s.

Ang pagiging epektibo ng paraan ng pag-alis ng likido ay nabibigyang katwiran ng mga espesyal na pag-aaral ng balon at teknikal at pang-ekonomiyang mga kalkulasyon. Upang sumipsip ng likido sa pagbuo, ang balon ay itinitigil sa loob ng 2-4 na oras Ang mga rate ng produksyon ng balon ay tumataas pagkatapos ng pagsisimula, ngunit hindi palaging nababayaran ang mga pagkalugi sa paggawa ng gas dahil sa paghinto ng balon. Dahil ang likidong haligi ay hindi palaging napupunta sa pagbuo, at sa mababang presyon ang daloy ng gas ay maaaring hindi magpatuloy, ang pamamaraang ito ay bihirang ginagamit. Pagkonekta sa balon sa network ng koleksyon ng gas mababang presyon nagbibigay-daan sa iyo na magpatakbo ng mga balon na binaha, paghiwalayin ang tubig mula sa gas, at gumamit ng mababang presyon ng gas sa mahabang panahon. Ang mga balon ay nililinis sa kapaligiran sa loob ng 15-30 minuto. Ang bilis ng gas sa ibaba ay dapat umabot sa 3-6 m / s. Ang pamamaraan ay simple at ginagamit kung ang daloy ng daloy ay naibalik sa mahabang panahon (ilang araw). Gayunpaman, ang pamamaraang ito ay may maraming mga disadvantages: ang likido ay hindi ganap na naalis mula sa ilalim, ang pagtaas ng depresyon sa pagbuo ay humahantong sa masinsinang pag-agos ng mga bagong bahagi ng tubig, pagkasira ng pagbuo, pagbuo ng isang sand plug, at polusyon. kapaligiran, pagkalugi ng gas.

Ang pana-panahong pag-ihip ng mga balon sa pamamagitan ng tubing na may diameter na 63-76 mm o sa pamamagitan ng espesyal na ibinaba na mga siphon pipe na may diameter na 25-37 mm ay isinasagawa sa tatlong paraan: manu-mano o sa pamamagitan ng mga awtomatikong makina na naka-install sa ibabaw o sa ilalim ng mabuti. Ang pamamaraang ito ay naiiba sa atmospheric blowing na ito ay inilapat lamang pagkatapos ng isang tiyak na haligi ng likido ay naipon sa ibaba.

Ang gas mula sa balon, kasama ang likido, ay pumapasok sa mababang presyon ng koleksyon ng gas, hinihiwalay mula sa tubig sa mga separator at pinipiga o sinusunog sa isang flare. Pana-panahong binubuksan ng makina na naka-install sa wellhead ang balbula sa linya ng pagtatrabaho. Ang makina ay tumatanggap ng isang utos para dito kapag ang pagkakaiba ng presyon sa annulus at sa linya ng pagtatrabaho ay tumaas sa isang naibigay na presyon. Ang laki ng pagkakaibang ito ay depende sa taas ng likidong haligi sa tubing.

Ang mga awtomatikong makina na naka-install sa ibaba ay gumagana din sa isang tiyak na taas ng column ng likido. Mag-install ng isang balbula sa pasukan sa tubing o ilang panimulang gas lift valve sa ibabang bahagi ng tubing.

Upang makaipon ng likido sa ilalim, maaaring gamitin ang downhole separation ng gas-liquid flow. Ang pamamaraang ito ng paghihiwalay na sinundan ng pagpilit ng likido sa pinagbabatayan na abot-tanaw ay nasubok pagkatapos ng mga paunang pagsusuri sa laboratoryo sa isang balon. 408 at 328 ng Korobkovskoye field. Ang pamamaraang ito ay makabuluhang binabawasan ang mga pagkalugi ng haydroliko na presyon sa wellbore at ang mga gastos sa pagkolekta at pagtatapon ng formation water.

Ang pana-panahong pag-alis ng likido ay maaari ding isagawa kapag ang isang surfactant ay ibinibigay sa ilalim ng balon. Kapag ang tubig ay dumating sa contact na may foaming agent at ang gas bubbles sa pamamagitan ng likido column, foam ay nabuo. Dahil ang density ng foam ay makabuluhang mas mababa kaysa sa density ng tubig, kahit na medyo mababa ang bilis ng gas (0.2-0.5 m/s) ay tinitiyak ang pag-alis ng parang foam na masa sa ibabaw.

Kapag ang mineralization ng tubig ay mas mababa sa 3-4 g / l, ang isang 3-5% na may tubig na solusyon ng sulfonol ay ginagamit para sa mataas na mineralization (hanggang sa 15-20 g / l), ang mga sodium salt ng sulfonic acid ay ginagamit. Ang mga likidong surfactant ay pana-panahong ibinobomba sa balon, at ang mga solidong surfactant (mga pulbos na "Don", "Ladoga", Trialon, atbp.) ay ginagamit upang gumawa ng mga butil na may diameter na 1.5-2 cm o mga tungkod na 60-80 cm ang haba, na kung saan ay pagkatapos ay ipinakain sa ilalim ng mga balon.

Para sa mga balon na may pag-agos ng tubig na hanggang 200 l/araw, inirerekumenda na ipakilala ang hanggang 4 g ng aktibong surfactant bawat 1 l ng tubig, para sa mga balon na may pag-agos ng hanggang 10 t/araw, ang halagang ito ay nabawasan.

Ang pag-iniksyon ng hanggang 300-400 litro ng mga solusyon sa sulfonol o Novost powder sa mga indibidwal na balon ng field ng Maikop ay humantong sa pagtaas ng mga rate ng daloy ng 1.5-2.5 beses kumpara sa mga nauna, ang tagal ng epekto ay umabot sa 10-15 araw. Ang pagkakaroon ng condensate sa likido ay binabawasan ang aktibidad ng surfactant ng 10-30%, at kung mayroong higit na condensate kaysa sa tubig, ang foam ay hindi bumubuo. Sa ilalim ng mga kondisyong ito, ginagamit ang mga espesyal na surfactant.

Ang patuloy na pag-alis ng likido mula sa ibaba ay nangyayari sa ilang mga bilis ng gas, na tinitiyak ang pagbuo ng isang droplet na dalawang-phase na daloy. Alam na ang mga kundisyong ito ay ibinibigay sa mga bilis ng gas na higit sa 5 m/s sa mga string ng tubo na may diameter na 63-76 mm sa lalim ng balon na hanggang 2500 m.

Ang tuluy-tuloy na pag-alis ng likido ay ginagamit sa mga kaso kung saan ang tubig sa pagbuo ay patuloy na ibinibigay sa ilalim ng balon. Kapag lumipat sa isang mas maliit na diameter ng tubo, tumataas ang resistensya ng haydroliko. Samakatuwid, ang paglipat sa isang mas maliit na diameter ay epektibo kung ang pagkawala ng presyon dahil sa alitan ay mas mababa kaysa sa backpressure sa pagbuo ng likidong haligi, na hindi tinanggal mula sa ibaba.

Matagumpay na ginagamit ang mga gas lift system na may downhole valve upang alisin ang likido mula sa bottomhole. Kinukuha ang gas sa pamamagitan ng annulus, at ang likido ay inalis sa pamamagitan ng tubing, kung saan naka-install ang gas lift at downhole starting valves. Ang balbula ay kumikilos sa pamamagitan ng puwersa ng compression ng spring at ang pagkakaiba ng presyon na nilikha ng mga likidong haligi sa tubing at sa annulus (pababa), pati na rin ang puwersa na dulot ng presyon sa annulus (pataas). Sa kalkuladong antas likido sa annulus, ang ratio ng mga kumikilos na pwersa ay nagiging tulad na ang balbula ay bubukas at ang likido ay pumapasok sa tubing at pagkatapos ay sa atmospera o sa separator. Matapos bumaba ang antas ng likido sa annulus sa isang paunang natukoy na antas, magsasara ang balbula ng pumapasok. Naiipon ang likido sa loob ng tubing hanggang sa gumana ang mga gas lift start valves. Kapag ang huli ay binuksan, ang gas mula sa annulus ay pumapasok sa tubing at nagdadala ng likido sa ibabaw. Matapos bumaba ang antas ng likido sa tubing, ang mga balbula ng simula ay nagsasara, at ang likido ay naiipon muli sa loob ng mga tubo dahil sa bypass nito mula sa annulus.

Sa mga balon ng gas at gas condensate, ginagamit ang isang plunger lift ng uri ng "flying valve" Ang isang pipe restrictor ay inilalagay sa ibabang bahagi ng tubing string, at isang pang-itaas na shock absorber ay inilalagay sa Xmas tree sa mga tubo ng Pasko, na nagsisilbing gabay na channel nito - isang "silindro", at ang plunger mismo ay kumikilos bilang isang "piston".

Itinatag ng kasanayan sa pagpapatakbo ang pinakamainam na bilis ng pagtaas (1-3 m/s) at pagbagsak (2-5 m/s) ng plunger. Kapag ang mga bilis ng gas sa sapatos ay higit sa 2 m/s, isang tuluy-tuloy na plunger elevator ang ginagamit.

Sa mababang reservoir pressure sa mga balon hanggang sa 2500 m ang lalim, downhole mga yunit ng pumping. Sa kasong ito, ang pag-alis ng likido ay hindi nakasalalay sa bilis ng gas* at maaaring isagawa hanggang sa pinakadulo ng pag-unlad ng reservoir kapag ang presyon ng wellhead ay bumaba sa 0.2-0.4 MPa. Kaya, ang mga downhole pumping unit ay ginagamit sa mga kondisyon kung saan ang ibang mga paraan ng pag-alis ng likido ay hindi maaaring gamitin sa lahat o ang kanilang pagiging epektibo ay bumaba nang husto.

Ang mga downhole pump ay naka-install sa tubing, at ang gas ay dinadala sa annulus. Upang maiwasan ang pagpasok ng gas sa pump intake, inilalagay ito sa ibaba ng perforation zone sa ilalim ng buffer liquid level o sa itaas ng downhole valve, na nagpapahintulot lamang ng likido sa tubing.

field well flow rate anisotropy

3. Mga teknolohikal na mode ng pagpapatakbo ng balon, mga dahilan para sa paglilimita sa mga rate ng daloy

Ang teknolohikal na mode ng pagpapatakbo ng mga balon ng disenyo ay isa sa pinakamahalagang desisyon na ginawa ng taga-disenyo. Ang teknolohikal na mode ng operasyon, kasama ang uri ng balon (vertical o horizontal), ay tumutukoy sa kanilang bilang, samakatuwid, ang surface piping, at, sa huli, ang capital investment para sa field development para sa isang ibinigay na pagkuha mula sa deposito. Mahirap makahanap ng problema sa disenyo na magkakaroon, bilang isang teknolohikal na mode, isang multivariate at puro subjective na solusyon.

Ang teknolohikal na rehimen ay ang mga tiyak na kondisyon ng paggalaw ng gas sa pagbuo, bottomhole zone at well, na nailalarawan sa halaga ng daloy ng rate at bottomhole pressure (pressure gradient) at tinutukoy ng ilang mga natural na limitasyon.

Sa ngayon, 6 na pamantayan ang natukoy, ang pagsunod sa kung saan posible upang makontrol ang matatag na operasyon ng isang balon Ang mga pamantayang ito ay isang pagpapahayag ng matematika para sa pagsasaalang-alang sa impluwensya iba't ibang grupo mga kadahilanan sa operating mode. Pinakamalaking impluwensya ang mode ng operasyon ng mga balon ay naiimpluwensyahan ng:

Ang pagpapapangit ng porous medium kapag lumilikha ng mga makabuluhang depression sa pagbuo, na humahantong sa isang pagbawas sa permeability ng bottom-hole zone, lalo na sa fractured-porous formations;

Pagkasira ng bottomhole zone kapag binubuksan ang hindi matatag, mahinang matatag at mahinang sementadong mga reservoir;

Ang pagbuo ng mga sand-liquid plug sa panahon ng mahusay na operasyon at ang epekto nito sa napiling operating mode;

Pagbubuo ng mga hydrates sa bottomhole zone at sa wellbore;

Ang pagtutubig ng mga balon na may ilalim na tubig;

Kaagnasan ng mga kagamitan sa downhole sa panahon ng operasyon;

Pagkonekta ng mga balon sa mga kolektor ng komunidad;

Pagbubukas ng isang layer ng mga multi-layer na patlang, na isinasaalang-alang ang pagkakaroon ng hydrodynamic na koneksyon sa pagitan ng mga layer, atbp.

Ang lahat ng ito at iba pang mga kadahilanan ay ipinahayag ng mga sumusunod na pamantayan, na may anyo:

dP/dR = Const -- pare-parehong gradient kung saan dapat patakbuhin ang mga balon;

ДP=Ppl(t) - Pз(t) = Const - pare-parehong depresyon sa reservoir;

Pз(t) = Const -- pare-pareho ang presyon sa ilalim ng butas;

Q(t) = Const -- pare-pareho ang bilis ng daloy;

Py(t) = Const -- pare-pareho ang presyon ng wellhead;

x(t) = Const -- pare-pareho ang bilis ng daloy.

Para sa anumang larangan, kapag binibigyang-katwiran ang teknolohikal na mode ng pagpapatakbo, dapat piliin ang isa (napakabihirang dalawa) sa mga pamantayang ito.

Kapag pumipili ng mga teknolohikal na mode ng pagpapatakbo para sa mga balon sa isang inaasahang larangan, anuman ang tinatanggap na pamantayan bilang mga pangunahing tumutukoy sa operating mode, ang mga sumusunod na prinsipyo ay dapat sundin:

Pagkumpleto ng pagsasaalang-alang sa mga geological na katangian ng deposito, ang mga katangian ng mga likido na saturating ang porous medium;

Pagsunod sa mga kinakailangan ng batas sa pangangalaga ng kapaligiran at likas na yaman ng hydrocarbons, gas, condensate at langis;

Buong garantiya ng pagiging maaasahan ng "reservoir-beginning of the gas pipeline" system sa panahon ng pagbuo ng deposito;

Pinakamataas na pagsasaalang-alang sa posibilidad ng pag-alis ng lahat ng mga kadahilanan na naglilimita sa mahusay na produktibo;

Napapanahong pagbabago ng mga dating naitatag na mga mode na hindi angkop sa yugtong ito ng pag-unlad ng larangan;

Tinitiyak ang nakaplanong dami ng gas, condensate at produksyon ng langis na may kaunting pamumuhunan sa kapital at mga gastos sa pagpapatakbo at matatag na operasyon ng buong reservoir-gas pipeline system.

Upang pumili ng pamantayan para sa teknolohikal na mode ng pagpapatakbo ng mga balon, kailangan mo munang magtatag ng isang pagtukoy na kadahilanan o pangkat ng mga kadahilanan upang bigyang-katwiran ang mode ng pagpapatakbo ng mga balon sa disenyo. Espesyal na atensyon sa kasong ito, ang taga-disenyo ay dapat bigyang-pansin ang pagkakaroon ng ilalim ng tubig, multi-layering at ang pagkakaroon ng hydrodynamic na koneksyon sa pagitan ng mga layer, sa anisotropy parameter, sa pagkakaroon ng mga lithological screen sa ibabaw ng lugar ng deposito, sa kalapitan ng contour na tubig , sa mga reserba at pagkamatagusin ng manipis, mataas na natatagusan na mga interlayer (super reservoirs), sa katatagan ng mga interlayer, sa laki ng pinakamataas na gradient kung saan nagsisimula ang pagkasira ng pormasyon, sa presyon at temperatura sa sistema ng "reservoir-GPP". , sa mga pagbabago sa mga katangian ng gas at likido depende sa presyon, sa mga kondisyon ng pagpapatuyo ng tubo at gas, atbp.

4. Pagkalkula ng anhydrous well flow rate, dependence ng flow rate sa antas ng pagbubukas ng formation, anisotropy parameter

Sa karamihan ng mga pormasyon na nagdadala ng gas, ang vertical at horizontal permeability ay naiiba, at, bilang panuntunan, ang vertical permeability k in ay mas mababa kaysa sa horizontal permeability k g Ang mababang vertical permeability ay binabawasan ang panganib ng pagbaha ng tubig ng mga gas well na nakalantad anisotropic formations na may ilalim na tubig sa panahon ng kanilang operasyon. Gayunpaman, na may mababang vertical permeability, ang daloy ng gas mula sa ibaba papunta sa lugar na naiimpluwensyahan ng di-kasakdalan ng balon sa mga tuntunin ng antas ng pagtagos ay mahirap din. Ang eksaktong mathematical na relasyon sa pagitan ng anisotropy parameter at ang halaga ng pinahihintulutang drawdown kapag ang isang balon ay tumagos sa anisotropic formation na may ilalim na tubig ay hindi pa naitatag. Ang paggamit ng mga pamamaraan para sa pagtukoy ng Qpr, na binuo para sa isotropic formations, ay humahantong sa mga makabuluhang error.

Algoritmo ng solusyon:

1. Tukuyin ang mga kritikal na parameter ng gas:

2. Tukuyin ang supercompressibility coefficient sa ilalim ng mga kondisyon ng reservoir:

3. Tukuyin ang densidad ng gas sa ilalim ng mga karaniwang kondisyon at pagkatapos ay sa ilalim ng mga kondisyon ng reservoir:

4. Hanapin ang taas ng formation water column na kinakailangan para makalikha ng pressure na 0.1 MPa:

5. Tukuyin ang mga coefficient a* at b*:

6. Tukuyin ang average na radius:

7. Maghanap ng coefficient D:

8. Tukuyin ang mga koepisyent K o , Q * at ang pinakamataas na rate ng daloy na walang tubig Q pr. depende sa antas ng pagbuo h at para sa dalawang magkaibang mga halaga ng anisotropy parameter:

Paunang data:

Talahanayan 1 - Paunang data para sa pagkalkula ng walang tubig na rehimen.

Talahanayan 4 - Pagkalkula ng anhydrous mode.

5. Pagsusuri ng mga resulta ng pagkalkula

Bilang resulta ng pagkalkula ng anhydrous na rehimen para sa iba't ibang antas ng pagbubukas ng pagbuo at para sa mga halaga ng anisotropy parameter na katumbas ng 0.03 at 0.003, nakuha ko ang mga sumusunod na dependencies:

Figure 1 - Pag-asa ng maximum na anhydrous flow rate sa antas ng pagbubukas para sa dalawang halaga ng anisotropy parameter: 0.03 at 0.003.

Maaari itong maging konklusyon na pinakamainam na halaga Ang autopsy ay 0.72 sa parehong mga kaso. Sa kasong ito, ang mas mataas na rate ng daloy ay nasa mas mataas na halaga anisotropy, iyon ay, na may mas malaking ratio ng vertical sa horizontal permeability.

Listahan ng ginamit na panitikan

1. "Mga tagubilin para sa isang komprehensibong pag-aaral ng gas at gas condensate wells." M: Nedra, 1980. Inedit ni Zotov G.A.. Aliev Z.S.

2. Ermilov O.M., Remizov V.V., Shirkovsky A.I., Chugunov L.S. "Reservoir physics, gas production at underground storage." M. Nauka, 1996

3. Aliev Z.S., Bondarenko V.V. Patnubay para sa pagdidisenyo ng pagbuo ng mga patlang ng gas at langis at gas. Pechora: Pechora time, 2002 - 896 p.

Mga katulad na dokumento

Heograpikal na lokasyon, geological na istraktura, nilalaman ng gas ng field. Pagsusuri ng mga tagapagpahiwatig ng pagganap ng well stock. Pagkalkula rehimen ng temperatura upang matukoy ang rate ng daloy kung saan hindi mabubuo ang mga hydrates sa ilalim at sa kahabaan ng wellbore.

thesis, idinagdag noong 04/13/2015


Diagram ng balon ng produksyon. Ang gawaing isinagawa sa panahon ng pag-unlad nito. Mga mapagkukunan ng reservoir energy at drainage mode ng gas reservoir. Average na mga rate ng daloy sa pamamagitan ng mga pamamaraan ng mahusay na operasyon. Submersible at surface equipment. Mga pamantayan sa komersyal na langis.

pagsubok, idinagdag noong 06/05/2013


Geological at pisikal na katangian ng bagay. Proyekto sa pag-unlad para sa isang seksyon ng pagbuo ng larangan ng Sutorminskoye gamit ang paraan ng langis ng Giprovostok. Well placement diagram, instantaneous well flow rate. Pagkalkula ng pag-asa ng bahagi ng langis sa paggawa ng balon.

course work, idinagdag noong 01/13/2011


Pagsusuri ng pagiging maaasahan ng mga deposito ng reserba ng gas; well stock, taunang withdrawals mula sa field, mga kondisyon ng pagtutubig. Pagkalkula ng mga tagapagpahiwatig ng pag-unlad ng field para sa pag-ubos sa ilalim ng teknolohikal na operating mode ng mga balon na may pare-parehong depresyon sa reservoir.

course work, idinagdag noong 11/27/2013


Pagtukoy sa kinakailangang bilang ng mga balon para sa isang patlang ng gas. Pinagmulan at pamamaraan ng lababo. Pagsusuri ng pag-asa ng daloy ng balon ng gas sa mga coordinate nito sa loob ng sektor. Pamamahagi ng presyon kasama ang sinag na dumadaan sa tuktok ng sektor, ang sentro ng balon.

course work, idinagdag 03/12/2015


Paglalarawan ng geological na istraktura ng deposito. Physicochemical properties at komposisyon ng libreng gas. Pagkalkula ng dami ng hydrate formation inhibitor para sa proseso ng pagkuha. Technological operating mode ng balon. Pagkalkula ng mga reserbang gas ng reservoir.

thesis, idinagdag noong 09.29.2014


Mga pamamaraan para sa pagkalkula ng walang tubig na panahon ng operasyon ng balon, na isinasaalang-alang ang mga tunay na katangian ng gas at heterogeneity ng pagbuo. Pagbawi ng condensate ng gas mula sa mga deposito na may ilalim na tubig. Ang dinamika ng naipon na produksyon ng gas at pagpasok ng tubig sa reservoir ng field ng Srednebotuobinskoye.

course work, idinagdag noong 06/17/2014


Mga katangiang geological at field ng Samotlor oil field. Tectonics at stratigraphy ng seksyon. Komposisyon at katangian ng mga bato sa mga produktibong pormasyon. Mga yugto ng pag-unlad ng field, mga pamamaraan ng pagpapatakbo at pagsukat ng mga balon. Paghahanda ng langis sa bukid.

ulat ng pagsasanay, idinagdag noong 12/08/2015


Pagpili ng kagamitan at pagpili ng mga bahagi ng pump ng isang centrifugal installation para sa pagpapatakbo ng isang balon sa field. Sinusuri ang mga diametrical na sukat ng mga submersible na kagamitan, mga parameter ng transpormer at istasyon ng kontrol. Paglalarawan ng disenyo ng de-koryenteng motor.

course work, idinagdag noong 06/24/2011


Pamamahagi ng presyon sa bahagi ng gas. Ang equation ni Bernoulli para sa malapot na daloy ng likido. Mga graph ng pag-asa ng rate ng daloy ng balon at presyon ng pambalot sa pagkamatagusin ng panloob na annular zone. Dupuis formula para sa steady filtration sa isang homogenous formation.

Magtrabaho sa paglikha ng isang balon sa lokal na lugar magbigay para sa pagbabarena at pagpapalakas ng ulo. Sa pagkumpleto, ang kumpanya na nagsagawa ng order ay kumukuha ng isang dokumento para sa balon. Ang pasaporte ay nagpapahiwatig ng mga parameter ng istraktura, mga katangian, mga sukat at mga kalkulasyon ng balon.

Well pamamaraan ng pagkalkula

Ang mga empleyado ng kumpanya ay gumuhit ng isang ulat ng inspeksyon at isang sertipiko ng paglipat para magamit.

Ang mga pamamaraan ay ipinag-uutos dahil ginagawa nilang posible na makakuha ng dokumentaryong ebidensya ng kakayahang magamit ng istraktura at ang posibilidad ng paglalagay nito sa operasyon.

Kasama sa dokumentasyon ang mga geological parameter at teknolohikal na katangian:

Upang masuri ang kawastuhan ng kalkulasyon, simulan ang isang pagsubok na pumping ng tubig sa mataas na pump power. Nagbibigay-daan ito para sa pinahusay na dynamics

Sa pagsasagawa, ang pangalawang formula ay ginagamit para sa katumpakan ng pagkalkula. Matapos makuha ang mga halaga ng daloy ng rate, ang average na tagapagpahiwatig ay tinutukoy, na ginagawang posible upang tumpak na matukoy ang pagtaas ng produktibo na may pagtaas sa dinamika ng 1 m.

Formula ng pagkalkula:

Dmatalo= D2 – D1/H2 – H1

• Dsp - tiyak na rate ng daloy;
• D1, H1 - mga tagapagpahiwatig ng unang pagsubok;
• D2, H2 - mga tagapagpahiwatig ng pangalawang pagsubok.

Sa pamamagitan lamang ng mga kalkulasyon ay maaaring makumpirma ang kawastuhan ng pananaliksik at pagbabarena ng paggamit ng tubig.

Mga katangian ng disenyo sa pagsasanay

Ang pagiging pamilyar sa mga pamamaraan para sa pagkalkula ng isang mahusay na paggamit ng tubig ay nag-uudyok sa tanong - bakit kailangan ng isang ordinaryong gumagamit ng paggamit ng tubig ang kaalamang ito? Mahalagang maunawaan dito na ang ani ng tubig ay isang solong paraan ng pagtatasa ng pagganap ng isang balon upang matugunan ang pangangailangan ng mga residente para sa tubig bago pumirma sa sertipiko ng pagtanggap.

Upang maiwasan ang mga problema sa hinaharap, magpatuloy tulad ng sumusunod:

1. Ang pagkalkula ay isinasagawa na isinasaalang-alang ang bilang ng mga residente ng bahay. Katamtaman pagkonsumo ng tubig - 200 litro bawat tao. Kabilang dito ang mga gastos ng pang-ekonomiyang pangangailangan At teknikal na paggamit. Kapag nagkalkula para sa isang pamilya na may 4 na tao, nakukuha namin ang pinakamataas na pagkonsumo ng tubig na 2.3 cubic meters/hour.
2. Sa proseso ng pagguhit ng isang kasunduan sa proyekto, ang halaga ng pagiging produktibo ng paggamit ng tubig ay kinukuha sa antas na hindi bababa sa 2.5 - 3 m 3 / h.
3. Pagkatapos makumpleto ang trabaho at kalkulahin ang antas ng balon, ang tubig ay pumped out, dynamics ay sinusukat at tubig ani ay tinutukoy sa pinakamataas na daloy rate ng bahay pump.

Maaaring lumitaw ang mga problema sa antas ng pagkalkula ng rate ng daloy ng isang balon sa panahon ng proseso ng control pumping gamit ang pump na pag-aari ng gumaganap na kumpanya.

Mga sandali na tumutukoy sa bilis ng pagpuno sa balon ng tubig:

1. Dami ng layer ng tubig;
2. Ang bilis ng pagbabawas nito;
3. Lalim tubig sa lupa at mga pagbabago sa antas depende sa panahon.

Ang mga balon na may water intake productivity na mas mababa sa 20 m 3 /day ay itinuturing na hindi produktibo.

Mga dahilan para sa mababang rate ng daloy:

• mga tampok ng hydrogeological na sitwasyon ng lugar;
• mga pagbabago depende sa oras ng taon;
• pagbara ng mga filter;
• mga pagbara sa mga tubo na nagsusuplay ng tubig pataas o ang kanilang defloration;
• natural na pagkasira ng bomba.

Kung ang mga problema ay natuklasan pagkatapos na maisagawa ang balon, ito ay nagpapahiwatig na may mga pagkakamali sa yugto ng pagkalkula ng parameter. Samakatuwid, ang yugtong ito ay isa sa pinakamahalaga at hindi dapat palampasin.

Upang madagdagan ang pagiging produktibo ng paggamit ng tubig, ang lalim ng balon ay nadagdagan upang ipakita ang isang karagdagang layer ng tubig.

Gumagamit din sila ng mga eksperimentong pamamaraan ng pagbomba ng tubig, paglalapat ng mga kemikal at mekanikal na epekto sa mga layer ng tubig, o ilipat ang balon sa ibang lokasyon.

Ang pangunahing elemento ng sistema ng supply ng tubig ay ang pinagmumulan ng supply ng tubig. Para sa mga autonomous na sistema sa mga pribadong sambahayan, ang mga dacha o sakahan, mga balon o mga borehole ay ginagamit bilang mga mapagkukunan. Ang prinsipyo ng supply ng tubig ay simple: pinupuno sila ng aquifer ng tubig, na ibinibigay sa mga gumagamit gamit ang isang bomba. Kapag ang bomba ay nagpapatakbo ng mahabang panahon, anuman ang kapangyarihan nito, hindi ito makakapagsupply ng mas maraming tubig kaysa sa inilalabas ng water carrier sa tubo.

Ang anumang pinagkukunan ay may limitadong dami ng tubig na maibibigay nito sa mamimili kada yunit ng oras.

Mga kahulugan ng daloy

Pagkatapos ng pagbabarena, ang organisasyon na nagsagawa ng trabaho ay nagbibigay ng isang ulat ng pagsubok, o isang pasaporte para sa balon, kung saan ang lahat ng kinakailangang mga parameter ay ipinasok. Gayunpaman, kapag ang pagbabarena para sa mga sambahayan, ang mga kontratista ay madalas na naglalagay ng mga tinatayang halaga sa pasaporte.

Maaari mong i-double-check ang katumpakan ng impormasyon o kalkulahin ang rate ng daloy ng iyong balon sa iyong sarili.

Dynamics, statics at taas ng column ng tubig

Bago ka magsimulang magsagawa ng mga sukat, kailangan mong maunawaan kung ano ang static at dynamic na antas ng tubig sa isang balon, pati na rin ang taas ng haligi ng tubig sa haligi ng balon. Ang pagsukat sa mga parameter na ito ay kinakailangan hindi lamang upang makalkula ang mahusay na produktibo, kundi pati na rin upang ang tamang pagpili pumping unit para sa sistema ng supply ng tubig.

• Ang static na antas ay ang taas ng haligi ng tubig sa kawalan ng paggamit ng tubig. Depende sa in-situ pressure at itinakda sa panahon ng downtime (karaniwang kahit isang oras);
• Dynamic na Antas – matatag na antas tubig sa panahon ng paggamit ng tubig, iyon ay, kapag ang pag-agos ng likido ay katumbas ng pag-agos;
• Ang taas ng column ay ang pagkakaiba sa pagitan ng lalim ng balon at ng static na antas.

Ang dynamics at statics ay sinusukat sa metro mula sa lupa, at ang taas ng column mula sa ilalim ng balon

Maaari kang kumuha ng pagsukat gamit ang:

• Electric level gauge;
• Isang elektrod na nakikipag-ugnayan kapag nakikipag-ugnayan sa tubig;
• Isang ordinaryong bigat na nakatali sa isang lubid.

Pagtukoy sa pagganap ng bomba

Kapag kinakalkula ang rate ng daloy, kinakailangang malaman ang pagganap ng bomba sa panahon ng pumping. Upang gawin ito, maaari mong gamitin ang mga sumusunod na pamamaraan:

• Tingnan ang flow meter o data ng metro;
• Basahin ang pasaporte para sa bomba at alamin ang pagganap sa pamamagitan ng operating point;
• Kalkulahin ang tinatayang rate ng daloy batay sa presyon ng tubig.

Sa huling kaso, kinakailangan upang ayusin ang isang tubo na may mas maliit na diameter sa isang pahalang na posisyon sa labasan ng tubo na nakakataas ng tubig. At gawin ang mga sumusunod na sukat:

• Haba ng tubo (min. 1.5 m) at diameter nito;
• Taas mula sa lupa hanggang sa gitna ng tubo;
• Ang haba ng jet mula sa dulo ng pipe hanggang sa punto ng epekto sa lupa.

Pagkatapos matanggap ang data, kailangan mong ihambing ang mga ito gamit ang isang diagram.

Ang pagsukat ng dynamic na antas at daloy ng daloy ng isang balon ay dapat gawin gamit ang isang bomba na may kapasidad walang kulang ang iyong tinantyang peak na daloy ng tubig.

Pinasimpleng pagkalkula

Ang Well flow rate ay ang ratio ng produkto ng water pumping intensity at ang taas ng water column sa pagkakaiba sa pagitan ng dynamic at static na lebel ng tubig. Upang matukoy ang rate ng daloy ng isang balon, ginagamit ang sumusunod na formula:

Dt = (V/(Hdin-Nst))*Hv, Saan

• Dt - kinakailangang rate ng daloy;
• V - dami ng pumped liquid;
• HDin – dynamic na antas;
• Hst - static na antas;
• Hv – taas ng column ng tubig.

Halimbawa, mayroon tayong balon na 60 metro ang lalim; ang static na kung saan ay 40 metro; ang dynamic na antas kapag nagpapatakbo ng isang bomba na may kapasidad na 3 metro kubiko bawat oras ay itinatag sa humigit-kumulang 47 metro.

Sa kabuuan, ang daloy ng daloy ay magiging: Dt = (3/(47-40))*20= 8.57 cubic meters/hour.

Ang isang pinasimpleng paraan ng pagsukat ay nagsasangkot ng pagsukat ng dynamic na antas kapag ang bomba ay gumagana sa isang kapasidad para sa pribadong sektor na ito ay maaaring sapat, ngunit hindi upang matukoy ang eksaktong larawan.

Tukoy na rate ng daloy

Sa isang pagtaas sa pagganap ng bomba, ang dynamic na antas, at, nang naaayon, ang aktwal na rate ng daloy ay bumababa. Samakatuwid, ang paggamit ng tubig ay mas tumpak na nailalarawan sa pamamagitan ng koepisyent ng pagiging produktibo at tiyak na rate ng daloy.

Upang kalkulahin ang huli, hindi isa, ngunit dalawang sukat ng dynamic na antas ang dapat gawin sa magkakaibang mga rate ng paggamit ng tubig.

Ang tiyak na rate ng daloy ng isang balon ay ang dami ng tubig na inilabas kapag bumababa ang antas nito para sa bawat metro.

Tinutukoy ito ng formula bilang ratio ng pagkakaiba sa pagitan ng mas malaki at mas maliit na mga halaga ng intensity ng paggamit ng tubig sa pagkakaiba sa pagitan ng mga halaga ng drop sa column ng tubig.

Dsp=(V2-V1)/(h2-h1), saan

• Dsp – tiyak na rate ng daloy
• V2 – dami ng pumped water sa pangalawang pag-inom ng tubig
• V1 – pangunahing pumped volume
• h2 – pagbaba ng antas ng tubig sa pangalawang pag-inom ng tubig
• h1 – pagbaba ng antas sa unang pag-inom ng tubig

Bumabalik sa aming conditional well: sa paggamit ng tubig sa intensity na 3 cubic meters kada oras, ang pagkakaiba sa pagitan ng dynamics at statics ay 7 m; kapag muling pagsukat na may kapasidad ng bomba na 6 metro kubiko bawat oras, ang pagkakaiba ay 15 m.

Sa kabuuan, ang tiyak na rate ng daloy ay magiging: Dsp = (6-3)/(15-7)= 0.375 cubic meters/hour

Tunay na rate ng daloy

Ang pagkalkula ay batay sa tiyak na tagapagpahiwatig at ang distansya mula sa ibabaw ng lupa hanggang sa tuktok na punto ng filter zone, na isinasaalang-alang ang kondisyon na ang pumping unit ay hindi lulubog sa ibaba. Ang pagkalkula na ito ay mas malapit sa katotohanan hangga't maaari.

DT= (Hf-Hst) * Doud, saan

• Dt - rate ng daloy ng balon;
• Hf - distansya sa simula ng filter zone (sa aming kaso kukunin namin ito bilang 57 m);
• Hst - static na antas;
• Dsp – tiyak na rate ng daloy.

Sa kabuuan, ang tunay na rate ng daloy ay magiging: Dt = (57-40)*0.375= 6.375 cubic meters/hour.

Tulad ng nakikita mo, sa kaso ng aming haka-haka na balon, ang pagkakaiba sa pagitan ng pinasimple at kasunod na mga sukat ay halos 2.2 metro kubiko bawat oras sa direksyon ng pagbaba ng produktibo.

Pagbaba ng rate ng daloy

Sa panahon ng operasyon, ang pagiging produktibo ng isang balon ay maaaring bumaba ang pangunahing dahilan para sa isang pagbaba sa daloy rate ay clogging, at upang madagdagan ito sa nakaraang antas kailangang linisin ang mga filter.

Sa paglipas ng panahon ang mga impeller centrifugal pump maaaring masira, lalo na kung ang iyong balon ay nasa buhangin, kung saan ang pagiging produktibo nito ay magiging mas mababa.

Gayunpaman, maaaring hindi makatulong ang paglilinis kung mayroon kang balon na mababa ang ani ng tubig. Ang mga dahilan para dito ay iba: ang diameter ng tubo ng produksyon ay hindi sapat, nahulog ito sa aquifer, o naglalaman ito ng kaunting kahalumigmigan.