Розрахунок дебіту газового. Розрахунок дебіту свердловини. Процедура проведення розрахунку свердловини

Володимир Хомутко

Час на читання: 4 хвилини

А А

Способи розрахунку дебіту нафти

При визначенні продуктивності визначають її дебіт, який дуже важливим показником при розрахунку планованої продуктивності.

Важливість цього показника важко переоцінити, оскільки за його допомогою визначають – окупить отриману з конкретної ділянки сировину вартість її розробки чи ні.

Формул та методик розрахунку цього показника декілька. Багато підприємств користуються формулою французького інженера Дюпюї, який багато років присвятив вивченню принципів руху ґрунтових вод. За допомогою розрахунку за цією методикою досить просто визначити, чи доцільно розробляти ту чи іншу ділянку родовища з економічного погляду.

Дебітом у разі називається обсяг рідини, який постачає свердловина за певний проміжок часу.

Варто сказати, що досить часто здобувачі нехтують розрахунком цього показника при встановленні видобувного обладнання, проте це може призвести до сумних наслідків. Розрахована величина, яка визначає кількість нафти, що видобувається, має кілька методик визначення, про які ми поговоримо далі.

Найчастіше цей показник по-іншому називають «продуктивність насоса», проте це визначення не зовсім точно характеризує отримувану величину, оскільки властивості насоса мають власні похибки. У зв'язку з цим об'єм рідин, що визначається розрахунковим шляхом, і газів у деяких випадках сильно різниться із заявленим.

Взагалі, значення цього показника розраховується для того, щоб вибрати насосне обладнання. Заздалегідь визначивши за допомогою розрахунку продуктивність певної ділянки, можна вже на етапі планування розробки виключити насоси, що не підходять за своїми параметрами.

Розрахунок цього значення необхідний будь-якому видобувному підприємству, оскільки нафтоносні ділянки з низькою продуктивністю можуть виявитися нерентабельними, і розробка їх буде збитковою. Крім того, неправильно обране насосне обладнання через вчасно не зроблені розрахунки може призвести до того, що підприємство замість запланованого прибутку отримає суттєві збитки.

Ще одним важливим фактором, що свідчить про обов'язковість такого розрахунку для кожної конкретної свердловини, є той факт, що навіть дебіти розташованих поблизу свердловин, що вже працюють, можуть істотно відрізнятися від дебіту нової.

Найчастіше така суттєва різниця пояснюється конкретними значеннями величин, що підставляються в формули. Наприклад, проникність пласта може мати істотні відмінності в залежності від глибини залягання продуктивного шару, а чим нижче проникність пласта, тим менша продуктивність ділянки і, зрозуміло, нижча його рентабельність.

Розрахунок дебіту не тільки допомагає при виборі насосного обладнання, але й дозволяє визначити оптимальне місце буріння колодязя.

Встановлення нової видобувної вежі є ризикованою справою, оскільки навіть найкваліфікованіші фахівці в галузі геології до кінця не знають усіх таємниць землі.

В даний час існує безліч різновидів професійного обладнання для нафтовидобутку, але для того, щоб зробити правильний вибір, необхідно спочатку визначити всі необхідні бурові параметри. Правильний розрахунок таких параметрів дозволить підібрати оптимальний робочий комплект, який буде найефективнішим для ділянки з конкретною продуктивністю.

Способи розрахунку цього показника

Як ми сказали раніше, методів розрахунку цього показника існує кілька.

Найчастіше використовують дві методики – стандартну, і із застосуванням згаданої нами вище формули Дюпюї.

Варто одразу сказати, що другий спосіб хоч і складніший, але дає більш точний результат, оскільки французький інженер усе своє життя присвятив вивченню цієї сфери, внаслідок чого у його формулі використовується набагато більше параметрів, ніж у стандартній методиці. Однак, ми розглянемо обидва способи.

Стандартний розрахунок

Ця методика заснована на такій формулі:

D = H x V / (Hд - Hст), де

D – це значення дебіту свердловини;

Н – це висота водяного стовпа;

V – продуктивність насоса;

Нд - динамічний рівень;

Нст – статичний рівень.

За показник статичного рівня в даному випадку береться відстань від початкового рівня підземних вод до початкових грунтових шарів, а динамічний рівень використовується абсолютна величина, яку визначають за допомогою виміру рівня води після її відкачування, використовуючи вимірювальний інструментарій.

Існує поняття оптимального показника дебіту нафтоносної ділянки родовища. Його визначають як визначення загального рівня депресії конкретної свердловини, так всього продуктивного пласта цілком.

Формула розрахунку середнього рівня депресії має на увазі значення забійного тиску Рзаб = 0. Дебіт конкретної свердловини, який був розрахований для оптимального показника депресії, і є оптимальним значенням цього показника.

Механічне та фізичне тиск на пласт може призвести до обвалення деяких частин внутрішніх стінок стовбура. Внаслідок цього потенційний дебіт нерідко доводиться зменшувати механічним способом, щоб не порушувати безперебійність видобутку і зберегти міцність і цілісність стінок стовбура.

Як бачите, стандартна формула є найпростішою, у результаті результат вона дає з досить істотною похибкою. Щоб отримати більш точний і об'єктивний результат, доцільно використовувати нехай і складнішу, але набагато точнішу формулу Дюпюї, яка враховує більшу кількість важливих параметрів конкретної ділянки.

Розрахунок за Дюпюї

Варто сказати, що Дюпюї був не лише кваліфікованим інженером, а й чудовим теоретиком.

Він вивів навіть не одну, а дві формули, перша з яких застосовується для визначення потенційної гідропровідності та продуктивності для насосного обладнання та нафтоносного пласта, друга дозволяє проводити розрахунок для не ідеальних насоса і родовища, ґрунтуючись на показниках їх фактичної продуктивності.

Отже, розберемо першу формулу Дюпюї:

N0 = kh / ub * 2∏ / ln (Rk / rc), де

N0 – це показник потенційної продуктивності;

Kh/u – коефіцієнт гідропровідності нафтоносного пласта;

b - коефіцієнт, що враховує розширення за обсягом;

∏ – це число Пі = 3,14;

Rk – це значення радіусу контурного живлення;

Rc – значення долотного радіусу, виміряного на всій відстані до розкритого продуктивного пласта.

Друга формула Дюпюї:

N = kh/ub * 2∏ / (ln(Rk/rc)+S, де

N – показник фактичної продуктивності;

S – так званий скін-фактор, який визначає фільтраційний опір течії.

Інші параметри розшифровуються так само, як і в першій формулі.

Друга формула Дюпюї визначення фактичної продуктивності конкретного нафтоносного ділянки нині використовується практично всіма видобувними компаніями.

Варто сказати, що для підвищення продуктивності родовища у деяких випадках використовують технологію гідравлічного розриву продуктивного пласта, суть якої – механічне утворення у ньому тріщин.

Періодично можливе проведення так званого механічного регулювання дебіту нафти в свердловині. Вона проводиться за допомогою підвищення вибійного тиску, що призводить до зниження рівня видобутку та показує фактичні можливості кожної нафтоносної ділянки родовища.

Крім того, щоб підвищити дебіт застосовують і термокислотну обробку.

За допомогою різних розчинів, що містять в собі кислотні рідини, проводять очищення породи від відкладень смол, солей та інших хімічних речовин, що утворилися в процесі буріння та експлуатації, які заважають якісній та ефективній розробці продуктивного пласта.

Спочатку кислотну рідину заливають у стовбур до тих пір, поки вона не заповнить площу перед пластом, що розробляється. Потім закривають засувку і під тиском цей розчин проходить далі вглиб. Залишки цього розчину вимивають або нафтою або водою після відновлення видобутку вуглеводневої сировини.

Варто сказати, що природне зниження продуктивності нафтових родовищ знаходиться на рівні від 10 до 20 відсотків на рік, якщо рахувати від початкових значень цього показника, отриманих на момент запуску видобутку. Описані вище технології дозволяють збільшити інтенсивність видобутку на родовищі.

Дебіт потрібно розраховувати через певні періоди часу. Це допомагає при формуванні стратегії розвитку будь-якої сучасної нафтовидобувної компанії, яка постачає сировину підприємствам, які виробляють різні нафтопродукти.

Дебіт свердловини - це основний параметр свердловини, Який показує, скільки води можна з неї отримати за певний проміжок часу. Вимірюється дана величина м 3 /день, м 3 /годину, м 3 /хв. Отже, що більше дебіт свердловини, то вище її продуктивність.

Визначати дебіт свердловини потрібно в першу чергу для того, щоб знати, на який обсяг рідини ви можете розраховувати. Наприклад, чи вистачить води для безперебійного використання у ванній кімнаті, на городі для поливу і т.д. Крім того, цей параметр добре допомагає у виборі насоса для подачі води. Так, чим він більший, тим більше продуктивний насосможно використовувати. Якщо ж купувати насос не звертаючи уваги на дебіт свердловини, то може статися так, що він висмоктуватиме воду зі свердловини швидше, ніж вона наповнюватиметься.

Статичний та динамічний рівні води

Для того, щоб розрахувати дебет свердловини, необхідно знати статичний і динамічний рівні води. Перша величина позначає рівень води у спокійному стані, тобто. у той момент, коли відкачування води ще не проводилося. Друга величина визначає усталений рівень води під час роботи насоса, тобто. коли швидкість її викачування дорівнює швидкості наповнення свердловини (вода перестає зменшуватися). Іншими словами, цей дебіт безпосередньо залежить від продуктивності насоса, яка вказується у його паспорті.

Обидва ці показники вимірюються від поверхні води до землі. Одиниця виміру при цьому найчастіше вибирається метр. Так, наприклад, рівень води було зафіксовано на позначці 2 м, а після включення насоса він встановився на позначці 3 м, отже, статичний рівень води дорівнює 2 м, а динамічний - 3 м.

Також тут хотілося б відзначити, що якщо різниця між цими двома величинами не значна (наприклад, 0,5-1 м), то можна сказати, що дебет свердловини великий і швидше за все вище продуктивності насоса.

Розрахунок дебіту свердловини

Як визначається дебіт свердловини? Для цього потрібний високопродуктивний насос і мірна ємність для викачування води, бажано, якомога більших розмірів. А сам розрахунок краще розглядати на конкретному прикладі.

Вихідні дані 1:

• Глибина свердловини 10 м.

• Початок рівня фільтраційної зони (зона забору води з водоносного шару) - 8 м.

• Статичний рівень води - 6 м.

• Висота стовпа води у трубі - 10-6 = 4м.

• Динамічний рівень води - 8,5 м. Дана величина відображає кількість води, що залишилася в свердловині після відкачування з неї 3 м 3 води, при витраченому часі на це 1 годину. Іншими словами, 8,5 м - це динамічний рівень води при дебеті 3 м 3 /годину, що знизився на 2,5 м.

Розрахунок 1:

Дебіт свердловини розраховується за такою формулою:

D ск = (U/(H дин-Н ст)) · H = (3/(8,5-6))*4 = 4,8 м 3 /год,

Висновок:дебет свердловини дорівнює 4,8 м 3 /год.

Поданий розрахунок часто застосовується бурильниками. Але він несе у собі дуже велику похибку. Так як цей розрахунок передбачає, що динамічний рівень води збільшуватиметься прямопропорційно швидкості викачування води. Наприклад, зі збільшенням відкачування води до 4 м 3 /год, відповідно до нього, рівень води в трубі падає на 5 м, а це не так. Тому є точніша методика з включенням до розрахунку параметрів другого водозабору визначення питомого дебіту.

Що потрібно робити при цьому? Необхідно після першого водозабору та зняття даних (попередній варіант), дати воді встоятись і повернутися до свого статичного рівня. Після цього викачувати воду з іншою швидкістю, наприклад, 4 м 3 /год.

Вихідні дані 2:

• Параметри свердловини самі.

• Динамічний рівень води - 9,5 м. За інтенсивності водозабору 4 м 3 /год.

Розрахунок 2:

Питомий дебіт свердловини розраховується за такою формулою:

D у = (U 2 -U 1)/(h 2 -h 1) = (4-3)/(3,5-2,5) = 1 м 3 /год,

У результаті виходить, підвищення динамічного рівня води на 1 м сприяє приросту дебіту на 1 м 3 /год. Але це тільки за умови, що насос буде не нижче початку фільтраційної зони.

Реальний дебіт тут обчислюється за такою формулою:

D ск = (Н ф -Н ст) · D у = (8-6) · 1 = 2 м 3 /год,

• H ф = 8 м- Початок рівня фільтраційної зони.

Висновок:дебет свердловини дорівнює 2 м 3 /год.

Після порівняння видно, що величини дебіту свердловини в залежності від методики розрахунку відрізняються один від одного більш ніж у 2 рази. Але другий розрахунок той самий не точний. Дебіт свердловини, обчислений через питомий дебіт, лише наближений до реального значення.

Способи збільшення дебіту свердловини

Наприкінці хотілося б згадати у тому, як можна збільшити дебіт свердловини. Способи по суті дві. Перший спосіб - це прочистити експлуатаційну трубу та фільтр у свердловині. Другий у тому, щоб перевірити працездатність насоса. Раптом саме з його причини знизилася кількість води, що видобувається.

РАЗРАХУНОК ДЕБІТУ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН З ГОРИЗОНТАЛЬНИМ КІНЦЕМ Ушакова А.В.

Ушакова Анастасія Вадимівна - магістрант, кафедра розробки та експлуатації нафтових та газових родовищ, Тюменський індустріальний університет, м. Тюмень

Анотація: для обґрунтування режиму роботи свердловини та прогнозування параметрів розробки необхідно насамперед зробити розрахунок продуктивності свердловини - встановити залежність між дебітом свердловини та депресією. Дебіт свердловини, а також глибина залягання пласта, на який планується буріння, впливають на конструкцію свердловини, крім того, при виборі конструкції необхідно забезпечити мінімальне значення втрат тиску по стовбуру. У разі горизонтальної (пологої) свердловини втрати тиску виявляються також у горизонтальній частині стовбура. У цій роботі описані основні види гідравлічних опорів, що зустрічаються при русі газу до горизонтальної свердловини, та наведено методи розрахунку профілю припливу та дебіту горизонтальної свердловини.

Ключові слова: горизонтальна газова свердловина, профіль припливу, втрати тиску.

Питанням припливу газу до горизонтальних свердловин займалися З.С. Алієв, В.В. Шеремет, В.А. Чорних, Сохошко С.К. , Телков А.П. .

Основні труднощі аналітичних рішень задач припливу до горизонтальних свердловин пов'язані з нелінійною залежністю між градієнтом тиску та швидкістю фільтрації, а також визначенням втрат на тертя при русі газу та газоконденсатної суміші в горизонтальному стовбурі, особливо при значних дебітах та великій довжині стовбура.

Сохошко С. К. виділяє 3 групи робіт, присвячених продуктивності горизонтальних газових свердловин:

1 Порівняно точне рішення про приплив газу до горизонтальної свердловини при лінійній залежності між градієнтом тиску та швидкістю фільтрації;

2. Наближене рішення задачі про приплив газу до горизонтальної свердловини при нелінійній залежності між градієнтом тиску та швидкістю фільтрації;

3 Точне чисельне рішення задачі про приплив газу до горизонтальної свердловини при нелінійному законі фільтрації, викладене в роботі та лінійному законі;

Недоліком даних робіт є те, що в них приймається постійним вибійним тиском по довжині горизонтального стовбура, а також не враховується вплив гирлового тиску на продуктивність горизонтальних свердловин. В результаті отримано пряме відношення продуктивності та довжини горизонтальної ділянки.

Тим не менш, багато дослідників заявляють, що дана схема розрахунку продуктивності докорінно не вірна. Для горизонтальних свердловин знання про розподіл вибійного тиску по стволу має важливішу роль, ніж для вертикальних. Це з тим, що площа зони дренування в горизонтальній свердловині більше проти вертикальної.

Одне з рішень, у якому враховується зміна вибійного тиску під час розрахунку продуктивності, отримано З.С. Алієвим та А.Д. Сивих. Також рішення профілю притоку вперше з урахуванням усіх видів гідравлічних опорів, у тому числі місцевих опорів перфораційних отворів, їх розташування та щільності, а також з урахуванням кута нахилу для горизонтальної газової свердловини, отримано Сохошко С.К. .

| 37 | Сучасні інновації № 2(30) 2018

Список літератури

1. Алієв З.С., Шеремет В.В. Визначення продуктивності горизонтальних свердловин, що розкрили газові та газонафтові пласти М.: Надра, 1995.

Методики визначення граничних безводних дебітів газових свердловин за наявності екрану та інтерпретація результатів дослідження таких свердловин розроблено недостатньо. До цього часу питання можливості збільшення граничних безводних дебітів свердловин, що розкривають газоносні пласти з підошовною водою, способом створення штучного екрану, вивчений також недостатньо повно. Тут наводиться аналітичне рішення зазначеної задачі та розглянуто випадок, коли недосконала свердловина розкрила однорідно-анізотропний круговий пласт з підошовною водою та експлуатується за наявності непроникного екрану. Розроблено наближену методику розрахунку граничних безводних дебітів вертикальних газових свердловин при нелінійному законі фільтрації, обумовлених наявністю непроникного вибійного екрану. Встановлено, що величина граничного безводного дебіту залежить не тільки від розмірів екрану, а й від положення по вертикалі газонасиченого пласта; визначено оптимальне положення екрану, що характеризує найбільший граничний дебіт. Зроблено практичні розрахунки на конкретних прикладах.

методика розрахунку

безводний дебіт

вертикальна свердловина

газова свердловина

1. Карпов В.П., Шерстняков В.Ф. Характер фазових проникностей за промисловими даними. НТС із видобутку нафти. - М.: ГТТІ. - №18. - С. 36-42.

2. Телков А.П. Підземна гідрогазодинаміка. - Уфа, 1974. - 224 с.

3. Телков А.П., Грачов С.І. та ін Особливості розробки нафтогазових родовищ (Частина II). - Тюмень: з-за ТОВНІПІКБС-Т, 2001. - 482 с.

4. Телков А.П., Стклянін Ю.І. Утворення конусів води при видобутку нафти та газу. - М.: Надра, 1965.

5. Стклянін Ю.І., Телков А.П. Приплив до горизонтального дрена та недосконалої свердловини в смугоподібному анізотропному шарі. Розрахунок граничних безводних дебітів. ПМТФ АН СРСР. - № 1. - 1962.

У цій статті наводиться аналітичне рішення зазначеної задачі та розглянуто випадок, коли недосконала свердловина розкрила однорідно-анізотропний круговий пласт з підошовною водою та експлуатується за наявності непроникного екрану (рисунок 1). Вважаємо, що реальний газ, рух газу, що встановилося і підпорядковується нелінійному закону фільтрації.

Рис.1. Тризонна схема припливу газу до недосконалої свердловини з екраном

Виходячи з прийнятих умов, рівняння припливу газу до свердловини в зонах I, II, III відповідно набудуть вигляду:

; ; (2)

; ; , (3)

де a та b визначаються за формулами. Інші позначення показані на схемі (див. рисунок 1). Рівняння (2) і (3) у цьому випадку описують приплив до укрупнених свердловин відповідно з радіусами rе та (rе+ho).

Умова стійкості на межі поділу газ-вода (див. лінію СD) згідно із законом Паскаля запишеться рівнянням

де ρв – щільність води, – капілярний тиск як функція насиченості водою на межі розділу газ-вода.

Вирішуючи спільно (1)-(3), після низки перетворень, отримуємо рівняння припливу

Зі спільного рішення (2) і (4) отримуємо квадратне рівняння щодо безрозмірного граничного дебіту , один з коренів якого з урахуванням (7) і після ряду перетворень виявляється:

де (7)

(8)

Перехід до розмірного граничного безводного дебіту здійснюється за формулами:

(9)

де - середньозважений тиск у газовому покладі.

Таблиця 1

Значення фільтраційних опорів, обумовлених екраном на забої

Додаткові фільтраційні опори і , обумовлені екраном, розраховані на ЕОМ за формулами (6), затабульовані (таблиця 1) та представлені графіками (рисунок 2). Функція (6) розрахована на ЕОМ і представлена ​​графічно (рисунок 3). Гранична депресія може бути встановлена ​​за рівнянням припливу (4.4.4) Q=Qпр.

Рис.2. Фільтраційні опори і обумовлені екраном при стійкій межі розділу газ-вода

Рис.3. Залежність безрозмірного граничного дебіту qпр від відносного розтину при параметрах ρ=1/æ* і α

На малюнку 3 наведено залежність безрозмірного граничного дебіту q від ступеня розтину при параметрах Rе та α. Криві показують, що зі збільшенням розміру екрана (<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.

приклад. Дренується газова шапка, що контактує з підошовною водою. Потрібно визначити: граничний дебіт газової свердловини, що обмежує прорив ГВК до вибою та граничний дебіт за наявності непроникного екрану.

Вихідні дані: Рпл = 26,7 МПа; К = 35,1 · 10-3 мкм2; Ro = 300 м; ho = 7,2 м; =0,3; =978 кг/м3; =210 кг/м3 (у пластових умовах); æ*=6,88; =0,02265 МПа·с (у пластових умовах); Тпл = 346 К; Тст = 293 До; Рат = 0,1013 МПа; rе = ho = 7,2 м і rе = 0,5 ho = 3,6 м.

Визначаємо параметр розміщення

З графіків знаходимо безрозмірний граничний безводний дебіт рідини q(ρо,)q(6,1;0,3)=0,15.

За формулою (9) підраховуємо:

Qo = 52,016 тис. м3/добу; тис. м3/добу.

Визначаємо безрозмірні параметри за наявності екрану:

За графіками (див. рисунок 2) або таблиці знаходимо додаткові фільтраційні опори: С1 = С1 (0,15; 0,3; 1) = 0,6; С2 = С2 (0,15; 0,3; 1) = 3,0.

За формулою (7) знаходимо безрозмірний параметр =394,75.

За формулою (9) підраховуємо дебіт, який становив Qo47,9 тис. м3/добу.

Розрахунки за формулами (7) та (8) дають: Х=51,489 та Y=5,773·10-2.

Безрозмірний граничний дебіт, розрахований за формулою (6), дорівнює q=1,465.

Визначаємо розмірний граничний дебіт, обумовлений екраном, із співвідношення Qпр = qQo = 1,465 · 47,970,188 тис.м3/сут.

Розрахунковий граничний дебіт без екрана з аналогічними вихідними параметрами становить 7,8 тис. м3/добу. Таким чином, у даному випадку наявність екрана збільшує граничний дебіт майже в 10 разів.

Якщо прийняти rе = 3,6 м; тобто. вдвічі менше розміру, ніж газонасичена товщина, тоді отримуємо наступні розрахункові параметри:

2; С1 = 1,30; С2 = 5,20; Х = 52,45; Y=1,703·10-2; q=0,445 і Qпр=21,3 тис.м3/добу. У разі граничний дебіт збільшується лише у 2,73 разу.

Слід зазначити, що величина граничного дебіту залежить тільки від розмірів екрана, а й його положення по вертикалі газонасиченого пласта, тобто. від відносного розкриття пласта, якщо екран розташовується безпосередньо перед вибоєм. Дослідження рішення (6) показало, що є оптимальне положення екрану, що залежить від параметрів ρ, α, Rе, яке відповідає найбільшому граничному дебіту. У розглянутій задачі оптимальним розтином є = 0,6.

Приймаємо ρ=0,145 та =1. За викладеною методикою отримуємо розрахункові параметри: С1 = 0,1; С2 = 0,5; X = 24,672; Y = 0,478.

Визначаємо безрозмірний дебіт:

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

Розмірний граничний дебіт знаходиться за формулою (9)

Qпр = qQo = 5,323 · 103 = 254,94 тис.м3/сут.

Отже, дебіт проти відносним розтином =0,3 збільшився 3,6 разу.

Викладений спосіб визначення граничного безводного дебіту є наближеним, оскільки він розглядає стійкість конуса, вершина якого вже досягла радіуса екрану rэ.

При наведених рішень отримаємо формули для визначення q() для недосконалої газової свердловини в умовах нелінійного закону фільтрації з урахуванням додаткових фільтраційних опорів. Ці формули також будуть наближеними, і з них розраховується підвищене значення граничного безводного дебіту.

Для побудови двочленного рівняння припливу газу умовах гранично-стійкого конуса підошовної води необхідно знати фільтраційні опори саме у умовах. Визначити їх можна з теорії стійкого конусоутворення Маскета-Чарного. Рівняння лінії струму, що обмежує область просторового руху до недосконалої свердловини в однорідно-анізотропному пласті, коли вже стався прорив вершини конуса до вибою свердловини, відповідно до теорії безнапірного руху, запишемо у вигляді

(10)

де q= - безрозмірний граничний безводний дебіт, який визначається за наведеними (відомими) наближеними формулами і графіками; - Безрозмірний параметр.

Виражаючи швидкість фільтрації через витрату , підставляючи рівняння межі розділу (10) диференціальне рівняння (1), враховуючи закон газового стану та інтегруючи за тиском Р і радіусу r у відповідних межах, отримаємо рівняння припливу виду (12) і формули (13), яких слід прийняти:

; , (11)

(12)

де Li(x) – інтегральний логарифм, який пов'язаний з інтегральною функцією залежністю.

(13)

При x>1 інтеграл (13) розходиться у точці t=1. І тут під Li(x) треба розуміти значення невласного інтеграла. Оскільки методи визначення безрозмірних граничних безводних дебітів добре відомі, очевидно, немає необхідності табулювати функції (11) і (12).

1. Розроблено наближену методику розрахунку граничних безводних дебітів вертикальних газових свердловин при нелінійному законі фільтрації, обумовлених наявністю непроникного вибійного екрану. Безрозмірні граничні дебіти та відповідні додаткові фільтраційні опори розраховані на комп'ютері, результати затабульовані та наведені відповідні графічні залежності.

2. Встановлено, що величина граничного безводного дебіту залежить не тільки від розмірів екрану, а й від його положення за вертикаллю газонасиченого пласта; визначено оптимальне положення екрану, що характеризує найбільший граничний дебіт.

3. Здійснено практичні розрахунки на конкретному прикладі.

Рецензенти:

Грачов С.І., д.т.н., професор, завідувач кафедри «Розробка та експлуатація нафтових та газових родовищ», Інститут геології та нафтогазовидобутку, ФДБОУ ТюмДНГУ, м. Тюмень;

Сохошко С.К., д.т.н., професор, професор кафедри «Розробка та експлуатація нафтових та газових родовищ», Інститут геології та нафтогазовидобутку, ФДБОУ ТюмДНГУ, м. Тюмень.

Бібліографічне посилання

Одне з головних завдань після того, як буріння свердловини закінчено розрахувати її дебіт. Деякі люди не зовсім уявляють, що таке дебіт свердловини. У нашій статті ми подивимося, що це таке та як розраховується. Це потрібно для того, щоб зрозуміти, чи зможе вона забезпечити потребу у воді. Розрахунок дебіту свердловини визначається до того, як організація, що здійснює буріння, видасть Вам паспорт об'єкта, оскільки дані порахованого ними та реального може не завжди збігатися.

Як визначити

Всім відомо, що головне призначення свердловини – забезпечити власників водою високої якості у достатньому обсязі. Це потрібно зробити ще до того, як закінчилися роботи з буріння. Потім ці дані слід порівняти з тими, що отримали при геологічній розвідці. Геологічна розвідка дає інформацію про те, чи є в цьому місці водоносна жила і якою вона є потужності.

Але далеко не все залежить від кількості води, що залягає на ділянці, адже багато визначає правильність облаштування безпосередньо свердловини, як її спроектували, на якій глибині, наскільки якісне обладнання.

Основні дані для визначення дебету

Щоб визначити продуктивність свердловини та її відповідність у потребах води, допоможе правильне визначення дебіту свердловини. Іншими словами, чи вистачить Вам води з цієї свердловини на побутові потреби.

Динамічний та статичний рівень

Перед тим, як дізнатися, який дебіт свердловини на воду потрібно отримати ще деякі дані. В даному випадку йдеться про динамічний та статичний показники. Що вони являють собою і яким чином розраховуються, ми зараз розповімо.

Важливо, що дебіт є незмінною величиною. Він повністю залежить від сезонних змін, а також від деяких інших обставин. Тому встановити точно його показники неможливо. Це означає, що слід використовувати приблизні показники. Ця робота потрібна, щоб встановити чи вистачить певного водного запасу для нормальних побутових умов.

Статичний рівень показує, скільки води є у свердловині без паркану. Такий показник вважається шляхом виміру від поверхні землі до водного дзеркала. Його слід визначити тоді, коли вода перестане підніматися від чергового паркану.

Показники дебіту родовищ

Для того, щоб інформація була об'єктивною, потрібно почекати, поки вода набереться до попереднього рівня. Тільки згодом можна продовжувати свої дослідження. Щоб інформація була об'єктивною, треба робити послідовно.

Для того щоб визначити дебіт, нам потрібно встановити динамічний та статичний показники. У тому, що з точності потрібно розрахувати кілька разів динамічний показник. Під час розрахунку необхідно здійснювати відкачування з різною інтенсивністю. У цьому випадку помилка буде мінімальною.

Як розраховують дебіт

Щоб не ламати голову, як збільшити дебіт свердловини вже після того, як її введено в експлуатацію, потрібно провести розрахунки максимально точно. В іншому випадку Вам у майбутньому може не вистачати води. А якщо згодом свердловина почне замулюватися і водовіддача ще знизиться, то проблема лише погіршиться.

Якщо свердловина має глибину приблизно 80 метрів, при тому, що зона, в якій починається забір води, розташована на позначці 75 метрів від поверхні, статичний показник (Hst) буде знаходитися на глибині 40 метрів. Такі дані нам допоможуть визначити, яка висота стовпа води (Hw): 80 - 40 = 40 м.

Є спосіб дуже простий, але його дані не завжди правдиві, спосіб визначення дебіту (D). Щоб встановити, необхідно протягом години відкачувати воду, а потім заміряти динамічний рівень (Hd). Зробити це цілком під силу і самостійно, використовуючи таку формулу: D = V * Hw / Hd - Hst. Інтенсивність відкачування м 3 /годину позначені V.

У даному випадку, наприклад, Ви відкачали за годину 3 м 3 води, рівень знизився на 12 м, то динамічний рівень становив 40 + 12 = 52 м. Тепер можна перенести наші дані під формулу та отримаємо дебіт, який становить 10 м 3 /год. .

Практично завжди для розрахунку та внесення до паспорту використовують саме цей метод. Але він не відрізняється високою точністю, оскільки не беруть до уваги залежність між інтенсивністю та динамічним показником. Це означає, що не беруть до уваги важливий показник потужності насосного обладнання. Якщо будете використовувати більш менш потужний насос, то цей показник значно відрізнятиметься.

За допомогою мотузки зі схилом можна визначити рівень води

Як ми вже говорили, щоб отримати достовірніші розрахунки, необхідно кілька разів заміряти динамічний рівень, використовуючи насоси різної потужності. Тільки так результат буде найближчим до істини.

Щоб провести розрахунки даним методом, потрібно після першого виміру почекати, поки рівень води не встановиться на колишньому рівні. Потім годину відкачуйте воду насосом іншої потужності та заміряйте динамічний показник.

Наприклад, він становив 64 м, а обсяг відкачаної води становив 5 м 3 . Дані, які ми отримали під час двох огорож, дозволять отримати інформацію, використовуючи таку формулу: Du = V2 – V1/ h2 – h1. V – з якою інтенсивністю робили відкачування, h – наскільки знизився рівень проти статичними показниками. У нас вони склали 24 і 12 м. Таким чином ми отримали дебіт на рівні 0,17 м 3 /год.

Питома дебіт свердловини покаже, як зміниться реальний дебіт, якщо динамічний рівень збільшиться.

Щоб розрахувати реальний дебет, використовуємо таку формулу: D = (Hf - Hst) * Du. Hf показує верхню точку, де починається забір води (фільтрувальна). Ми взяли для цього показника 75 м. Підставляючи значення формулу, ми отримаємо показник, що дорівнює 5,95 м 3 /год. Таким чином, цей показник практично вдвічі менший за той, який записаний у паспорті свердловини. Він більш достовірний, тому потрібно орієнтуватися на нього, коли визначатимете, чи вистачить Вам води чи потрібно збільшення.

За наявності даної інформації можна встановити середній дебіт свердловини. Він покаже, яка добова продуктивність свердловини.

У деяких випадках облаштування свердловини роблять до того, як збудують будинок, тому не завжди є можливість розрахувати, чи достатньо буде води чи ні.

Щоб не вирішувати питання, як збільшити дебет, потрібно вимагати, щоби правильні розрахунки робили відразу. Точну інформацію слід вписати і в паспорт. Це потрібно для того, якщо в майбутньому виникнуть проблеми, можна було відновити колишній рівень водозабору.

ТакНі