Test

4. Calculul ratei de producție a puțurilor fără apă, dependența ratei de producție de gradul de deschidere a rezervorului, parametrul de anizotropie

În majoritatea formațiunilor purtătoare de gaze, permeabilitățile verticale și orizontale diferă și, de regulă, permeabilitatea verticală k este mult mai mică decât orizontală k g. Cu toate acestea, cu o permeabilitate verticală scăzută, fluxul de gaz de jos în zona de influență a imperfecțiunii sondei în ceea ce privește gradul de deschidere este, de asemenea, dificil. Relația matematică exactă dintre parametrul de anizotropie și valoarea tragerii admisibile atunci când sondele pătrunde într-un rezervor anizotrop cu apă de fund nu a fost stabilită. Utilizarea metodelor de determinare a Q pr, dezvoltate pentru rezervoare izotrope, conduce la erori semnificative.

Algoritm de rezolvare:

1. Definiți parametri critici gaz:

2. Determinați coeficientul de supracompresibilitate în condiții de rezervor:

3. Determinăm densitatea gazului în condiții standard și apoi în condiții de rezervor:

4. Aflați înălțimea coloanei de apă din formațiune necesară pentru a crea o presiune de 0,1 MPa:

5. Determinați coeficienții a* și b*:

6. Determinați raza medie:

7. Aflați coeficientul D:

8. Determinăm coeficienții K o , Q* și debitul maxim anhidru Q pr.bezv. în funcţie de gradul de pătrundere a rezervorului h şi pentru doi valori diferite parametru de anizotropie:

Date inițiale:

Tabelul 1 - Date inițiale pentru calculul regimului anhidru.

Tabelul 4 - Calculul regimului anhidru.

Analiza capacităților de producție a sondelor din câmpul Ozernoye echipate cu ESP

Unde este factorul de productivitate, ; - presiunea rezervorului, ; - presiunea minimă admisă în fundul găurii, ...

2. Aflarea distribuției presiunii de-a lungul fasciculului care trece prin vârful sectorului și centrul puțului. 2. Analiza funcționării unei sonde de gaze într-un sector cu un unghi p/2, limitat de evacuări, în starea staționară de filtrare a gazelor conform legii Darcy 2...

Analiza funcționării unei sonde de gaze într-un sector cu unghi π/2, limitat de evacuări, sub filtrarea gazelor în regim de echilibru conform legii Darcy

Efectul modificării grosimii rezervorului purtător de gaz în timpul dezvoltării unui câmp de gaz

Stabilirea modului tehnologic de funcționare a puțurilor de gaze care au pătruns în formațiuni cu apă de fund este o sarcină de cea mai mare complexitate. Soluția exactă a acestei probleme, ținând cont de nestationaritatea procesului de formare a conurilor...

Structura geologicăși dezvoltarea zăcământului petrolier Cekmagushevsky

Debit este caracteristica principala bine, care arată ce cantitate maximă de apă poate da pe unitatea de timp. Debitul se măsoară în m3/oră, m3/zi, l/min. Cu cât debitul sondei este mai mare, cu atât productivitatea acestuia este mai mare...

Studii hidrodinamice ale sondelor din câmpul de condensat gazos Yamsoveyskoye

Ecuația debitului de gaz în sondă se calculează cu formula: ,… (1) Formula lui G.A. Adamov pentru tuburi: ,… (2) ecuația debitului de gaz în conductă: ,… (3) unde Ppl este presiunea rezervorului, MPa; Рвх - presiunea de admisie a galeriei...

Studiul mișcării lichidului și gazului într-un mediu poros

1) Investigarea dependenței debitului unei sonde de gaz de unghiul b dintre limita impermeabilă și direcția către sondă la o distanță fixă ​​de la vârful sectorului până la centrul sondei...

Metode de inundare a rezervoarelor

În prezent. Dacă MCD este echipat cu un contor volumetric cu turbină, atunci citirile sale sunt afectate de prezența unei faze lichide pe întreaga secțiune transversală a curgerii, valoarea vâscozității, calitatea separării gazului, prezența unei structuri de spumă în produsul măsurat. ...

Evaluarea performanței sondelor orizontale de petrol

drenarea productivității sondei de petrol Un fișier Excel ne va ajuta în acest sens, unde aplicăm formula Joshi. Celulele galbene sunt umplute cu coeficient de 0,05432 ...

Mecanica fluidelor subterane

Determinăm debitul fiecărei sonde și debitul total dacă acest rezervor circular este dezvoltat de cinci sonde, dintre care 4 sunt situate la vârfurile unui pătrat cu latura de A = 500 m, iar al cincilea se află în centru ...

Mecanica fluidelor subterane

Cu deplasarea radială plată a petrolului de către apă, debitul sondei este determinat de formula: (17) unde: rн este coordonatele (raza) interfeței ulei-apă la momentul t...

Aplicarea noilor tehnologii în timpul lucrărilor de reparații și izolații

În prezent, majoritatea câmpurilor petroliere se află în stadiul final de dezvoltare, la care procesele de producție sunt semnificativ complicate, în special din cauza reducerii mari de apă a produselor produse...

Luați în considerare potențialul complex. Ecuația definește o familie de echipotenţiale care coincid cu izobarele: , (5)

Fluid de intrare în puț cu un circuit de putere parțial izolat

Să luăm în considerare debitul la diferite unghiuri de deschidere a conturului rezervorului permeabil (Fig. 10), obținut prin metoda descrisă folosind teoria potențialului complex. Orez. 10 Dependența debitului sondei de unghi Graficul arată...

Proiect pentru construirea unui puț orizontal de producție petrolier cu o adâncime de 2910 m la câmpul Vyngapurovskoye

În prezent, există mai multe modalități de a deschide orizonturi productive: în timpul represiunii (Rpl< Рз), депрессии (Рпл >Rz) și echilibru. Forajul sub-echilibrat și sub-echilibrat se efectuează numai cu o secțiune complet explorată...

Sondele de gaze sunt operate într-un mod curgător, de exemplu. prin utilizarea energiei de rezervor. Calculul liftului se reduce la determinarea diametrului țevilor fântânii. Poate fi determinat din condițiile de îndepărtare a particulelor solide și lichide din fundul găurii sau pentru a asigura presiunea maximă în capul puțului ( pierderi minime presiune în sondă la un debit dat).

Îndepărtarea particulelor solide și lichide depinde de viteza gazului. Pe măsură ce gazul crește în țevi, viteza crește datorită creșterii volumului gazului odată cu scăderea presiunii. Calculul se efectuează pentru condițiile pantofului țevilor fântânii. Adâncimea de coborâre a conductelor în puț este luată în considerare ținând cont de caracteristicile productive ale rezervorului și de modul tehnologic de funcționare al puțului.

Este recomandabil să coborâți țevile până la orificiile de perforare inferioare. Dacă țevile sunt coborâte până la găurile superioare ale perforațiilor, atunci viteza fluxului de gaz în șirul de producție opus formațiunii productive perforate de jos în sus crește de la zero la o anumită valoare. Aceasta înseamnă că în partea inferioară și până la pantof nu este asigurată îndepărtarea particulelor solide și lichide. De aceea Partea de jos rezervorul este tăiat de un dop de nisip-argilă sau lichid, în timp ce debitul sondei scade.

Folosind Legea stare gazoasă Mendeleev - Clapeyron

Pentru un debit dat de sondă, viteza gazului la sabotul conductei este:

unde Q 0 - debitul sondei în condiţii standard (presiune P 0 = 0,1 MPa, temperatura T 0 = 273 K), m 3 / zi;

P Z, T Z - presiunea și temperatura gazului la fundul găurii, Pa, K;

zo, zz - coeficientul de supracompresibilitate a gazului, respectiv, în condițiile T 0 , P 0 și T, P;

F - zona de curgere a conductelor de fântână, m 2

d - diametrul (intern) al țevilor de fântână, m.

Pe baza formulelor de calcul a vitezei critice de îndepărtare a particulelor solide și lichide și conform datelor experimentale, viteza minimă vcr de îndepărtare a particulelor solide și lichide de la fund este de 5 - 10 m/s. Apoi, diametrul maxim al conductei la care particulele de rocă și lichide sunt aduse la suprafață:

În timpul funcționării puțurilor de condensat de gaz, din gaz sunt eliberate hidrocarburi lichide (condens de gaz), care creează un flux bifazic în conductele fântânii. Pentru a preveni acumularea de lichid la fundul găurii și scăderea vitezei de producție, o sondă de condens de gaz trebuie să fie exploatată cu o rată de producție nu mai mică decât cea minimă admisă, care să asigure îndepărtarea condensului de gaz la suprafață. Valoarea acestui debit este determinată de formula empirică:

unde M este greutatea moleculară a gazului. Apoi diametrul conductei:

La determinarea diametrului conductelor de curgere, din condiția asigurării unor pierderi minime de presiune în sondă, este necesar să se prevadă reducerea la minimum a acestora în sondă astfel încât gazul să intre în capul sondei cu o posibilă presiune ridicată. Apoi costul transportului gazului va scădea. Presiunile din fundul găurii și din capul sondei ale unui puț de gaz sunt legate între ele prin formula lui G.A.Adamov.

unde P 2 - presiunea la capul sondei, MPa;

e este baza logaritmilor naturali;

s este exponentul egal cu s = 0,03415 cu g L / (T cf z cf);

c r este densitatea relativă a gazului în aer;

L - lungimea țevilor fântânii, m;

d - diametrul conductei, m;

T cf - temperatura medie a gazului în puț, K;

Qo - debitul sondei în condiţii standard, mii m 3 /zi;

l - coeficient de rezistență hidraulică;

z cf - coeficientul de supracompresibilitate a gazului la temperatura medie T cf și presiunea medie P cf = (Pz + P 2) / 2.

Deoarece P З este necunoscut, atunci z cf este determinat prin metoda aproximărilor succesive. Apoi, dacă debitul sondei Qo și presiunea corespunzătoare în gaură de fund P W sunt cunoscute din rezultatele studiilor de dinamică a gazelor, la o presiune dată la capul sondei P 2, diametrul conductelor de sondă este determinat din formula din formă:

Diametrul real al țevilor fântânii este selectat ținând cont diametre standard. Rețineți că în calculele bazate pe două condiții, factorul determinant este îndepărtarea rocii și a particulelor lichide de la suprafață. Dacă debitele sondei sunt limitate de alți factori, atunci calculul se efectuează din condiția reducerii pierderilor de presiune la valoarea minimă posibilă din punct de vedere tehnologic și puncte tehnice viziune. Uneori, la un diametru dat conductei, folosind formulele scrise, se determină debitul sondei sau pierderea de presiune în sondă.

Calculul ridicării se reduce la determinarea diametrului tubulaturii (Tabelul 18 A din Anexa A). Date inițiale: debitul sondei în condiții standard Q o = 38,4 mii m 3 /zi = 0,444 m 3 /s (presiune P o = 0,1 MPa, temperatura T o = 293 K); presiunea de fund Pz = 10,1 MPa; adâncimea sondei H = 1320 m; factor de compresibilitate a gazului în condiții standard z o = 1; viteza critică de îndepărtare a particulelor solide și lichide la suprafață x cr = 5 m / s.

1) Temperatura sondei T este determinată de formula:

T = H? G, (19)

unde H - adâncimea puțului, m

G - gradient geotermal.

2) Coeficientul de compresibilitate a gazului z z este determinat de curba Brown (Figura 6 B, Anexa B). Pentru a face acest lucru, găsim presiunea redusă P pr și temperatura T pr:

unde Р pl - presiunea rezervorului, MPa

Р cr - presiune critică, MPa

Pentru metan P cr = 4,48 MPa

unde T cr - temperatura critică, K

Pentru metan T cr = - 82,5? C = 190,5 K

Coeficientul de compresibilitate a gazului la fundul găurii z z = 0,86 este determinat din Figura 6 B (Anexa B).

1) Diametrul compresorului de pompare...

• - volumul zilnic de gaz q, nm 3/zi,
• - presiunea inițială și finală în conducta de gaz Р 1 și Р 2 , MPa;
• - temperatura iniţială şi finală t 1 şi t 2 o C;
• - concentrația de metanol proaspăt C 1 % wt.

Calculul ratei de consum individual de metanol pt proces tehnologicîn prepararea și transportul gazelor naturale și petroliere pentru fiecare secțiune se efectuează conform formulei:

H Ti = q w + q g + q k, (23)

unde H Ti - rata de consum individual de metanol în secțiunea i-a;

q w - cantitatea de metanol necesară pentru saturarea fazei lichide;

q g - cantitatea de metanol necesară pentru saturarea fazei gazoase;

q la - cantitatea de metanol necesară pentru saturarea condensului.

Cantitatea de metanol q w (kg / 1000 m 3) necesară pentru a satura faza lichidă este determinată de formula:

unde DW - cantitatea de umiditate preluată din gaz, kg / 1000 m 3;

C 1 - concentrația în greutate a metanolului de intrare, %;

C 2 - concentrația în greutate a metanolului în apă (concentrația metanolului uzat la capătul secțiunii în care se formează hidrații), %;

Din formula 24 rezultă că, pentru a determina cantitatea de metanol pentru a satura faza lichidă, este necesar să se cunoască umiditatea gazului și concentrația de metanol în două puncte: la începutul și la sfârșitul secțiunii în care este posibilă formarea de hidrat. .

Umiditatea gazelor de hidrocarburi cu o densitate relativă (pe aer) de 0,60, lipsită de azot și saturată cu apă dulce.

După ce au determinat umiditatea gazului la începutul secțiunii W 1 și la sfârșitul secțiunii W 2, se găsesc cantitatea de umiditate DW eliberată din fiecare 1000 m 3 de gaz care trece:

DW \u003d W 2 - W 1 (25)

Determinăm umiditatea prin formula:

unde P - presiunea gazului, MPa;

A este un coeficient care caracterizează umiditatea unui gaz ideal;

B este un coeficient care depinde de compoziția gazului.

Pentru a determina concentrația de metanol uzat C 2 se determină mai întâi temperatura de echilibru T (°C) de formare a hidratului. Pentru a face acest lucru, utilizați curbele de echilibru pentru formarea hidraților de gaz de diferite densități (Figura 7 B, Anexa B) pe baza presiunii medii în secțiunea de alimentare cu metanol:

unde P 1 și P 2 - presiunea la începutul și sfârșitul secțiunii, MPa.

După ce au determinat T, ei găsesc valoarea scăderii DT a temperaturii de echilibru, care este necesară pentru a preveni formarea hidratului:

DT \u003d T - T 2, (28)

unde T2 este temperatura de la capătul secțiunii în care se formează hidrații, °C.

După determinarea DT-ului, conform graficului din Figura 8 B (Anexa B), găsim concentrația metanolului C 2 tratat (%).

Cantitatea de metanol (q g, kg / 1000 m 3) necesară pentru a satura mediul gazos este determinată de formula:

q g \u003d k m C 2, (29)

unde km este raportul dintre conținutul de metanol necesar pentru a satura gazul și concentrația de metanol din lichid (solubilitatea metanolului în gaz).

Coeficientul k m se determină pentru condițiile de capăt de secțiune pe care este posibilă formarea hidraților, conform figurii 9 B (Anexa B) pentru presiunea P 2 și temperatura T 2.

Cantitatea de alimentare cu metanol (Tabelele 20 A - 22 A din Anexa A), ținând cont de debitul, este determinată de formula.

Lucrează la crearea unei fântâni zona adiacenta asigurați găurirea, întărirea capului. La finalizare, firma care a executat comanda întocmește un document pentru sondă. Pașaportul indică parametrii structurii, caracteristicile, măsurătorile și calculul puțului.

Procedura de calcul al puțului

Angajații companiei întocmesc un protocol de inspecție și un act de trecere în folosință.

Procedurile sunt obligatorii, deoarece oferă o oportunitate de a obține dovezi documentare privind funcționalitatea proiectului și posibilitatea de a-l pune în funcțiune.

Parametrii geologici și caracteristicile tehnologice sunt incluși în documentație:

Pentru a verifica corectitudinea calculului, se pornește o pompare de probă a apei la o putere mare a pompei. Acest lucru îmbunătățește dinamica

În practică, pentru acuratețea calculului, se utilizează a doua formulă. După primirea valorilor debitului, se determină un indicator mediu, care vă permite să determinați cu exactitate creșterea productivității cu o creștere a dinamicii cu 1 m.

Formula de calcul:

Doud= D2 – D1/H2 – H1

• Dud - debit specific;
• D1, H1 - indicatori ai primului test;
• D2, H2 - indicatori ai celui de-al doilea test.

Numai cu ajutorul calculelor se confirmă corectitudinea cercetării și a forajului prizei de apă.

Caracteristicile de proiectare în practică

Cunoașterea metodelor de calculare a unui puț de apă provoacă întrebarea - de ce un utilizator obișnuit al unui aport de apă are nevoie de aceste cunoștințe? Este important să înțelegem aici că pierderea de apă este o modalitate unică de a evalua starea de sănătate a unei fântâni pentru a satisface nevoile de apă ale locuitorilor înainte de semnarea certificatului de acceptare.

Pentru a evita problemele pe viitor, procedați după cum urmează:

1. Calculul se face ținând cont de numărul de locuitori ai casei. In medie consum de apă - 200 litri de persoană. La acestea se adaugă costurile nevoilor economice și ale utilizării tehnice. Când calculăm pentru o familie de 4 persoane, obținem cel mai mare consum de apă de 2,3 metri cubi/oră.
2. În procesul de întocmire a contractului în proiect, valoarea productivității de captare a apei se ia la un nivel de cel puțin 2,5 - 3 m 3/h.
3. După finalizarea lucrărilor și calculul nivelului puțului, apa este pompată, dinamica este măsurată și pierderea de apă este determinată la cel mai mare debit al pompei de acasă.

Pot apărea probleme la nivelul calculării debitului de apă al puțului în procesul de control al pompării de către o pompă deținută de compania contractantă.

Momentele care determină viteza de umplere a fântânii cu apă:

1. Volumul stratului de apă;
2. Viteza de reducere a acestuia;
3. Adâncime panza freatica iar nivelul se schimbă în funcție de sezon.

Sunt considerate neproductive sondele cu o productivitate a aportului de apă mai mică de 20 m 3 /zi.

Motive pentru debitele scăzute:

• caracteristici ale situației hidrogeologice a zonei;
• modificări în funcție de sezon;
• înfundarea filtrului;
• blocaje în conductele care alimentează cu apă în vârf sau deflorarea acestora;
• uzura naturală a pompei.

Dacă se constată probleme după punerea în funcțiune a sondei, aceasta indică faptul că au existat erori la etapa de calcul al parametrilor. Prin urmare, această etapă este una dintre cele mai importante, care nu trebuie trecută cu vederea.

Pentru a crește productivitatea captării de apă, măriți adâncimea puțului pentru a deschide un strat suplimentar de apă.

De asemenea, folosesc metode de pompare experimentală a apei, aplică efecte chimice și mecanice asupra straturilor de apă sau transferă puțul în alt loc.

Debitul puțului este parametrul puțului principal, arătând câtă apă se poate obține dintr-o anumită perioadă de timp. Această valoare se măsoară în m 3 / zi, m 3 / oră, m 3 / min. Prin urmare, cu cât debitul sondei este mai mare, cu atât productivitatea acestuia este mai mare.

În primul rând, trebuie să determinați debitul sondei pentru a ști pe cât lichid puteți conta. De exemplu, există suficientă apă pentru utilizare neîntreruptă în baie, în grădină pentru udare etc. In afara de asta, parametrul dat de mare ajutor în alegerea unei pompe pentru alimentarea cu apă. Asa de, cu cât este mai mare, cu atât pompa este mai eficientă poate fi folosit. Dacă cumpărați o pompă fără să acordați atenție debitului puțului, atunci se poate întâmpla ca aceasta să aspire apă din puț mai repede decât va fi umplută.

Niveluri statice și dinamice ale apei

Pentru a calcula debitul unui puț este necesar să se cunoască nivelurile statice și dinamice ale apei. Prima valoare indică nivelul apei într-o stare calmă, adică într-un moment în care încă nu s-a făcut pomparea apei. A doua valoare determină nivelul apei stabilit în timp ce pompa funcţionează, adică când viteza de pompare a acesteia este egală cu viteza de umplere a puțului (apa încetează să mai scadă). Cu alte cuvinte, acest debit depinde direct de performanța pompei, care este indicată în pașaportul acesteia.

Ambii indicatori sunt măsurați de la suprafața apei până la suprafața pământului. Unitatea de măsură este de obicei metrul. Deci, de exemplu, nivelul apei a fost fixat la 2 m, iar după pornirea pompei, s-a stabilit la 3 m, prin urmare, nivelul static al apei este de 2 m, iar cel dinamic este de 3 m.

De asemenea, aș dori să remarc aici că, dacă diferența dintre aceste două valori nu este semnificativă (de exemplu, 0,5-1 m), atunci putem spune că debitul sondei este mare și cel mai probabil mai mare decât performanța pompei.

Calculul debitului puțului

Cum se determină debitul unui puț? Aceasta necesită o pompă performantă și un rezervor de măsurare pentru apa pompată, de preferință cât mai mare. Calculul în sine este cel mai bine luat în considerare pe un exemplu specific.

Date inițiale 1:

• adâncimea puțului - 10 m.

• Începutul nivelului zonei de filtrare (zona de absorbție a apei din acvifer) - 8 m.

• Nivelul static al apei - 6 m.

• Înălțimea coloanei de apă în conductă - 10-6 = 4m.

• Nivel dinamic al apei - 8,5 m. Această valoare reflectă cantitatea de apă rămasă în fântână după pomparea a 3 m 3 de apă din aceasta, cu timpul petrecut în această oră. Cu alte cuvinte, 8,5 m este nivelul dinamic al apei la un debit de 3 m 3 / h, care a scăzut cu 2,5 m.

Calcul 1:

Debitul sondei este calculat prin formula:

D sk \u003d (U / (H dyn -H st)) H în \u003d (3 / (8,5-6)) * 4 \u003d 4,8 m 3 / h,

Concluzie: bine debit este egal cu 4,8 m3/h.

Calculul prezentat este foarte des folosit de foratori. Dar are o eroare foarte mare. Deoarece acest calcul presupune că nivelul dinamic al apei va crește direct proporțional cu viteza de pompare a apei. De exemplu, cu o creștere a apei de pompare la 4 m 3 / h, potrivit acestuia, nivelul apei din conductă scade cu 5 m, ceea ce nu este adevărat. Prin urmare, există o metodă mai precisă cu includerea în calcul a parametrilor celui de-al doilea priză de apă pentru a determina debitul specific.

Ce ar trebui făcut în privința asta? Este necesar după prima captare a apei și înregistrarea datelor (opțiune anterioară), pentru a permite apei să se depună și să revină la nivelul său static. După aceea, pompați apa cu o viteză diferită, de exemplu, 4 m 3 /oră.

Date inițiale 2:

• Parametrii puțului sunt aceiași.

• Nivel dinamic al apei - 9,5 m. Cu o intensitate de aport de apă de 4 m 3 / h.

Calculul 2:

Debitul specific al sondei este calculat prin formula:

D y \u003d (U 2 -U 1) / (h 2 -h 1) \u003d (4-3) / (3,5-2,5) \u003d 1 m 3 / h,

Ca urmare, se dovedește că o creștere a nivelului dinamic al apei cu 1 m contribuie la o creștere a debitului cu 1 m 3 / h. Dar acest lucru este doar cu condiția ca pompa să nu fie situată mai jos decât începutul zonei de filtrare.

Debitul real este calculat aici prin formula:

D sc \u003d (N f -H st) D y \u003d (8-6) 1 \u003d 2 m 3 / h,

• Hf = 8 m- începutul nivelului zonei de filtrare.

Concluzie: bine debit este egal cu 2 m 3 /h.

După comparație, se poate observa că valorile debitului sondei, în funcție de metoda de calcul, diferă între ele de mai mult de 2 ori. Dar și al doilea calcul nu este exact. Debitul sondei, calculat prin debitul specific, este doar aproape de valoarea reală.

Modalități de creștere a producției de puțuri

În concluzie, aș dori să menționez cum poate fi crescut debitul sondei. Există în esență două moduri. Prima modalitate este curățarea conductei de producție și a filtrului din puț. Al doilea este de a verifica performanța pompei. Dintr-o dată, din cauza lui, cantitatea de apă produsă a scăzut.

Formula de calcul al debitului unui puț de petrol este lucru necesar V lumea modernă. Toate întreprinderile care extrag produse petroliere trebuie să calculeze debitul pentru creierul lor. Mulți oameni folosesc formula lui Dupuis, un inginer francez care a dedicat mulți ani studierii mișcării apelor subterane. Formula sa vă va ajuta să înțelegeți cu ușurință dacă performanța unei anumite surse de bani pentru echipamentul puțului.

Care este debitul unei sonde de petrol?

Debit - volumul de fluid furnizat prin puț pentru o anumită unitate de timp. Mulți își neglijează calculele atunci când instalează echipamente de pompare, dar acest lucru poate fi fatal pentru întreaga structură. Valoarea integrală care determină cantitatea de ulei se calculează folosind mai multe formule, care vor fi date mai jos.

Debitul este adesea denumit performanța pompei. Dar această caracteristică este puțin în afara definiției, deoarece toate proprietățile pompei au propriile erori. Și un anumit volum de lichide și gaze este uneori fundamental diferit de cel declarat.

Inițial, acest indicator ar trebui calculat pentru a selecta echipamentul de pompare. Când știți care este productivitatea site-ului, va fi posibil să excludeți imediat mai multe unități necorespunzătoare din lista de echipamente selectabilă.

Este imperativ să se calculeze debitul în industria petrolului, deoarece zonele cu productivitate scăzută vor fi neprofitabile pentru orice întreprindere. Și o unitate de pompare selectată incorect, din cauza calculelor ratate, poate aduce pierderi companiei, și nu profitul așteptat de la sondă.

Este obligatoriu pentru calcul la toate tipurile de întreprinderi producătoare de petrol - chiar și debitele puțurilor din apropiere pot diferi prea mult de cea nouă. Cel mai adesea, o diferență uriașă constă în valorile substituite în formulele de calcul. De exemplu, permeabilitatea unui rezervor poate varia semnificativ pe kilometru subteran. Cu o permeabilitate slabă, indicatorul va fi mai mic, ceea ce înseamnă că profitabilitatea puțului va scădea exponențial.

Debitul unui puț de petrol vă va spune nu numai cum să alegeți echipamentul potrivit, ci și unde să îl instalați. Instalarea unei noi platforme petroliere este o afacere riscantă, deoarece chiar și cei mai deștepți geologi nu pot dezvălui misterele pământului.

Da, au fost create mii de modele echipament profesional, care definește toți parametrii necesari pentru forarea unei noi sonde, dar numai rezultatul văzut în urma acestui proces va putea afișa datele corecte. Pe baza acestora, merită să calculați profitabilitatea unui anumit site.

Metode de calcul al debitelor de sondă.

Există doar câteva metode pentru calcularea debitului unui câmp petrolier - standard și Dupuis. Formula unei persoane care a studiat acest material și a obținut o formulă aproape toată viața arată rezultatul mult mai precis, deoarece conține mult mai multe date pentru calcul.

Formula pentru calcularea debitelor de sondă

Pentru calcule conform formulei standard - D \u003d H x V / (Hd - Hst), aveți nevoie doar de următoarele informații:

• Înălțimea coloanei de apă;
• performanța pompei;
• Nivel static și dinamic.

Nivelul static în acest caz este distanța de la începutul apei subterane până la primele straturi de sol, iar nivelul dinamic este valoare absolută obtinut prin masurarea nivelului apei dupa pompare.

Există, de asemenea, un concept ca indicator optim al ratei de producție a câmpului petrolier. Se determină atât pentru stabilirea generală a nivelului de tragere a unui puț individual, cât și pentru întregul rezervor în ansamblu. Formula de calcul a nivelului mediu de depresiune al câmpului este definită ca P zab=0. Debitul unei sonde, care a fost obținut la tragere optimă, va fi debitul optim al unui puț de petrol.

Cu toate acestea, o astfel de formulă și indicatorul debitului optim în sine nu sunt utilizate în fiecare domeniu. Datorită presiunii mecanice și fizice asupra formării, o parte din pereții interiori ai puțurilor de petrol se poate prăbuși. Din aceste motive, este adesea necesar să se reducă debitul potențial mecanic pentru a menține procesul de producție a uleiului să funcționeze fără probleme și pentru a menține rezistența pereților.

Aceasta este cea mai simplă formulă de calcul, care nu poate fi obținută cu precizie rezultat corect- va fi o mare eroare. Pentru a evita calculele incorecte și a vă direcționa pentru a obține un rezultat mai precis, utilizați formula Dupuis, în care trebuie să luați mult mai multe date decât în ​​cea prezentată mai sus.

Dar Dupuis nu era drept persoană inteligentă, dar și un teoretician excelent, așa că a dezvoltat două formule. Primul este pentru productivitatea potențială și conductibilitatea hidraulică pe care o generează pompa și câmpul de petrol. Al doilea este pentru un câmp și pompă neideal, cu productivitatea lor reală.

Luați în considerare prima formulă:

N0 = kh/ub * 2Pi/ln(Rk/rc).

Această formulă pentru performanța potențială include:

N0 – productivitatea potențială;

Kh/u este coeficientul care determină proprietatea conductibilității hidraulice a rezervorului de ulei;

B este coeficientul de dilatare a volumului;

Pi - Numărul P \u003d 3,14 ...;

Rk este raza alimentării buclei;

Rc este raza de biți a sondei în termeni de distanță până la rezervorul pătruns.

A doua formulă arată astfel:

N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/rc)+S).

Această formulă pentru productivitatea efectivă a câmpului este acum folosită de absolut toate companiile care forează puturi de petrol. Schimbă doar două variabile:

N - productivitatea efectivă;

Factor S-skin (parametru al rezistenței de filtrare la curgere).

În unele metode, pentru a crește rata de producție a câmpurilor petroliere, se utilizează tehnologia fracturării hidraulice cu minerale. Este implicată de formarea de fisuri mecanice în roca productivă.

Procesul natural de reducere a ratei de producție a câmpurilor petroliere are loc cu un indicator de 1-20 la sută pe an, pe baza datelor inițiale ale acestui indicator la începutul sondei. Tehnologiile aplicate și descrise mai sus pot intensifica producția de petrol dintr-un puț.

Periodic, se poate efectua reglarea mecanică a debitului sondelor de petrol. Este marcat de o creștere a presiunii de fund, ceea ce duce la o scădere a nivelurilor de producție și un indicator ridicat al oportunităților unui singur câmp.

Metoda de tratare termică cu acid poate fi folosită și pentru a crește performanța și rata de producție. Cu ajutorul mai multor tipuri de soluții, precum lichid acid, elementele depozitului sunt curățate de depunerile de gudron, sare și alte componente chimice interferând cu trecerea calitativă și eficientă a rocii extrase.

Fluidul acid pătrunde inițial în puț și umple zona din fața formațiunii. În continuare, se efectuează procesul de închidere a supapei și, sub presiune, soluția acidă pătrunde în formațiunea adâncă. Părțile rămase din acest fluid sunt spălate cu ulei sau apă după ce operația de producție continuă.

Calculul debitului trebuie efectuat periodic pentru a forma o strategie pentru dezvoltarea vectorială a unei întreprinderi producătoare de petrol.

Ei bine calculul productivității