Что такое потенциальный дебит

Способ определения потенциального дебита скважины

Изобретение относится к области газонефтяной промышленности, в частности к способам определения потенциального дебита скважин, и может быть использовано при контроле качества строительства скважин, применении методов воздействия на пласт и других работах, связанных с добычей нефти и газа.

На всех этапах освоения нефтегазовых месторождений требуется точная оценка потенциальных дебитов скважин на основе дифференцированного определения фильтрационных свойств продуктивного пласта.

Известен способ определения потенциального дебита скважины [Стандарт ОАО «Татнефть». «Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений республики Татарстан», Казань, 1999, 23 с.], включающий статистическую обработку промысловых наблюдений.

Недостатком этого способа является ограниченность его использования за счет того, что обработке подвергается один конкретный объект при достаточном количестве промысловых данных. Кроме того, способ не отличается точностью.

Недостатком является то, что абсолютная проницаемость интервала пласта определяется по петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости без учета фильтрационной неоднородности пласта. В результате, неоднородный пласт представляется усредненной моделью, а следовательно, значение потенциального дебита определяется приблизительно.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение точности определения потенциального дебита скважины за счет дифференцированного определения абсолютной проницаемости и соответствующей толщины пласта.

Поставленная техническая задача достигается описываемым способом определения потенциального дебита скважины, включающим определение абсолютной проницаемости по петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости и толщины пласта.

Новым является то, что перед построением зависимости абсолютной проницаемости от пористости выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала, по результатам анализа которого определяют индекс перколяции для каждого образца, строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость. По характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами, затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине.

По характеру распределения индекса перколяции выделяются группы коллекторов с различными фильтрационными свойствами, для которых строятся петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления, которые в дальнейшем используются для определения абсолютной проницаемости по результатам геофизических исследований скважин.

На основании проведенных исследований на керновом материале, по результатам геофизических исследований скважины продуктивный пласт дифференцируется на отдельные слои с различными фильтрационными свойствами, а следовательно, и с различными потенциальными дебитами.

Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

Итого по скважине:
q = (0,08+0,02+0,15) = 0,25 т/сут*МПа.

Сравнительный анализ полученных значений расчета профиля потенциального дебита по предлагаемому способу и по прототипу показан на фиг. 2.

Затем были проанализированы промысловые данные по шести скважинам Сабанчинского месторождения в период их безводной работы. В таблице приведены результаты сравнения потенциальных и реально полученных дебитов.

Таким образом, предлагаемый способ не только повышает точность оценки потенциального дебита скважины за счет дифференциации фильтрационных свойств неоднородных коллкекторов, но и дает возможность оптимального выбора интервалов перфорации продуктивных пластов и уточнения параметров при подсчете запасов и разработке нефтяных и газовых месторождений.

Способ определения потенциального дебита скважины, включающий определение абсолютной проницаемости по петрофизической зависимости проницаемости от пористости и толщины пласта, отличающийся тем, что выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала, по результатам анализа которого определяют индекс перколяции для каждого образца, строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость, по характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами, затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине.

Источник

Что такое дебит скважины, как его увеличить своими руками

Источник имеет ряд важных технических характеристик. Одна из них – дебит скважины. Определить его необходимо задолго до того, как начинаются работы по изготовлению источника.

Что это такое?

Это величина производительности источника. Она указывает на реальный объем жидкости, который фактически готова выдать шахта. Измеряется такими показателями:

Глубинной помпой вода закачивается из обсадной трубы. В нее жидкость поступает из водоносного слоя. Понятное дело, что ее запас имеет предел. Поэтому дебет указывает на тот объем, который источник готов выдать за определенную единицу времени.

Необходимые характеристики

Чтобы знать, как правильно рассчитать дебит скважины, необходимо понять особенности уровня воды, он бывает:

Статический и динамический уровни

Определить статический возможно в момент, когда из скважины процесс откачки не осуществляется. Необходимо оставить шахту в покое на несколько часов. Благодаря этому точка воды будет находиться на максимально высокой отметке. Измерения осуществляются до поверхности грунта и от зеркала воды в метрах.

Динамическая величина нестабильная. Отталкиваясь от условия использования источника, показатель будет постоянно изменяться. При откачке объем уменьшается. Если мощность помпы рассчитана так, что скорость откачки воды не превышает возобновление из водоносного слоя, то она восстановится. Динамическим водяным уровнем будет отметка глубины зеркала, на которой она удерживается при водозаборе с определенной скоростью.

Важно! Вычислить точный динамический показатель нереально, ведь он во многом будет зависеть от производительности и мощности используемого скважинного насоса.

Эта единица измерения нужна, чтобы четко понимать, на какую глубину допускается погружать помпу.

Процесс измерения осуществляется в два захода. Применяется интенсивный и средний водозабор. Так, первые измерения выполняете спустя один час, когда помпа непрерывно работает. За счет этого вы сможете узнать разницу, в период между интенсивным и средним водозабором. В оптимальном варианте хорошо, когда разница минимальная.

В основе вычисления также лежит формула, которая выглядит следующим образом: V * Hв / Hдин – Hстат, где

Однако здесь может быть погрешность. Чтобы свести ее к минимуму, необходимо определить удельный объем, и у вас появится реальная возможность сделать расчет максимально точным.

Удельный дебит

Это то количество воды, которое шахта способна выдать при условии понижения уровня жидкости на 1 метр. Перед тем как его определить, необходимо дать время, чтобы источник заполнился и поднялся до статической отметки.

Далее необходимо интенсивно выполнить забор воды. При этом ускорение должно повышаться в отличие от предыдущего водозабора. Затем повторно проверяете динамический показатель. На практике все может выглядеть следующим образом.

Измерить и рассчитать удельный запас можно при помощи следующей формулы: Du = V2 – V1 / H2 – H1. Расшифровка выглядит следующим образом:

Реальный

Исходя из значения удельного запаса, можно выяснить реальный. Определение фактического дебита скважины осуществляется по такой формуле: D = (Hf – Hst) * Du. Она имеет следующее обозначение:

Получившееся значение может оказаться в два раза меньше. И при определении объема именно на него и следует ориентироваться. Так вы узнаете, хватит ли вам этой производительности для всех домашних и хозяйственных нужд или нет.

Как определить?

Посчитать его можно двумя простыми способами:

Определить удельный объем можно так: делите разницу между динамическим и статическим уровнем. То есть это показатель отдачи при понижении уровня воды на один метр. Чтобы узнать реальный объем, для этого высоту водяного столба умножаете на статический уровень и на удельный. Вы сможете определить потенциальную возможность источника, а именно подобрать насос, который будет откачивать воду с такой же скоростью, с какой она поступает.

Расчет дебита артезианки

Реальный пример. За основу возьмем следующую формулу: D = H * V / (Hд – Hст), где

Как посчитать по формуле Дюпюи?

Стоит заметить, ее можно использовать только в условиях напорной воды. Также существует еще одно важное условие – процесс откачивания должен осуществляться исключительно с одним понижением. Формула Дюпюи для расчета запаса воды выглядит так: Q = S / S1 * Q1, где

Почему снижается?

Существует несколько причин, почему максимальный уровень объема снижается, три часто встречаемые:

Как восстановить дебит своими руками?

Существует два способа:

Важно! Перед тем как приступить к работе, рекомендуется выполнить ряд действий, направленных на обследование количества и качества водоносного слоя. Также необходимо определить глубину насоса и зеркала воды.

Как увеличить дебит?

Если ранее объем был нормальный, но постепенно стал уменьшаться и теперь необходимо его повысить. Существует несколько технологий. Для начала стоит провести более простые действия, например по прочистке обсадной колоны. Возможно, стоит расширить ее от различных отложений.

Важно! В процессе прочистки шахты насос необходимо поднять на поверхность.

Плюс ко всему влиять на уменьшение запаса жидкости может забившийся фильтр, поэтому его также стоит почистить. А в некоторых случаях виновником всего является насос. Выяснить это можно, если динамический уровень упал и нет желаемой производительности.

Кроме всего прочего, дебит может увеличиться, если использовать следующие технологии:

Полезное видео

Ознакомьтесь с подробным рассказом специалиста.

Источник

Оптимальный и потенциальный дебит скважины

При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважины ограничивается геолого-технологическими и техническими причинами. К первым можно отнести: степень устойчивости пород пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа; необходимость ограничения объема добываемой воды и уменьшения среднего газового фактора в целом по пласту; необходимость равномерного стягивания ВНК и ГНК и предотвращения прорывов воды и газа. Техническими причинами являются недостаточная прочность эксплуатационной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления; ограниченная мощность эксплуатационного оборудования; минимальное забойное давление фонтанирования; вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Неограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо малодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким пластовым давлением, когда они удалены от ВНК и ГНК, а динамический уровень снижается до кровли или даже до подошвы пласта, либо в сильно обводненных (более 80 %) при форсировании отборов. В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок, рост газового фактора и обводненности продукции. При назначении неограниченного отбора стремятся достигнуть потенциального дебита скважины, а ограничиваться дебит может технико-технологическими возможностями оборудования по подъему жидкости на поверхность. Такой отбор назначают обычно на поздней стадии разработки.

3. Какой комплекс работ включает в себя подготовка скважины к эксплуатации?

Подготовка скважины к эксплуатации – это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия буровым долотом кровли продуктивного пласта до вывода работы скважины на технологический режим. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор методы подготовки скважины к эксплуатации (заканчивания скважины) определяется целым рядом геологических, технических, технологических и экономических факторов.

Каждый из этих этапов является крайне важным, от них зависит вся дальнейшая эксплуатация скважины.

При проведении этих работ должны быть созданы благоприятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, высокий текущий дебит, большую накопленную (суммарную) добычу углеводородов. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность разработки месторождения, а также необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.

Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обеспечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатационного объекта, на который пробурена скважина. При создании благоприятных условий притока уменьшаются энергетические затраты на подъем единицы продукции по стволу скважины на поверхность и транспортирование ее до пунктов сбора, кроме того улучшаются условия работы эксплуатационного оборудования, например, насосов.

4. Требования к первичному вскрытию пласта

Продуктивность скважины может быть значительно снижена, а иногда и вообще потеряна, если при вскрытии продуктивного пласта, пластового давления, степени насыщения, степени дренирования.

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением могут быть разными. Все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

− При вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением (низконапорных пластов), следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

− При вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

− Должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забое скважин.

Предупредить или уменьшить ухудшение фильтрационной способности ПЗС можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (не более 5-10% от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствием расслоения на твердую и жидкую фазы), не вызывать набухание глин и образование эмульсий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора (эмульсии, на нефтяной основе и т.д.).

Дата добавления: 2016-06-15 ; просмотров: 6314 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Оптимальный и потенциальный дебиты скважин

УСЛОВИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗОВ К СКВАЖИНАМ

Приток жидкости к скважине

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, при этом взаи­мосвязаны между собой.

Рис. 1.1. Схема добычи нефти из пласта.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круго­вом пласте, схема которого представлена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. К выводу уравнения Дюпюи

Для решения задачи введем следующие допущения:

1. Пласт круговой, в центре которого расположена един­ственная совершенная скважина.

2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.

3. Процесс течения флюида изотермический = const).

4. Движение жидкости плоскорадиальное и соответствует закону Дарси.

5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.

Запишем уравнение Дарси:

(1.2)

где Q — объемный расход жидкости, м 3 /с; F — поверхность фильтрации, м 2 ;

— перепад давлений, Па;

— вязкость флюида, Па с;

l — путь течения флюида, м;

Для схемы рис. 1.2 обозначим:

R_k — радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;

h — толщина пласта, м;

Р_к — давление на контуре питания, Па;

Р_заб — давление на забое скважины, Па.

Выделим мысленно (рис. 1.2) на расстоянии г от оси сква­жины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элементе обозначим через dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:

Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:

После разделения переменных получим:

Пределами интегрирования для уравнения (1.3) являются: по P:от Р_k до Р_заб; по r. от R_к до г_с.

Таким образом, имеем:

После интегрирования получаем:

Уравнение (1.5) называется уравнением Дюпюи и описы­вает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 1.3 при принятых допущениях.

Как видно из (1.5), распределение давления в пласте во­круг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рис. 1.3.

Рис. 1.3. Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины

Давление на контуре питания Р_к является пластовым статическим давлением P_плст, в дальнейшем просто Р_пл (Р_плст — статическое пластовое давление — давление, которое суще­ствует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q = 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Р_плдин. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Р_за6.

1.2. Виды гидродинамического несовершен­ства скважин

Процесс течения продукции в пористой среде сопровожда­ется определенными фильтрационными сопротивлениями. В призабойной зоне скважины возникают дополнительные филь­трационные сопротивления, связанные, во-первых, с наличием самой скважины и, во-вторых, с конкретным ее исполнением.

Для сравнения скважин между собой и оценки каждой конкретной скважины вводятся понятия гидродинамически совершенной скважины и гидродинамически несовершенных скважин.

На рис. 1.4 приведены схемы гидродинамически совершен­ной и гидродинамически несовершенных скважин.

Рис. 1.4. Схемы гидроди­намически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных сква­жин:

4-перфорационный канал
Под гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный горизонт на всю его толщину h и в которой отсутствуют любые элементы крепи (обсадная колонна, цементный камень, забойные устройства), т.е. скважина с открытым забоем. При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного горизонта и являются минимально возможными (рис. 1.4 а). Большинство реальных скважин относятся к гидродинамически несовершенным. Среди гидродинамически несовершенных скважин выделяют:

1. Несовершенные по степени вскрытия (рис. 1.4 б).

Несовершенными по степени вскрытия называются сква­жины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину.

2. Несовершенные по характеру вскрытия (рис. 1.4 в).

Несовершенными по характеру вскрытия называются сква­жины, которые вскрывают пласт на всю толщину, но скважина обсажена и проперфорирована.

3. Несовершенные по степени и характеру вскрытия (рис. 1.4 г).

Несовершенными по степени и характеру вскрытия называ­ются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину и скважина обсажена и проперфорирована.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несо­вершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффи­циента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.

Коэффициент дополнительных фильтрационных сопро­тивлений можно представить в виде:

где С₁ — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия. Этот коэффициент учитывает возрастание фильтрационных сопротивлений за счет изменения геометрии течения жидкости. Он будет зависеть от толщины продуктивного пласта h, диаметра скважины по долоту D_c и от относительного вскрытия пласта 8. Коэффициент С₁ определя­ется по специальным графикам.

С₂ — коэффициент, учитывающий несовершенство скважи­ны по характеру вскрытия. Дополнительные фильтрационные сопротивления для таких скважин связаны с изменением геометрии течения продукции вследствие наличия перфора­ционных отверстий и каналов. Он будет зависеть от плотности перфорации (количества отверстий) на один погонный метр п; средней длины перфорационного канала l; диаметра перфо­рационного канала d. Коэффициент С₂ также определяется по специальным графикам.

1.3. Коэффициент гидродинамического совер­шенства скважины

Любое гидродинамическое несовершенство скважины при­водит к снижению дебита. В общем случае дебит несовершенной скважины Q_hc записывается в виде:

Коэффициентом гидродинамического совершенства сква­жины ф называется отношение дебита несовершенной скважи­ны Q_hc к дебиту совершенной скважины Q_c, вычисляемому по формуле (1.5).

Однако далеко не во всех скважинах можно добывать нефть (газ) при потенциальном дебите. Чаще всего задолго до насту­пления максимальной депрессии эксплуатационная обсадная колонна может быть смята внешним давлением. Возможно так­же интенсивное разрушение горной породы, слагающей пласт, при увеличении на него депрессии. Кроме того, при максимальной депрессии нерационально расходуется пластовая энергия вследствие бурного выделения из нефти растворенного газа и проскальзывания его в скважину без дополнительных работ по вытеснению нефти.

По указанным и некоторым другим причинам приходится ограничивать отбор жидкости (газа) из пласта, чтобы получить из пласта наибольшую нефтеотдачу, а сам процесс добычи про­текал бесперебойно, скважины не выходили из строя вслед­ствие чрезмерного отбора флюидов.

Следовательно, для каждой скважины в зависимости от условий эксплуатации, которые могут изменяться, существует какой-то оптимальный отбор жидкости. Величина оптималь­ного отбора и является максимальным дебитом для скважины, при котором учитываются геолого-технические и экономиче­ские требования.

Дебит скважины, удовлетворяющий указанным требовани­ям, называют оптимальным дебитом. Оптимальный дебит слу­жит технической нормой добычи нефти (газа) из скважины.

1. Условия притока жидкости в скважину.

2. Какие допущения вводятся для вывода формулы Дюпюи.

3. Какие величины входят в формулу Дюпюи?

4. Охарактеризуйте виды гидродинамического несовер­шенства скважин.

5. Дайте характеристику гидродинамически совершенной скважине.

6. Чем учитывается несовершенство скважины?

7. Как определяется коэффициент совершенства сква­жины?

8. Дайте понятия оптимального и потенциального дебитов.

Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 4159 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник