Одной из характеристик пробуренной скважины является скорость поступления из пробуренного подземного пласта или отношение объема к определенному временному промежутку. Получается, что дебит скважины – это её работоспособность, измеряющаяся в м 3 /час (секунда, сутки). Значение дебита скважины необходимо знать при выборе производительности скважинного насоса .
Факторы, определяющие скорость наполнения:
Дебит: методы расчета
Мощность насоса для артезианской скважины должна соответствовать её продуктивности. Перед бурением нужно рассчитать объем, требуемый для водоснабжения, и сравнить полученные данными с показателями разведки геологической службы в отношении глубины залегания пласта и его объема. Определяют дебит скважины предварительным расчетом статистических и динамических показателей относительно уровня воды.
Низкодебитными считаются скважины с продуктивностью меньше 20 м 3 /сутки.
Причины небольшого дебита скважины:
Расчет дебита скважины производится на этапе определения глубины залегания водоносного горизонта, составления конструкции скважины , выбора типа и марки насосного оборудования. По окончанию бурения производят опытно-фильтрационные работы с занесением показателей в паспорт. Если при вводе в эксплуатацию получен неудовлетворительный результат, то это означает, что допущены ошибки в определении проектной или подборе оборудования.
Маленький дебит скважины, что делать? Есть несколько вариантов:
Основные параметры для расчета дебита
Формула расчета дебита базируется на точном математическом расчете:
D = H x V/(Hд – Hст) , метр:
Пример расчета дебита скважины:
Подставив данные, получаем расчетный дебит - 5,716 м 3 /ч.
Для проверки используется пробная откачка насосом большей мощности, который улучшит показания динамического уровня.
Второй расчет нужно выполнять по вышеуказанной формуле. Когда оба значения дебита будут известны, узнается удельный показатель, который дает точное понятие того, насколько нарастает производительность при росте динамического уровня на 1 метр. Для этого применяется формула:
Dуд = D2 – D1/H2 – H1 , где:
Работы по созданию скважины на придомовом участке предусматривают бурение, укрепление оголовки. По завершению, фирма, которая выполняла заказ, составляет документ на скважину. В паспорте указывают параметры сооружения, характеристики, измерения и расчет скважины.
Процедура проведения расчета скважины
Работники компании составляют протокол осмотра и акт передачи в пользование.
Процедуры являются обязательными, поскольку дают возможность получить документальное подтверждение исправности конструкции, возможности введения ее в эксплуатацию.
В документацию вносят геологические параметры и технологические характеристики:
Для того, чтобы проверить правильность подсчета, запускают пробную качку воды на большой мощности насоса. Это позволяет улучшить показатели динамики
На практике для точности расчета пользуются второй формулой. После получения значений дебита, определяют средний показатель, позволяющий точно определить рост продуктивности при увеличении динамики на 1 м.
Формула расчета:
D уд = D2 – D1/H2 – H1
- Dуд – дебит удельный;
- D1, H1 — показатели первого испытания;
- D2, H2 — показатели второго испытания.
Лишь при помощи проведения исчислений подтверждается правильность выполнения исследований и бурения водозабора.
Расчетные характеристики на практике
Знакомство с методами расчета водозаборной скважины провоцирует возникновение вопроса – зачем нужны эти знания обычному пользователю водозабора? Здесь важно понимать, что водоотдача – единый способ оценивания работоспособности скважины, для того чтобы удовлетворить потребность жильцов в воде до подписания акта приема-передачи.
Чтобы в дальнейшем не возникало проблем, действуйте следующим образом:
- Расчет проводится с учетом количества жильцов дома. Средний показатель потребления воды – 200 л на одного человека. Сюда прибавляют расходы на хозяйственные нужды и техническое использование. При расчете на семью из 4-х человек получаем наибольшее потребление воды 2,3 кубометра/час.
- В процессе составления договора в проекте берется значение продуктивности водозабора на уровне не меньше 2,5 — 3 м 3 /ч.
- После завершения работ и расчета уровня скважины, производят откачку воды, замер динамики и определение водоотдачи при наибольшем расходе домашнего насоса.
Проблемы могут возникнуть на уровне расчета дебита скважины на воду в процессе контрольной выкачки насосом, принадлежащим компании исполнителю.
Моменты, которые определяют скорость наполнения скважины водой:
- Объем слоя воды;
- Быстрота его уменьшения;
- Глубина залегания грунтовых вод и изменения уровня в зависимости от сезона.
Скважины с продуктивностью забора воды менее 20 м 3 /сут., считаются малопродуктивными.
Причины низких показателей дебита:
- особенности гидрогеологической ситуации местности;
- изменения в зависимости от времени года;
- замусоривание фильтров;
- засоры в трубах, которые подают воду наверх либо их дефлорация;
- естественный износ насоса.
Если после ввода скважины в работу обнаружены проблемы, это говорит о том, что на стадии расчета параметров были ошибки. Поэтому этот этап – один из самых важных, который нельзя упускать из виду.
Для того чтобы увеличить продуктивность работы водозабора, увеличивают глубину скважины с целью вскрытия дополнительного слоя воды.
Также, используют методы выкачки воды опытным путем, применяют химическое и механическое воздействия на водные слои, либо переносят скважину в другое место.
РАСЧЕТ ДЕБИТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ Ушакова А.В.
Ушакова Анастасия Вадимовна - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: для обоснования режима работы скважины и прогнозирования параметров разработки необходимо, в первую очередь, произвести расчет продуктивности скважины - установить зависимость между дебитом скважины и депрессией. Дебит скважины, а также глубина залегания пласта, на который планируется бурение, влияют на конструкцию скважины, кроме того при выборе конструкции необходимо обеспечить минимальное значения потерь давления по стволу. В случае горизонтальной (пологой) скважины потери давления проявляются также в горизонтальной части ствола. В данной работе описаны основные виды гидравлических сопротивлений, встречающиеся при движении газа к горизонтальной скважине, и приведены методы расчета профиля притока и дебита горизонтальной скважины.
Ключевые слова: горизонтальная газовая скважина, профиль притока, потери давления.
Вопросом притока газа к горизонтальным скважинам занимались З.С. Алиев, В.В. Шеремет , В.А. Черных , Сохошко С.К. , Телков А.П. .
Основные трудности аналитических решений задач притока к горизонтальным скважинам связаны с нелинейной зависимостью между градиентом давления и скоростью фильтрации, а также определением потерь на трение при движении газа и газоконденсатной смеси в горизонтальном стволе, особенно при значительных дебитах и большой длине ствола .
Сохошко С. К. выделяет 3 группы работ, посвященных производительности горизонтальных газовых скважин:
1 Сравнительно точное решение о притоке газа к горизонтальной скважине при линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации;
2. Приближенное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при нелинейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации;
3 Точное численное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при нелинейном законе фильтрации, изложенное в работе и линейном законе;
Недостатком данных работ является то, что в них принимается постоянным забойное давление по длине горизонтального ствола, а также не учитывается влияние устьевого давления на продуктивность горизонтальных скважин. В результате, получено прямое отношение продуктивности и длины горизонтального участка.
Тем не менее, многие исследователи заявляют, что данная схема расчета производительности в корне не верна . Для горизонтальных скважин знание о распределении забойного давления по стволу имеет более важную роль, чем для вертикальных. Это связано с тем, что площадь зоны дренирования в горизонтальной скважине больше по сравнению в вертикальной.
Одно из решений, в котором учитывается изменение забойного давления при расчете производительности, получено З.С. Алиевым и А.Д. Седых . Также решение профиля притока впервые с учетом всех видов гидравлических сопротивлений, в том числе местных сопротивлений перфорационных отверстий, их расположения и плотности, а также с учетом угла наклона для горизонтальной газовой скважины получено Сохошко С.К. .
| 37 | Современные инновации № 2(30) 2018
Список литературы
1. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты М.: Недра, 1995.
Дебит скважины - это основной параметр скважины , показывающий, сколько воды можно из нее получить за определенный промежуток времени. Измеряется данная величина в м 3 /день, м 3 /час, м 3 /мин. Следовательно, чем больше дебит скважины, тем выше ее производительность.
Определять дебит скважины нужно в первую очередь для того, чтобы знать на какой объем жидкости вы можете рассчитывать. Например, хватит ли воды для бесперебойного использования в ванной комнате, в огороде для полива и т.д. Кроме того, данный параметр отлично помогает в выборе насоса для подачи воды. Так, чем он больше, тем более производительный насос можно использовать. Если же покупать насос не обращая внимания на дебит скважины, то может случиться так, что он будет высасывать воду из скважины быстрей, чем она будет наполняться.
Статический и динамический уровни воды
Для того, чтобы рассчитать дебет скважины необходимо знать статический и динамический уровни воды. Первая величина обозначает уровень воды в спокойном состоянии , т.е. в тот момент, когда откачка воды еще не производилась. Вторая величина определяет устоявшийся уровень воды во время работы насоса , т.е. когда скорость ее выкачивания равна скорости наполнения скважины (вода перестает убывать). Другими словами, данный дебит напрямую зависит от производительности насоса, которая указывается в его паспорте.
Оба эти показателя измеряются от поверхности воды до поверхности земли. Единица измерения при этом чаще всего выбирается метр. Так, к примеру, уровень воды был зафиксирован на отметке 2 м, а после включения насоса он установился на отметке 3 м, следовательно, статический уровень воды равен 2 м, а динамический - 3 м.
Также здесь хотелось бы отметить, что если разница между двумя этими величинами не значительная (например, 0,5-1 м), то можно сказать, что дебет скважины большой и скорее всего выше производительности насоса.
Расчет дебита скважины
Как же определяется дебит скважины? Для этого требуется высокопроизводительный насос и мерная емкость для выкаченной воды, желательно, как можно больших размеров. Сам же расчет лучше рассматривать на конкретном примере.
Исходные данные 1:
- Глубина скважины - 10 м .
- Начало уровня фильтрационной зоны (зона забора воды с водоносного слоя) - 8 м .
- Статический уровень воды - 6 м .
- Высота столба воды в трубе - 10-6 = 4м .
- Динамический уровень воды - 8,5 м . Данная величина отражает оставшееся количество воды в скважине после откачки из нее 3 м 3 воды, при затраченном времени на это 1 час. Другими словами, 8,5 м - это динамический уровень воды при дебете 3 м 3 /час, который снизился на 2,5 м.
Расчет 1:
Дебит скважины рассчитывается по формуле:
D ск = (U/(H дин -Н ст))·H в = (3/(8,5-6))*4 = 4,8 м 3 /ч,
Вывод: дебет скважины равен 4,8 м 3 /ч .
Представленный расчет очень часто применяется бурильщиками. Но он несет в себе очень большую погрешность. Так как этот расчет предполагает, что динамический уровень воды будет увеличиваться прямопропорционально скорости выкачивания воды. Например, при увеличении откачки воды до 4 м 3 /ч, согласно ему, уровень воды в трубе падает на 5 м, а это неверно. Поэтому есть более точная методика с включением в расчет параметров второго водозабора для определения удельного дебита.
Что нужно при этом делать? Необходимо после первого водозабора и снятия данных (предыдущий вариант), дать воде устояться и вернуться к своему статическому уровню. После этого произвести выкачивание воды с другой скоростью, например, 4 м 3 /час.
Исходные данные 2:
- Параметры скважины те же.
- Динамический уровень воды - 9,5 м . При интенсивности водозабора 4 м 3 /ч.
Расчет 2:
Удельный дебит скважины рассчитывается по формуле:
D у = (U 2 -U 1)/(h 2 -h 1) = (4-3)/(3,5-2,5) = 1 м 3 /ч,
В итоге получается, что повышение динамического уровня воды на 1 м способствует приросту дебита на 1 м 3 /ч. Но это только при условии, что насос будет находиться не ниже начала фильтрационной зоны.
Реальный дебит здесь вычисляется по формуле:
D ск = (Н ф -Н ст)·D у = (8-6)·1 = 2 м 3 /ч,
- H ф = 8 м - начало уровня фильтрационной зоны.
Вывод: дебет скважины равен 2 м 3 /ч .
После сравнения видно, что величины дебита скважины в зависимости от методики расчета отличаются друг от друга более, чем в 2 раза. Но второй расчет то же не точный. Дебит скважины, вычисленный через удельный дебит, лишь приближен к реальном значению.
Способы увеличения дебита скважины
В заключении хотелось бы упомянуть о том, как можно увеличить дебит скважины. Способа по сути дела два. Первый способ - это прочистить эксплуатационную трубу и фильтр в скважине. Второй заключается в том, чтобы проверить работоспособность насоса. Вдруг именно по его причине снизилось количество добываемой воды.
Газовые скважины эксплуатируют фонтанным способом, т.е. за счет использования энергии пласта. Расчет лифта сводится в определении диаметра фонтанных труб. Его можно определить из условий выноса забоя твердых и жидких частиц или обеспечить максимальное устьевое давление (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).
Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема газа при уменьшении давления. Расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубину спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины.
Целесообразно спускать трубы до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфораций, то скорость газового потока в эксплутационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. Значит, в нижней части и вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Поэтому нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебет скважины уменьшается.
Используем закон газового состояния Менделеева - Клапейрона
При заданном дебите скважины скорость газа у башмака труб равна:
где Q 0 - дебит скважины при стандартных условиях (давление P 0 = 0,1 МПа, температура T 0 = 273 К), м 3 /сут.;
P З, T З - давление и температура газа на забое, Па, К;
zo, zз - коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях T 0 , P 0 и Т, Р;
F - площадь проходного сечения фонтанных труб, м 2
d - диаметр (внутренний) фонтанных труб, м.
Исходя из формул для расчета критической скорости выноса твердых и жидких частиц и согласно опытным данным, минимальная скорость v кр выноса твердых и жидких частиц с забоя составляет 5 - 10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность:
При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяют жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создают в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газокондесата на поверхность. Величину этого дебита определяют по эмпирической формуле:
где М - молекулярная масса газа. Тогда диаметр труб:
При определении диаметра фонтанных труб, из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины, необходимо предусмотреть их снижения в стволе до минимальных с тем, чтобы газ поступал на устья скважины с возможным большим давлением. Тогда уменьшатся затраты на транспорт газа. Забойное и устьевое давления газовой скважины увязаны между собой формулой Г.А.Адамова.
где P 2 - давление на устье скважины, МПа;
e - основание натуральных логарифмов;
s - показатель степени, равный s = 0,03415 с г L / (Т ср z ср);
с г - относительная плотность газа по воздуху;
L - длина фонтанных труб, м;
d - диаметр труб, м;
Т ср - средняя температура газа в скважине, К;
Qo - дебит скважины при стандартных условиях, тыс.м 3 /сут.;
л - коэффициент гидравлического сопротивления;
z ср - коэффициент сверхсжимаемости газа при средней температуре Т ср и среднем давлением Р ср = (Pз + P 2) / 2.
Так как P З неизвестно, то z ср определяет методом последовательных приближений. Тогда, если дебит скважины Qo и соответствующие ему забойное давление P З известны по результатам газодинамических исследований, при заданном давлении на устье P 2 диаметр фонтанных труб определяем из формулы в виде:
Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. Отметим, что при расчетах, исходя из двух условий, определяющий фактор - вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давлений до минимально возможной величины с технологической и технической точек зрения. Иногда при заданном диаметре труб, используя выписанные формулы, определяют дебит скважины или потери давления в стволе.
Расчет лифта сводится в определении диаметра насосно-компрессорных труб (Таблица 18 А Приложения А). Исходные данные: дебит скважины при стандартных условиях Q o = 38,4 тыс. м 3 /сут.= 0,444 м 3 /с (давление Р о = 0,1 МПа, температура Т о = 293 К); забойное давление Р з = 10,1 МПа; глубина скважины Н = 1320 м; коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях z о = 1; критическая скорость выноса твердых и жидких частиц на поверхность х кр = 5 м /с.
1) Температура скважины Т определим по формуле:
Т = Н? Г, (19)
где Н - глубина скважины, м
Г - геотермический градиент.
2) Коэффициент сжимаемости газа z з определим по кривой Брауна (Рисунок 6 Б Приложения Б). Для этого найдем приведенные давление Р пр и температуру Т пр:
где Р пл - пластовое давление, МПа
Р кр - критическое давление, МПа
Для метана Р кр = 4,48 МПа
где Т кр - критическая температура, К
Для метана Т кр = - 82,5? С = 190,5 К
Коэффициент сжимаемости газа на забое z з = 0,86 определяем по рисунку 6 Б (Приложение Б).
1) Диаметр насосно-компре...
- - суточный объем газа q, нм 3 /сут.,
- - начальное и конечное давление в газопроводе Р 1 и Р 2 , МПа;
- - начальная и конечная температура t 1 и t 2 , о С;
- - концентрация свежего метанола C 1 , % масс.
Расчет индивидуальной нормы расхода метанола на технологический процесс при подготовке и транспортировке природного и нефтяного газа по каждому участку ведется по формуле:
H Ti = q ж + q г + q к, (23)
где H Ti - индивидуальная норма расхода метанола по i-му участку;
q ж - количество метанола, необходимое для насыщения жидкой фазы;
q г - количество метанола, необходимое для насыщения газообразной фазы;
q к - количество метанола, необходимое для насыщения конденсата.
Количество метанола q ж (кг/1000 м 3), необходимое для насыщения жидкой фазы, определяется по формуле:
где ДW - количество отбираемой влаги из газа, кг/1000 м 3 ;
С 1 - весовая концентрация вводимого метанола, %;
С 2 - весовая концентрация метанола в воде (концентрация отработанного метанола в конце участка, на котором образуются гидраты), %;
Из формулы 24 следует, что для определения количества метанола для насыщения жидкой фазы необходимо знать влажность газа и концентрацию метанола в двух точках: в начале и в конце участка, на котором возможно образование гидратов.
Влажность углеводородных газов с относительной плотностью (по воздуху) 0,60, не содержащих азот и насыщенных пресной водой.
Определив влажность газа в начале участка W 1 и в конце участка W 2, находят количество влаги ДW, выделяющиеся из каждых 1000 м 3 проходящего газа:
ДW = W 2 - W 1 (25)
Определим влажность по формуле:
где Р - давление газа, МПа;
А - коэффициент, характеризующий влажность идеального газа;
В - коэффициент, зависящий от состава газа.
Для определения концентрации отработанного метанола С 2 вначале определяют равновесную температуру Т (° С) гидратообразования. Для этого используют равновесные кривые образования гидратов газов различной плотности (Рисунок 7 Б Приложения Б) на основе среднего давления на участке подачи метанола:
где Р 1 и Р 2 - давление в начале и конце участка, МПа.
Определив Т, находят величину снижения ДТ равновесной температуры, необходимую для предотвращения гидратообразования:
ДТ = Т - Т 2 , (28)
где Т 2 - температура на конце участка, на котором образуются гидраты, ° С.
После определения ДТ, по графику на рисунке 8 Б (Приложение Б) находим концентрацию обработанного метанола С 2 (%).
Количество метанола (q г, кг/1000 м 3), необходимое для насыщения газообразной среды, определяется по формуле:
q г = к м · С 2 , (29)
где к м - отношение содержания метанола, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости (растворимость метанола в газе).
Коэффициент к м определяется для условий конца участка, на котором возможно образование гидратов, по рисунку 9 Б (Приложение Б) для давления Р 2 и температуры Т 2 .
Количество подачи метанола (Таблицы 20 А - 22 А Приложения А) с учетом дебита определяется по формуле.
Загрузка...