Однією з характеристик свердловини є швидкість надходження з пробуреного підземного пласта або відношення обсягу до певного тимчасового проміжку. Виходить, що дебіт свердловини - це її працездатність, що вимірюється в м3/годину (секунда, доба). Значення дебіту свердловини необхідно знати при виборі продуктивності свердловинного насоса.
Чинники, що визначають швидкість заповнення:
Дебіт: методи розрахунку
Потужність насоса для артезіанської свердловини має відповідати її продуктивності. Перед бурінням потрібно розрахувати обсяг, необхідний для водопостачання, та порівняти отримані даними з показниками розвідки геологічної служби щодо глибини залягання пласта та його обсягу. Визначають дебіт свердловини попереднім розрахунком статистичних та динамічних показників щодо рівня води.
Низькодебітними вважаються свердловини з продуктивністю менше 20 м-коду 3 /добу.
Причини невеликого дебіту свердловини:
Розрахунок дебіту свердловини проводиться на етапі визначення глибини залягання водоносного горизонту, складання конструкції свердловини, вибору типу та марки насосного обладнання. Після закінчення буріння виробляють дослідно-фільтраційні роботи із занесенням показників у паспорт. Якщо при введенні в експлуатацію отримано незадовільний результат, то це означає, що допущені помилки щодо проектної або підборі обладнання.
Маленький дебіт свердловини, що робити? Є кілька варіантів:
Основні параметри для розрахунку дебіту
Формула розрахунку дебіту базується на точному математичному розрахунку:
D = H x V / (Hд - Hст), метр:
Приклад розрахунку дебіту свердловини:
Підставивши дані, отримуємо розрахунковий дебіт – 5,716 м 3 /год.
Для перевірки використовується пробне відкачування насосом більшої потужності, який покращить показники динамічного рівня.
Другий розрахунок потрібно виконувати за вказаною вище формулою. Коли обидва значення дебіту будуть відомі, дізнається питомий показник, який дає точне поняття того, наскільки продуктивність при зростанні динамічного рівня наростає на 1 метр. Для цього застосовується формула:
Dуд = D2 – D1/H2 – H1, де:
Роботи зі створення свердловини на прибудинковій ділянці передбачають буріння, зміцнення оголовків. По завершенню фірма, яка виконувала замовлення, складає документ на свердловину. У паспорті вказують параметри споруди, характеристики, вимірювання та розрахунок свердловини.
Процедура проведення розрахунку свердловини
Працівники компанії складають протокол огляду та акт передачі у користування.
Процедури є обов'язковими, оскільки дозволяють отримати документальне підтвердження справності конструкції, можливості введення її в експлуатацію.
До документації вносять геологічні параметри та технологічні характеристики:
Для того щоб перевірити правильність підрахунку, запускають пробну хитачку води на великій потужності насоса. Це дозволяє покращити показники динаміки
Насправді для точності розрахунку користуються другий формулою. Після отримання значень дебіту визначають середній показник, що дозволяє точно визначити зростання продуктивності зі збільшенням динаміки на 1 м.
Формула розрахунку:
Dуд= D2 – D1/H2 – H1
- Dуд – дебіт питомий;
- D1, H1 - показники першого випробування;
- D2, H2 – показники другого випробування.
Лише за допомогою проведення обчислень підтверджується правильність виконання досліджень та буріння водозабору.
Розрахункові характеристики на практиці
Знайомство з методами розрахунку водозабірної свердловини провокує виникнення питання – навіщо ці знання звичайному користувачеві водозабору потрібні? Тут важливо розуміти, що водовіддача – єдиний спосіб оцінювання працездатності свердловини, щоб задовольнити потребу мешканців у воді до підписання акта приймання-передачі.
Щоб надалі не виникало проблем, дійте так:
- Розрахунок проводиться з урахуванням кількості мешканців будинку. Середній показник споживання води – 200 л на одну особу. Сюди додають витрати на господарські потреби та технічне використання. При розрахунку сім'ю з 4-х людина отримуємо найбільше споживання води 2,3 кубометра/час.
- У процесі укладання договору у проекті береться значення продуктивності водозабору лише на рівні 2,5 — 3 м 3 /год.
- Після завершення робіт та розрахунку рівня свердловини, виробляють відкачування води, замір динаміки та визначення водовіддачі при найбільшій витраті домашнього насоса.
Проблеми можуть виникнути на рівні розрахунку дебіту свердловини на воду в процесі контрольної викачування насосом, що належить компанії виконавцю.
Моменти, що визначають швидкість наповнення свердловини водою:
- Об'єм шару води;
- Швидкість його зменшення;
- Глибина залягання ґрунтових вод та зміни рівня залежно від сезону.
Свердловини з продуктивністю забору води менше 20 м3/добу, вважаються малопродуктивними.
Причини низьких показників дебіту:
- особливості гідрогеологічної ситуації місцевості;
- зміни залежно від пори року;
- засмічення фільтрів;
- засмічення в трубах, які подають воду вгору або їхня дефлорація;
- природне зношування насоса.
Якщо після введення свердловини у роботу виявлено проблеми, це свідчить, що у стадії розрахунку параметрів були помилки. Тому цей етап - один з найважливіших, який не можна забувати.
Для того, щоб збільшити продуктивність роботи водозабору, збільшують глибину свердловини з метою відкриття додаткового шару води.
Також, використовують методи викачування води дослідним шляхом, застосовують хімічний та механічний вплив на водні шари, або переносять свердловину в інше місце.
РОЗРАХУНОК ДЕБІТУ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН З ГОРИЗОНТАЛЬНИМ ЗАКІНЧЕННЯМ 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 горизонтальним 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 вирішення 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 пов'язано з тим, що площа зони дренування в горизонтальній свердловині більша, ніж у вертикальній.
Одне з рішень, у якому враховується зміна вибійного тиску під час розрахунку продуктивності, отримано З.С. Алієвим та А.Д. Сивих. Також рішення профілю припливу 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.
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 в 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, якщо різниця між двома цими 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 м3/година, який 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.
Представлений розрахунок часто застосовується бурильщиками. Але він несе у собі дуже велику похибку. Оскільки цей розрахунок передбачає, що динамічний рівень води буде збільшуватися прямопропорційно швидкості викачування води. Наприклад, зі збільшенням відкачування води до 4 м 3 /год, згідно з ним, рівень води в трубі падає на 5 м, а це неправильно. Тому є більш точна методика з включенням до розрахунку параметрів другого водозабору визначення питомого дебіту.
Що потрібно при цьому робити? 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 /годину.
Вихідні дані 2:
- Параметри свердловини ті 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 лише за умови, що насос буде знаходитись 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 реальному значенню.
Способи збільшення дебіту свердловини
Наприкінці хотілося б згадати у тому, як і збільшити дебіт свердловини. Способи щодо справи два. 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.
Газові свердловини експлуатують фонтанним методом, тобто. за рахунок використання енергії пласта. Розрахунок ліфта зводиться у визначенні діаметра фонтанних труб. Його можна визначити з умов виносу вибою твердих та рідких частинок або забезпечити максимальний гирловий тиск (мінімальних втрат тиску у стовбурі свердловини при заданому дебіті).
Винос твердих та рідких частинок залежить від швидкості газу. У міру підйому газу трубах швидкість зростає внаслідок збільшення обсягу газу при зменшенні тиску. Розрахунок виконують для умов черевика фонтанних труб. Глибину спуску труб свердловину приймають з урахуванням продуктивної характеристики пласта і технологічного режиму експлуатації свердловини.
Доцільно спускати труби до нижніх отворів перфорації. Якщо труби спущені до верхніх отворів перфорацій, швидкість газового потоку в експлутационной колоні навпроти перфорованого продуктивного пласта знизу вгору зростає від нуля до деякого значення. Значить, у нижній частині і аж до черевика не забезпечується винесення твердих і рідких частинок. Тому нижня частина пласта відсікається піщаноглинистою пробкою або рідиною, при цьому дебет свердловини зменшується.
Використовуємо закон газового стану Менделєєва – Клапейрона
При заданому дебіті свердловини швидкість газу у башмака труб дорівнює:
де Q 0 - дебіт свердловини за стандартних умов (тиск P 0 = 0,1 МПа, температура T 0 = 273 К), м 3 /добу;
P З, T З - тиск та температура газу на вибої, Па, К;
zo, zз - коефіцієнт надстисливості газу відповідно за умов T 0 , P 0 і Т, Р;
F - площа прохідного перерізу фонтанних труб, м 2
d – діаметр (внутрішній) фонтанних труб, м.м.
Виходячи з формул для розрахунку критичної швидкості виносу твердих та рідких частинок та згідно з досвідченими даними, мінімальна швидкість v кр виносу твердих та рідких частинок із вибою становить 5 - 10 м/с. Тоді максимальний діаметр труб, при якому частинки породи та рідини виносяться на поверхню:
При експлуатації газоконденсатних свердловин із газу виділяють рідкі вуглеводні (газоконденсат), які утворюють у фонтанних трубах двофазний потік. Щоб запобігти накопиченню рідини на забої та зниження дебіту, газоконденсатна свердловина повинна експлуатуватися з дебітом не менше мінімально допустимого, що забезпечує винесення газокондесата на поверхню. Величину цього дебіту визначають за емпіричною формулою:
де М – молекулярна маса газу. Тоді діаметр труб:
При визначенні діаметра фонтанних труб з умови забезпечення мінімальних втрат тиску в стовбурі свердловини необхідно передбачити їх зниження в стовбурі до мінімальних з тим, щоб газ надходив на гирла свердловини з можливим великим тиском. Тоді зменшаться витрати на транспорт газу. Вибійний і гирловий тиск газової свердловини пов'язані між собою формулою Г.А.Адамова.
де P 2 - тиск на гирлі свердловини, МПа;
e – основа натуральних логарифмів;
s – показник ступеня, рівний s = 0,03415 с г L/(Т ср z ср);
з г - відносна щільність газу повітрям;
L – довжина фонтанних труб, м;
d – діаметр труб, м;
Т ср - середня температура газу свердловині, До;
Qo - дебіт свердловини за стандартних умов, тис.м 3 /сут.;
л – коефіцієнт гідравлічного опору;
z ср - коефіцієнт надстисливості газу при середній температурі Т ср та середнім тиском Р ср = (Pз + P 2)/2.
Оскільки P З невідомо, то z СР визначає методом послідовних наближень. Тоді, якщо дебіт свердловини Qo і відповідні йому забійний тиск P З відомі за результатами газодинамічних досліджень, при заданому тиску на гирлі P 2 діаметр фонтанних труб визначаємо з формули у вигляді:
Фактичний діаметр фонтанних труб вибирають із урахуванням стандартних діаметрів. Зазначимо, що з розрахунках, з двох умов, визначальний чинник - винесення частинок породи і рідини поверхню. Якщо дебіти свердловини обмежуються іншими факторами, то розрахунок ведеться з умови зниження втрат тисків до мінімально можливої величини з технологічної та технічної точок зору. Іноді при заданому діаметрі труб, використовуючи виписані формули, визначають дебіт свердловини або втрати тиску стовбурі.
Розрахунок ліфта зводиться до визначення діаметра насосно-компресорних труб (Таблиця 18 А Додатка А). Вихідні дані: дебіт свердловини за стандартних умов Q o = 38,4 тис. м 3 /сут. = 0,444 м 3 / с (тиск Р о = 0,1 МПа, температура Т о = 293 К); вибійний тиск Р з = 10,1 МПа; глибина свердловини Н = 1320 м; коефіцієнт стисливості газу за стандартних умов z про = 1; критична швидкість виносу твердих та рідких частинок на поверхню х кр = 5 м/с.
1) Температура свердловини Т визначимо за такою формулою:
Т = Н? Г, (19)
де Н - глибина свердловини, м
Г – геотермічний градієнт.
2) Коефіцієнт стисливості газу z з визначимо по кривій Брауна (Малюнок 6 Б Додатка Б). Для цього знайдемо наведені тиск Р пр і температуру Т пр:
де Р пл - пластовий тиск, МПа
Р кр – критичний тиск, МПа
Для метану Р кр = 4,48 МПа
де Т кр - критична температура, К
Для метану Т кр = – 82,5? З = 190,5 К
Коефіцієнт стисливості газу на вибої z з = 0,86 визначаємо на малюнку 6 Б (Додаток Б).
1) Діаметр насосно-комп...
- - добовий обсяг газу q, нм 3 /добу,
- - Початковий і кінцевий тиск в газопроводі Р 1 і Р 2 МПа;
- - Початкова і кінцева температура t 1 і t 2 про С;
- - Концентрація свіжого метанолу C 1 % мас.
Розрахунок індивідуальної норми витрати метанолу на технологічний процес при підготовці та транспортуванні природного та нафтового газу по кожній ділянці ведеться за формулою:
H Ti = q ж + q г + q до, (23)
де H Ti - індивідуальна норма витрати метанолу по i-му ділянці;
q ж - кількість метанолу, необхідне насичення рідкої фази;
q г - кількість метанолу, необхідне насичення газоподібної фази;
q до - кількість метанолу, необхідне насичення конденсату.
Кількість метанолу q ж (кг/1000 м 3), необхідне насичення рідкої фази, визначається за формулою:
де ДW - кількість вологи, що відбирається з газу, кг/1000 м 3 ;
С 1 - вагова концентрація метанолу, що вводиться, %;
2 - вагова концентрація метанолу у воді (концентрація відпрацьованого метанолу в кінці ділянки, на якому утворюються гідрати), %;
З формули 24 випливає, що для визначення кількості метанолу для насичення рідкої фази необхідно знати вологість газу та концентрацію метанолу у двох точках: на початку та в кінці ділянки, на якій можливе утворення гідратів.
Вологість вуглеводневих газів з відносною щільністю (по повітрю) 0,60, які містять азот і насичених прісною водою.
Визначивши вологість газу на початку ділянки W 1 і в кінці ділянки W 2, знаходять кількість вологи ДW, що виділяються з кожних 1000 м 3 проходить газу:
ДW = W 2 - W 1 (25)
Визначимо вологість за формулою:
де Р – тиск газу, МПа;
А – коефіцієнт, що характеризує вологість ідеального газу;
В - коефіцієнт, що залежить від складу газу.
Для визначення концентрації відпрацьованого метанолу 2 спочатку визначають рівноважну температуру Т (° С) гідратоутворення. Для цього використовують рівноважні криві утворення гідратів газів різної щільності (Малюнок 7 Б Додатка Б) на основі середнього тиску на ділянці подачі метанолу:
де Р 1 і Р 2 - тиск на початку та в кінці ділянки, МПа.
Визначивши Т, знаходять величину зниження ДТ рівноважної температури, необхідну для запобігання гідратоутворенню:
ДТ = Т - Т2, (28)
де Т 2 – температура на кінці ділянки, на якій утворюються гідрати, °С.
Після визначення ДТ, за графіком малюнку 8 Б (Додаток Б) знаходимо концентрацію обробленого метанолу З 2 (%).
Кількість метанолу (q г, кг/1000 м 3 ), необхідне насичення газоподібного середовища, визначається за формулою:
q г = до м · З 2 , (29)
де до м - відношення вмісту метанолу, необхідне насичення газу, до концентрації метанолу в рідині (розчинність метанолу в газі).
Коефіцієнт до м визначається для умов кінця ділянки, на якому можливе утворення гідратів, на рисунку 9 Б (Додаток Б) для тиску Р 2 і температури Т 2 .
Кількість подачі метанолу (Таблиці 20 - 22 А Додатка А) з урахуванням дебіту визначається за формулою.
Завантаження...