Determinarea presiunii rezervorului

Presiunea suprasolicita și formula de determinare a acesteia. Miniere numita presiune creată de greutatea suprapusă roci de gaz

în care Rgor- limităm presiune în kg / cm2; gp- greutatea specifică medie a formațiunilor de roci suprapusă, ținând cont de fluidele satureze în gf / cm3 sau tf / m 3;

adâncimea L măsurată de la suprafață la punctul de rezervor, în care presiunea este determinată în limităm m. Calcule orientative luate gp = 2,5gs / cm3.

presiunea în rezervor și metodele de determinare a acestei. Presiunea gazului din rezervorul de gaz (presiunea rezervorului) este întotdeauna mai mică decât munte. Se determină presiunea pe fundul închis al sondei. Având în vedere că unghiurile sunt mici rezervoare, pentru majoritatea domeniilor de gaz se poate presupune că presiunea inițială de rezervor este aceeași în toate punctele de depozit. Când niveluri semnificative ale valorilor presiunii depozitelor purtătoare de gaz pot varia foarte mult în diferite godeuri la presiuni identice la gura sondei. Pe acoperișul valorilor lor va fi mai mică decât pe aripi.

În practică, presiunea formarea este luată egală cu hidrostatice RPL, adică despre foraj adâncimea L [m], înmulțită cu greutatea specifică a apei gon [kg m / s 2]. Acest lucru ia în considerare o posibilă deviere de la o anumită valoare, prin introducerea unui coeficient de asimetrie a, variind în intervalul 0,8 - 1,2

Motivele pentru care presiunea formarea anormală. Motivele se află în anomale caracteristicile geologice comunicabilitate orizonturi, valori ale presiunii de rocă. Anormal rezervoare de înaltă presiune sunt închise fără outcrops la un nivel ridicat de conținut de gaz și formațiuni compactate.

presiunea în rezervor în sondele de gaz condensat

Determinarea presiunii într-o gaură de fund funcționează bine

Ecuația inițială impuls. Formula de calcul a presiunii este de lucru bine vom obține după integrarea ecuațiilor generale ale mișcării

Acolo unde L - lungimea țevii în metri (de obicei, luate de la gura la mijlocul intervalului deschis, definit de h vertical = L cosbn pentru puțuri înclinate); w - viteza gazului în m / s; g - accelerația gravitațională în m / s2; l - coeficientul de frecare hidraulică; r - densitatea gazului în kg / m3; DT - diametrul țevii în metri.

(2.5) unde s = 0.03415`r L / (Toff ZSR.);

Algoritmul de calcul. Presiunea la fundul puțului este determinată prin aproximări succesive, deoarece formula include coeficienți zcp pentru a determina care este necesară cunoașterea RH.

Coeficientul de rezistență hidraulică. Coeficientul hidraulic Soprotivleniyal depinde de modul de circulație a gazului de-a lungul suprafeței țevii și pereții conductelor. La viteze întâlnite în practică în puțuri l de gaz depinde de numărul Reynolds Re și relativa rugozitate d

Numărul Reynolds rugozitate relativă, valoarea critică a numărului Reynolds. Numărul Reynolds - definește raportul de forțe de inerție la viscos

unde K - coeficientul de temperatură din 1910 la 273 K și scade odată cu creșterea temperaturii (egală cu 1,777 la T = 293 K), kg. 2 / m 4; Q - debitul de gaz, mii m3 / zi;..

lk - rugozitate absolută, mm; D - diametrul interior al țevii, cm; `R - densitatea relativă a aerului.

Expresia pentru rezistența în cazul curgerii laminare. În cazul în care regimul laminar (Re <2300), то l не зависит от шероховатости и его определяют по формуле l = 64/Re .

Expresia pentru rezistența în cazul curgerii turbulente. In regim de curgere turbulentă Re depinde l și d, și este determinată prin formula

La viteze mari (debit mai mare decât debitul minim Qmin) vine turbulentă selfsimilarity l atunci Re nu depinde

În general, coeficientul aerodinamic de curgere țevilor cu excepția rugozitatea depinde de rezistivitatea locală și rugozitate la conexiunea, a prezenței în fluxul de impurități solide și lichide și de alți factori. tub Rezistență variază în timpul funcționării sondei deoarece modificările tuburilor rugozitate. În auto-țeavă cu diametrul de 63mm l valoare intervalele de 0.01-0.02 și în calcule este determinată să fie 0.014.

46. ​​Aspectele istorice și eficiența sistemelor existente înecului.

Inițial, în țara noastră, utilizarea de inundare a apei a fost atribuită în principal, perimetrul inundare c. Primul perimetru sistem de inundare a fost proiectat în 1948 la domeniul Tuimazy în dezvoltarea straturilor Devoniană D7 și D8. Perimetru inundații în principiu, poate fi mai eficient decât vnutrikonturnoe, deoarece acest ulei este deplasată formarea compatibilă cu apă. Cu toate acestea, experiența de dezvoltare a demonstrat că acest sistem are multe dezavantaje inundații.

Datorită proprietăților rele ale straturilor în zonele marginale și vâscozitatea ridicată a uleiului în zona KAP a trebuit să fora o mulțime de puțuri de injectare suplimentare. Pe câmpurile mari, cu inundații perimetru nu a fost posibil să se selecteze mai mult de 25% din petrol pe an de la rezervele recuperabile inițiale. De asemenea, este caracterizat printr-o scurgere semnificativă de apă în conturul petrolifer.

Dezvoltarea a fost crearea de inundații perimetrul sistemului vnutrikontur-picior inundare. În acest caz, câmpul în rânduri de sonde de injecție „tăiat“, și benzi individuale, blocuri sau zone de dezvoltare independente și ulei deplasate prin apa injectată. Pentru sistemul de dezvoltare vnutrikonturnaya prima dată a fost proiectat în 1955 domeniu Romashkinskoye.

La începutul anilor 60-e au fost create bloc sau sistem inline interior contur inundației pentru dezvoltarea zăcămintelor de petrol convenționale. In aceste sisteme necesită tăierea câmpurile petroliere în blocuri de dimensiuni optime, iar numărul de sonde de producție între rândurile de două baterii găuri-ing pompare este ales în funcție de caracteristicile fizice particulare ale depozitelor geologice și petrol și rata necesară de dezvoltare. Cele mai mici dimensiuni de bloc și numărul de rânduri de sonde de producție, cu cât intensitatea sistemului de dezvoltare rezervor de ulei.

În comparație cu sistemele de perimetru sistem bloc inundare permite de 2-3 ori pentru a crește rata de producție de petrol, pentru a reduce consumul de apă este injectat prin reducerea scurgerilor l la zona acvifer, pentru a accelera dezvoltarea de intrare pe teren, pentru a reduce zona de pescuit pentru a converti.

Contur inundarea performanța actuală îmbunătățește dezvoltarea și crește recuperarea uleiului finală cu cel puțin 5% față de inundarea perimetrului.

dezvoltare Experiența oilfield arată că sistemul de blocare este util pentru o depozite largă de peste 4-5 km, iar cel mai puțin decât lățimea lor atunci când depozitele sunt caracterizate prin rezervoare cu permeabilitate scăzută, zonale eterogenitatea ascuțite formațiuni productive, ulei de viscozitate ridicată sau deteriorarea condițiilor de filtrare la limitele de rezervor .

De înaltă performanță bloca dezvoltarea de sisteme a dus la scară largă în toate zonele producătoare de petrol ale țării.

inundații Areal este deosebit de eficient de a utiliza în dezvoltarea de straturi înguste și foarte discontinue. Sistemul înecului Areal este de aproximativ 2 ori mai intens sistem de cinci rânduri. Prin urmare, sistemul de aplicare aplatizate asigură o viteză de producție de cinci rânduri a sistemului semnificativ mai putine puțuri forate. În prezent, sistemul arealului implementat în mai multe domenii din Siberia de Vest, Udmurtia.

Utilizarea sistemelor de cinci rânduri, este recomandabil doar pentru caracteristici suficient de bune ale straturilor productive. Cu toate acestea, în acest caz, de pre-privit posibilitatea intensificării dezvoltării sistemului cu câmp de tăiere suplimentară, folosind inundații focale. Sistemele cu mai multe rânduri asigura o recuperare ulei mai mare decât în ​​straturi omogene, ușor discontinue.

In sistemele inundației, în care elementul central este o sondă de injecție, fiecare dintre sondele de producție situate pe limitele elementului și în același timp se scurge mai multe elemente de sistem, la 2 la 4 inundației. Prin urmare, extracția acestor puțuri de frontieră constă din afluenții 2-3-4-elemente.