ガス井の流量を予測する方法。井戸流量の計算。井戸の生産量が少ない理由

この概念は、資源が従来の単位時間当たりに生産できる水、石油、またはガスの量、つまり生産性を意味します。この指標は、毎分リットル、または毎時立方メートルで測定されます。

流量の計算は、家庭用の含水井戸を建設する場合とガスおよび石油産業の両方で必要です。それぞれの分類には特定の計算式があります。

1 なぜ井戸の流量を計算する必要があるのですか?

井戸の流量がわかっていれば、ポンプ出力は供給源の生産性に正確に一致する必要があるため、最適なポンプ装置を簡単に選択できます。さらに、問題が発生した場合、正しく記入された坑井パスポートは、修理チームが選択するのに非常に役立ちます。適切な方法その修復

流量に基づいて、井戸は 3 つのグループに分類されます。

低料金 (20 m3/日未満);
平均流量 (20 ～ 85 m3/日);
高流量 (85 m3/日以上)。

ガスおよび石油産業では、低収量油井の操業は採算が取れません。したがって、その流量の事前予測が、開発地域で新しいガス井を掘削するかどうかを決定する重要な要素となります。

このようなパラメータを決定するにはガス産業ある公式があります（以下に示します）。

1.1 自噴井の流量を計算するにはどうすればよいですか?

計算を実行するには、静的水位と動的水位という 2 つの水源パラメータを知る必要があります。

これを行うには、端にボリュームのある重みのあるロープが必要です（水面に触れたときに飛沫がはっきりと聞こえるように）。

完了後 1 日後にはインジケーターの測定が可能になります。掘削・水抜き完了後、井戸内の液量が安定するまで1日程度待つ必要があります。早めに測定することはお勧めできません。最初の日は最大水位が常に増加するため、結果が不正確になる可能性があります。

必要な時間が経過したら、測定を行ってください。これは徹底的に行う必要があります - 水がないパイプの部分の長さを決定します。井戸がすべての技術的要件に従って作られている場合、その中の静的な水位は常に次の基準よりも高くなります。頂点フィルターセクション。

ダイナミックレベルは、坑井の運転条件に応じて変化する可変指標です。水源から取水されると、ケーシング内の水の量は常に減少します。取水量が水源の生産性を超えない場合、しばらくすると水は一定のレベルで安定します。

これに基づいて、井戸内の液体の動的なレベルは、所定の強度で液体を一定に摂取した場合に維持される水柱の高さの指標となります。異なる電力を使用すると、井戸内の動的な水位も異なります。

これらの指標はどちらも「地表からのメートル」で測定されます。つまり、包囲柱内の水柱の実際の高さが低いほど、動的レベルは低くなります。 実際には、動的な水位を計算すると、水中ポンプを下げることができる最大深さを決定するのに役立ちます。.

動的水位の計算は 2 段階で実行されます。ポンプが 1 時間連続して作動した後に、中程度の集中的な取水を実行する必要があります。

両方の要因を決定すると、ソースの流量に関するおおよその情報をすでに取得できます。静的レベルと動的レベルの差が小さいほど、井戸の流量は大きくなります。良好な自掘井の場合、これらの指標は同一ですが、平均的な生産性源には 1 ～ 2 メートルの違いがあります。

井戸流量の計算はいくつかの方法で行うことができます。流量を計算する最も簡単な方法は、次の式を使用することです: V*Hv/Hdin – Hstat。

その中で:

V – 井戸の動的レベルを測定するときの水抽出の強度。
N din – ダイナミックレベル。
N stat – 静的レベル。
H in – ケーシング内の水柱の高さ (ケーシングの全高と静的な液体レベルの差)

実際に井戸の流量を決定する方法: 高さ 50 メートルの井戸を例に挙げてみましょう。穴の開いた濾過ゾーンは深さ 45 メートルにあります。測定の結果、深さ30メートルの静水位が示されました。これに基づいて、水柱の高さを決定します: 50-30 = 20 m。

動的指標を決定するには、1 時間の動作でポンプが水源から 2 立方メートルの水を汲み上げたと仮定します。この後の測定では、井戸の水柱の高さが 4 メートル低くなったことが示されました (動的レベルが 4 メートル増加しました)。

すなわち、Ｎｄｉｎ＝３０＋４＝３４ｍとなる。

起こり得る計算誤差を最小限に抑えるために、最初の測定後に特定の流量を計算する必要があり、それを利用して実際の指標を計算することが可能になります。これを行うには、最初の液体の摂取後、水柱のレベルが静的なレベルまで上昇するように、ソースに充填する時間を与える必要があります。

次に、最初よりも高い強度で水を採取し、動的指標を再度測定します。

比流量の計算を実証するために、次の条件付き指標を使用します: V2 (ポンピング強度) - 3 m3、ポンピング強度が 1 時間あたり 3 立方メートルであると仮定すると、Ndin は 38 メートルであり、38-30 = 8 (h2 = 8)。

比流量は次の式を使用して計算されます: Du = V 2 – V 1 / H 2 – H 1、ここで:

V1 – 最初の取水量（下）。
V2 – 2 回目の取水強度 (高)。
H1 – より低い強度でポンピングするときの水柱の減少。
H2 – より高い強度でポンピングする場合の水柱の減少

比流量を計算します: D y = 1 時間あたり 0.25 立方メートル。

比流量は、動的水位が 1 メートル増加すると、井戸の流量が 0.25 m 3 /時間増加することを示しています。

特定の指標と通常の指標を計算した後、次の式を使用してソースの実際の流量を決定できます。

Dr = (N フィルター – N 統計) * Dn、ここで:

N フィルター – ケーシングのフィルターセクションの上端の深さ。
N stat – 静的インジケーター。
Du – 特定の流量。

以前の計算に基づくと、Dr = (45-30)*0.25 = 3.75 m 3 /時間 - これは次のようになります。ハイレベルの流量 (高収量源の分類は 85 m3/日から始まり、私たちの井戸では 3.7*24=94 m3)

ご覧のとおり、最終結果と比較した予備計算の誤差は約 60% でした。

2 デュピュイの公式の適用

石油およびガス産業における坑井の分類には、デュピュイの公式を使用して坑井の流量を計算する必要があります。

ガス井に関するデュピュイの公式は次のとおりです。

石油生産量を計算するには、この式には 3 つのバージョンがあり、各分類には多くの特徴があるため、それぞれが異なる種類の井戸に使用されます。

流入量が不安定な油井の場合。

嵌合径の計算

ガス井の坑口フィッティングの直径は、次の式で決定されます。

ここで、フィッティングの直径は mm です。

流量係数;

Qg - ガス流量、m3/日。

Рbur - フィールドデータ atm に基づくバッファー圧力。

井戸番号 1104 の式 (2.16) を使用して、井戸頭チョーク穴の直径を計算してみましょう。

液相を確実に除去するための最小ウェル流量の計算

ガス井を運用する場合、最も一般的な問題は液相 (水または凝縮水) の流入です。この場合、液体プラグの形成を伴う底部への液体の蓄積がまだ発生しないガス井の最小底孔流量を決定する必要があります。

底部に液体プラグが形成されないガス井の最小流量 (m3/日) は、次の式で計算されます。

ここで、は液体プラグが形成されない最小ガス速度、m/s です。

標準条件での温度、K、

タンク温度、K、

底孔圧力、MPa、

大気圧、MPa、

プロジェクトによるチューブの内径 = 0.062 m、

ガスの超圧縮係数。

水栓が形成されない最小ガス速度:

凝縮水プラグが形成されない最小ガス速度:

式 (2.17-2.19) を使用して、サンブルグ石油・ガス凝縮水田のガス凝縮井 No. 1104 の最小流量を計算します。この最小流量では、凝縮液が底に沈殿しません。

水を除去する最小流量:

または千立方メートル/日。

すべての凝縮液が表面に運ばれる最小ガス速度:

凝縮水を除去するための最小流量:

または千立方メートル/日。

得られた結果を比較すると、他の一定条件下では、水を完全に除去するよりもガス井の流量を高くすると、凝縮液の完全な除去が可能であることがわかります。

サイドウォールの技術効率の計算

生産地層内の井戸 No. 1104 の水平横幹の掘削により計算期間中に追加的に生産されるガスの量は、次の式で求められます。

請求期間中に井戸によって実際に生産された石油の量はどこにありますか。

生産地層に水平坑井がない場合の、計算期間中の坑井からの理論的（推定）石油生産量の値。

水平井戸と垂直井戸を備えた井戸の流量はどこでしょうか。

垂直井戸流量、。

追加のガス生産と回収可能な埋蔵量、ユニットの生産への準拠を考慮した補正係数。最初の 2 年間は = 1;

追加で生成されるガス凝縮物の量は、次の式で求められます。

ここで、水平横幹の掘削により請求期間中に追加で生成されるガス凝縮水の量は t です。

現場データ kg/m3 に基づく凝縮水ガス係数。

式 (2.23-2.34) を使用した 2 年間の計算:

このセクションでは、垂直井戸に水平幹を掘削することによる技術効率を計算しました。水平坑井を備えた敷地開発の「実際の」指標を基本ケースの指標と比較すると、有効厚さが比較的小さい生産性の低い地層の開発において BGS を使用することの否定できない利点が再度示されます。水平井戸を使用した場合の自然モードでの 2 年間の操業期間中に、追加生産が行われます。天然ガスベースバージョンの9倍の量のガス凝縮物が発生します。

第 2 セクションの結論

1. 天然ガスおよびガスコンデンセートの生産を強化するための最新の方法の分析により、サンブルクスコエ石油およびガスコンデンセート田の垂直坑井および指向性坑井での水圧破砕やサイドトラッキングなどの方法の使用が有望であることが示されました。これらの生産強化方法の中で、サイドトラッキングはサンブルクスコエ油田の状況において最も効果的な方法の 1 つです。

2. サンブルグ石油・ガス凝縮油田の垂直坑井および指向性坑井でサイドトラッキング技術を使用して坑井を水平坑井に変換すると、掘削量が減り、坑井の流量と収益性が向上するだけでなく、貯留層エネルギーがより合理的に使用されます。貯水池の低い窪みのため。

3. 生産井のストックと移動貯留層のガス埋蔵量の密度の分析に基づいて、候補井 No. 1104 がサイドトラックの対象として選択されました。この技術を大規模に導入する場合は、サイドトラッキングに有望な他の油井を特定するために追加の調査を実施することをお勧めします。

3. Aliev Z.S.の方法を使用した候補井戸のパラメータの技術的計算。サイドトラッキング後の設計井戸流量は 89.3 千 m3/日から 903.2 千 m3/日まで 10 倍以上増加する可能性があることを示しました。

4. ウェル No.1104 のプロファイルの計算を実行しました。同時に、掘削工法技術として、深さ2650mのECにおける「窓の切断」が選択され、鉛直断面2940～3103mの区間で10m当たり最大曲率2.0°となる。長さは400メートル。

5. 坑井の技術的動作モードの主要パラメータの計算により、坑口チョークの直径、底部の最小ガス速度（m/s、m/s）を決定し、水を完全に除去することが可能になりました。地表へのガス凝縮物、および底孔の液体が詰まらない最小流量 (千 m3/日、千 m3/日)。他の一定条件下では、水を完全に除去するよりもガス井の流量を高くすると、凝縮液を完全に除去することが可能です。

6. サイドトラッキングの技術効率を計算すると、有効厚さが比較的小さい低生産性地層の開発にこの技術を使用することの否定できない利点が、自然モードでの 2 年間の運転期間中に、追加の生産量は天然ガスに相当することがわかります。トンのガス凝縮水は、基本オプションを上回るこれらの数値の 9 倍です。

7. したがって、サンブルクスコエ石油・ガスコンデンセート田におけるサイドトラッキングの使用に関して実行された計算は、その有効性を示しており、この技術は、この油田における天然ガスおよびガスコンデンセートの生産を強化する方法として推奨できる。

ウラジミール・ホムトコ

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あ、あ

油流量の計算方法

生産性を決定する際には、その流量が決定されます。重要な指標計画生産性を計算するとき。

この指標は、特定の場所から入手した原材料がその開発コストを回収できるかどうかを判断するために使用されるため、この指標の重要性を過大評価することは困難です。

この指標を計算するには、いくつかの公式と方法があります。多くの企業は、運動原理の研究に長年を費やしたフランス人エンジニア、デュプイの公式を使用しています。地下水。この方法を使用した計算を使用すると、経済的な観点からその分野の特定のセクションを開発することが賢明であるかどうかを判断することが非常に簡単になります。

この場合、流量は井戸が一定期間にわたって供給する液体の体積です。

鉱山労働者は鉱山機器を設置するときにこの指標の計算を無視することがよくありますが、これは非常に悲惨な結果につながる可能性があります。石油の生産量を決定する計算値にはいくつかの決定方法がありますが、これについては後で説明します。

この指標は別の言い方で「ポンプ性能」と呼ばれることがよくありますが、ポンプの特性には独自の誤差があるため、この定義は結果の値を正確に特徴付けるものではありません。この点において、計算によって求められた液体や気体の体積は、申告された体積と大きく異なる場合があります。

一般に、この指標の値はポンプ装置を選択するために計算されます。計算を使用して特定の領域の生産性を事前に決定することで、開発計画の段階でパラメータに適合しないポンプを排除することができます。

生産性の低い産油地域は単純に採算が合わないことが判明し、その開発も採算が合わなくなる可能性があるため、この値の計算はどの鉱山企業にとっても必要です。さらに、計算が時間通りに行われなかったためにポンプ装置が誤って選択されると、企業が計画された利益ではなく重大な損失を被るという事実につながる可能性があります。

もう一つ重要な要素このような計算が特定の坑井ごとに必須であることを示しているのは、近くのすでに稼働している坑井の流量でさえ、新しい坑井の流量と大きく異なる可能性があるという事実です。

ほとんどの場合、このような大きな違いは、式に代入される数量の特定の値によって説明されます。たとえば、地層の透水性は生産層の深さに応じて大きな差が生じる可能性があり、地層の透水性が低いほど、サイトの生産性が低下し、当然のことながら収益性も低下します。

流量計算は選定の際に役立つだけではありませんポンプ装置、ただし、決定することができます最適な場所井戸を掘削している。

最も資格のある地質学者でも地球の秘密をすべて完全に理解しているわけではないため、新しい採掘装置の設置は危険な作業です。

現在ではたくさんの種類があります専門的な機器石油生産のためですが、正しい選択、最初に必要な穴あけパラメータをすべて決定する必要があります。このようなパラメーターを正しく計算すると、特定の生産性を備えたサイトに最も効果的な最適なワーキングセットを選択できます。

この指標の計算方法

先ほど述べたように、この指標を計算するにはいくつかの方法があります。

ほとんどの場合、標準的な方法と上記の Dupuis の公式を使用する 2 つの方法が使用されます。

2 番目の方法はより複雑ですが、より多くの結果が得られることはすぐに言う価値があります。正確な結果なぜなら、フランスの技術者は生涯をこの分野の研究に捧げたため、その結果、彼の式では標準的な方法よりも多くのパラメータが使用されるからです。ただし、両方の方法を検討します。

標準計算

この手法は次の式に基づいています。

D = H x V / (Hd – Hst)、ここで

D は井戸の流量です。

H は水柱の高さです。

V – ポンプの性能。

Нд – ダイナミックレベル。

Nst – 静的レベル。

この場合、静的レベルインジケータは、からの距離とみなされます。エントリーレベル動水位は、地下水を初期土壌層まで汲み上げ、ポンプで汲み上げた後の水位を計測器で測定し、その絶対値を用います。

油田の含油セクションの最適流量という概念があります。それは、特定の井戸の全体的な低下レベルを決定するためと、全体としての生産地層全体の両方について決定されます。

平均減水レベルを計算する式は、底孔圧力 Pzab = 0 の値を意味します。最適減水指標用に計算された特定の坑井の流量は、この指標の最適値です。

地層に機械的および物理的な圧力がかかると、坑井の内壁の一部が崩壊する可能性があります。その結果、多くの場合、潜在流量を減らす必要があります。機械的に、中断のない生産を妨げず、トランク壁の強度と完全性を維持するために。

ご覧のとおり、標準の式は最も単純ですが、その結果、かなり重大な誤差を伴う結果が得られます。より正確で客観的な結果を得るには、より複雑ではあるがより正確なデュピュイの公式を使用することをお勧めします。もっと重要なパラメータ特定のエリア。

デュピュイによる計算

デュピュイは資格のあるエンジニアであるだけでなく、優れた理論家でもあったと言う価値があります。

彼は 1 つではなく 2 つの公式を開発しました。最初の公式は、ポンプ装置と含油地層の潜在的な透水係数と生産性を決定するために使用され、2 つ目の公式は、理想的ではないポンプや油田の実際の値に基づいた計算を可能にします。生産性。

それでは、デュピュイの最初の公式を見てみましょう。

N0 = kh / ub * 2∏ / ln(Rk/rc)、ここで

N0 は潜在的な生産性の指標です。

Kh/u – 含油地層の透水係数。

b – 体積による膨張を考慮した係数。

∏ は数値 Pi = 3.14 です。

Rk はループ電力半径の値です。

Rc は、開いた生産層までの全距離にわたって測定されたビット半径の値です。

デュピュイの 2 番目の公式:

N = kh/ub * 2∏ / (ln(Rk/rc)+S、ここで

N は実際の生産性の指標です。

S はいわゆる表皮係数で、流れに対する濾過抵抗を決定します。

残りのパラメータは、最初の式と同じ方法で解読されます。

特定の産油地域の実際の生産性を決定するためのデュピュイの 2 番目の公式は、現在、ほぼすべての生産会社で使用されています。

畑の生産性を高めるために、場合によっては生産地層の水圧破砕技術が使用されることは言う価値がありますが、その本質はその中に亀裂を機械的に形成することです。
場合によっては、坑井内の石油流量のいわゆる機械的調整を実行することも可能です。これは底孔の圧力を高めることによって行われ、これは生産レベルの低下につながり、油田の各含油セクションの実際の能力を示します。
また、流量を増やすために熱酸処理も行われます。

酸性液体を含むさまざまな溶液を使用して、掘削や作業中に形成され、生産的な地層の高品質で効率的な開発を妨げる樹脂、塩、その他の化学物質の堆積物を岩石から取り除きます。
まず、開発中の地層の前の領域を満たすまで、酸性の液体が坑井孔に注入されます。次に、バルブが閉じられ、圧力がかかると、この溶液はより深く通過します。炭化水素の生産が再開された後、この溶液の残留物は油または水で洗い流されます。
生産開始時に得られたこの指標の初期値から数えると、油田の生産性の自然低下は年間10〜20パーセントのレベルであると言う価値があります。上記の技術により、現場での石油生産の強度を高めることが可能になります。
流量は一定期間後に計算する必要があります。これは、さまざまな石油製品を生産する企業に原料を供給する現代の石油生産企業の開発戦略の形成に役立ちます。

ロシア連邦教育科学省

ロシア国立石油ガス大学は I.M. にちなんで命名されました。グブキナ

油ガス田開発学部

ガス田およびガスコンデンセート田の開発運営局

テスト

コース「ガス田およびガスコンデンセート田の開発と運営」

テーマは「技術的な動作モードの計算 - コムソモリスコエ・ガス田の井戸を例にした最大無水流量」です。

キビシェフ A.A. によって完成されました。

チェック者: ティマシェフ A.N.

モスクワ、2014

1. フィールドの地質学的およびフィールドの簡単な特徴
5. 計算結果の分析

1. フィールドの地質学的およびフィールドの簡単な特徴

コムソモリスコエのガスコンデンセートおよび油田は、ヤマロ・ネネツ自治管区のプロフスキー地区にあり、タルコ・サレ村の地域中心部から南に45km、プルペ村から東に40kmに位置しています。

ソ連国家埋蔵委員会によって承認された石油埋蔵量がある最も近い油田は、ウスチ・ハランプルスコエ（東に10〜15km）です。 Novo-Purpeiskoe (西へ 100 km)。

この油田は 1967 年に発見され、当初はガス田 (S "Enomanskaya zatezh)" として発見されましたが、1975 年に油田として発見されました。技術計画開発が開始され、1986 年に実装が開始されました。

既存のガスパイプラインのウレンゴイ - ノボポロツクはガス田の西 30 km に位置しています。高速道路は35～40km西に走っています鉄道スルグト - ウレンゴイ。

この地域はわずかに丘陵地帯（絶対標高プラス 33、プラス 80 m）で、多数の湖がある湿地帯の平原です。水路網は、ピャクプール川とアイヴァセダプール川 (プール川の支流) によって表されます。川は春の洪水（6 月）の間だけ航行可能で、洪水は 1 か月間続きます。

コムソモリスコエ油田は、北方巨大井戸の一部であるピャプロフスキーのドーム型隆起である P オーダー構造内に位置しています。

ピャプロフスキーのドーム型隆起は高地を表します不規則な形状、南西から北東の方向を向いており、三次のいくつかの局所的な隆起によって複雑になっています。

石油、ガス、水の物理的および化学的特性を分析することにより、最適なダウンホール機器、動作モード、保管および輸送技術、地層の底孔ゾーンを処理するための操作の種類、注入される流体の量などを選択することができます。もっと。

コムソモリスコエ油田の石油と溶存ガスの物理化学的特性は、地表および深部のサンプルからの研究データに基づいて研究されました。

一部のパラメーターは井戸で直接測定されました (圧力、温度などの測定)。サンプル分析は TCL の実験室条件で実行されました。 Geokhim LLC、Reagent LLC、チュメニ。

表面サンプルは、ウェルが特定のモードで動作しているときにフローラインから採取されました。地表の石油とガスのサンプルのすべての研究は、州の基準によって規定された方法に従って実施されました。

研究中に石油ガスの成分組成が研究され、その結果が表1に示されています。

表 1 - 石油ガスの成分組成。

埋蔵量の計算には、標準条件下で決定されたパラメータと、現場での油の脱ガス条件に近い方法、つまり段階的分離を使用することが推奨されます。なお、平均値の計算にはオイルディファレンシャル脱ガス法によるサンプルの調査結果は使用しておりません。

オイルの性質もセクションによって異なります。石油サンプルの実験室研究の結果を分析しても、厳密なパターンを特定することはできませんが、石油の特性の変化の主な傾向を追跡することはできます。深さが深くなると、オイルの密度と粘度は低下する傾向があり、樹脂含有量についても同じ傾向が続きます。

ガスの水への溶解度は油よりもはるかに低いです。水の無機化が進むと、水へのガスの溶解度が減少します。

表 2 - 化学組成形成水。

2. 地層水を発見した田んぼの井戸の設計

ガス井では、ガスからの蒸気状の水の凝縮が発生し、水が地層から井戸の底に流れる可能性があります。ガス凝縮水井では、地層から来て坑井内で形成された炭化水素凝縮液がこの液体に追加されます。で初期貯留層の発達中、井戸の底でガスの流速が速く、液体が少量であれば、ガスはほぼ完全に地表まで運ばれます。浸透層への給水と多孔質媒体の凝縮水の体積飽和度の増加により、底部のガス流量が減少し、井戸の底部に入る液体の流量が増加すると、井戸から流体が完全に除去されます。が確保されず、底に液柱がたまってしまいます。これにより、地層の背圧が増加し、流量の大幅な減少、低透過性層からのガスの流れの停止、さらには坑井の完全な停止につながります。

坑井底部でのガスサンプリング条件を維持し、地層の底孔領域で水と液体炭化水素の凝縮が起こらないようにし、坑井への液体の流出を防ぐことができます。底部の水の円錐形または井戸の周縁部の水の舌状の部分。さらに、外来水と地層水を隔離することにより、井戸への水の侵入を防ぐことができます。

ウェルの底の液体は継続的または定期的に除去されます。坑井からの液体の連続的除去は、ガスリフト、プランジャーリフト、またはポンプを使用して坑井内に下げられたサイフォンまたは噴水パイプを通して液体を引き出すことにより、底部から表面の分離器まで液体を確実に除去できる速度で運転することによって実行されます。ダウンホールポンプによる液体。

定期的な液体の除去は、井戸を停止して液体を地層に吸収させることによって、または井戸の底に界面活性剤（発泡剤）を注入せずにサイフォンまたは噴水パイプを通して井戸を大気中に吹き込むことによって実行できます。

井戸の底から流体を除去する方法の選択は、ガス飽和層の地質学的および現場の特性、井戸の設計、環状空間のセメント結合の質、貯留層開発の期間、および量によって異なります。流体が井戸に入る理由。地層の底孔ゾーンおよび坑井の底での流体の放出を最小限に抑えるには、底孔の圧力と温度を制御します。坑底の圧力と温度で坑井の底のガスから放出される水と凝縮物の量は、ガスの水分容量曲線と凝縮等温線から決定されます。

円錐形の底部水がガス井に侵入するのを防ぐために、理論的または特別な研究によって決定された最大無水流量で運転されます。

外来水と地層水は、セメントモルタルを圧力下でポンプ輸送することによって分離されます。これらの作業中、パッカーを使用して、ガスで飽和した地層と水で飽和した地層が分離されます。地下ガス貯蔵施設では、界面活性剤を注入して水で満たされた中間層を隔離し、井戸への水の流入を防ぐ方法が開発されている。パイロットテストでは、安定した泡を得るには、「発泡剤濃度」（活性物質に関して）を注入した液体の体積の 1.5 ～ 2% に等しく、泡安定剤を 0.5 ～ 1% にする必要があることが示されています。界面活性剤と表面の空気を混合するには、特別な装置、つまり「パイプ内の穴の開いたパイプ」タイプのエアレーターが使用されます。空気は、指定された a に従ってコンプレッサーを使用して多孔パイプを通してポンプで送り込まれ、界面活性剤水溶液はポンプを使用して 2 ～ 3 l/s の流量で外側パイプにポンプで送り込まれます。

液体除去法の有効性は、特別な坑井の研究と技術的および経済的計算によって正当化されます。地層に液体を吸収するために、坑井は起動後 2 ～ 4 時間停止されますが、坑井の停止時間によるガス生産の損失が常に補われるわけではありません。液柱が常に地層に入るわけではなく、低圧ではガスの流れが再開されない可能性があるため、この方法が使用されることはほとんどありません。井戸を低圧ガス収集ネットワークに接続すると、浸水井戸を操作し、水をガスから分離し、低圧ガスを長期間使用することができます。ウェルは 15 ～ 30 分以内に大気中にパージされます。底部のガス速度は 3 ～ 6 m/s に達する必要があります。方法は簡単で、流量が元に戻った場合に使用されます。長期的な（数日）。しかし、この方法には多くの欠点があります。流体が底から完全に除去されず、地層の窪みが大きくなり、新たな水の集中的な流入、地層の破壊、砂栓の形成、および汚染につながります。環境、ガス損失。

直径 63 ～ 76 mm のチューブまたは直径 25 ～ 37 mm の特別に下げられたサイフォンパイプを介した井戸の定期的な吹き込みは、手動または井戸の表面または底に設置された自動機械の 3 つの方法で実行されます。良い。この方法は、底部に一定の液柱が溜まった後にのみ適用されるという点で大気吹き込みとは異なります。

井戸からのガスは液体とともに低圧ガス収集マニホールドに入り、分離器で水から分離され、圧縮またはフレアで燃焼されます。坑口に設置された機械は、作業ラインのバルブを定期的に開きます。アニュラス内と作業ライン内の圧力差が所定の圧力まで増加すると、機械はこのコマンドを受け取ります。この差の大きさは、チューブ内の液柱の高さに依存します。

底部に設置された自動機械も液柱の一定の高さで動作します。チューブの入口に 1 つのバルブを取り付けるか、チューブの下部に複数の始動ガスリフトバルブを取り付けます。

底部に液体を蓄積するには、ダウンホールの気液分離を利用できます。この分離方法とその後に液体を下層の地層に押し込む方法は、井戸での実験室での予備試験の後に試験されました。コロブコフスコエフィールドの408と328。この方法により、坑井内での水圧損失と地層水の収集と処分のコストが大幅に削減されます。

ウェル底に界面活性剤を供給することで定期的な液抜きも可能です。水が発泡剤と接触し、ガスが液柱内で泡立つと、泡が形成されます。泡の密度は水の密度よりも大幅に小さいため、比較的低いガス速度 (0.2 ～ 0.5 m/s) であっても、泡状の塊は表面に確実に除去されます。

水の無機化が 3 ～ 4 g/l 未満の場合は、3 ～ 5% のスルホノール水溶液が使用され、高無機化（15 ～ 20 g/l まで）の場合は、スルホン酸のナトリウム塩が使用されます。液体界面活性剤は定期的に井戸にポンプで注入され、固体界面活性剤（粉末「ドン」、「ラドガ」、トリアロンなど）を使用して直径1.5〜2 cmの顆粒または長さ60〜80 cmの棒が作られます。その後ウェルの底に供給されます。

流入水量が 200 l/日までの井戸の場合、水 1 l あたり最大 4 g の活性界面活性剤を導入することが推奨されますが、流入量が 10 t/日までの井戸の場合は、この量が減ります。

マイコップ畑の個々の井戸に最大 300 ～ 400 リットルのスルホノール溶液またはノボスト粉末を注入すると、流量が初期のものと比較して 1.5 ～ 2.5 倍増加し、効果の持続期間は 10 ～ 15 日間に達しました。液体中に凝縮物が存在すると、界面活性剤の活性が 10 ～ 30% 低下します。水よりも凝縮物の量が多いと、泡は形成されません。このような条件下では、特殊な界面活性剤が使用されます。

底部からの液体の継続的な除去は、特定のガス速度で発生し、液滴二相流の形成を確実にします。これらの条件は、井戸深さ 2500 m までの直径 63 ～ 76 mm のパイプストリング内で 5 m/s を超えるガス速度で実現されることが知られています。

連続的な流体除去は、地層水を坑井の底に連続的に供給する場合に使用され、底から流体を確実に除去できる流量が得られるようにチューブの直径が選択されます。より小さな配管径に切り替えると、油圧抵抗が増加します。したがって、摩擦による圧力損失が底部から除去されない液柱形成時の背圧よりも小さい場合には、小径への切り替えが有効です。

ダウンホールバルブを備えたガスリフトシステムは、底穴から流体を除去するために使用されています。ガスはアニュラスを通して取り込まれ、液体はガスリフトとダウンホール開始バルブが取り付けられたチューブを通して除去されます。バルブは、バネの圧縮力、チューブ内および環状部内の液柱によって生じる圧力差 (下方向)、および環状部の圧力によって生じる力 (上方向) によって作用します。環状部内の液体の計算されたレベルで、作用する力の比率は、バルブが開き、液体がチューブに入り、その後大気中または分離器に入るようなものになります。環状部内の液体レベルが所定のレベルまで低下した後、入口バルブが閉じます。ガスリフト開始バルブが作動するまで、液体はチューブ内に蓄積します。後者が開くと、環からのガスがチューブに入り、液体を表面に運びます。配管内の液面が低下した後、始動バルブが閉じ、環状部からのバイパスにより配管内に液体が再び蓄積されます。

ガスおよびガス復水井では、「フライングバルブ」タイプのプランジャーリフトが使用され、パイプリストリクターがチューブストリングの下部に取り付けられ、上部のショックアブソーバーがクリスマスツリーに取り付けられます。クリスマスパイプでは、ガイドチャネルとして機能する「シリンダー」とプランジャー自体が「ピストン」として機能します。

運転実務により、プランジャーの最適な上昇速度 (1 ～ 3 m/s) と下降速度 (2 ～ 5 m/s) が確立されています。シューでのガス速度が 2 m/s を超える場合は、連続プランジャーエレベーターが使用されます。

深さ 2500 m までの油井の貯留層圧力が低い場合は、ダウンホールポンプユニットが使用されます。この場合、液体除去はガス速度*に依存せず、油井頭圧力が0.2～0.4MPaに低下する油層開発の最後まで行うことができます。したがって、ダウンホールポンプユニットは、液体を除去する他の方法がまったく使用できない、またはその有効性が急激に低下する状況で使用されます。

ダウンホールポンプが配管に設置され、ガスがアニュラスを通して取り込まれます。ガスがポンプ吸入口に入るのを防ぐために、ポンプは緩衝液レベルの下の穿孔ゾーンの下、または液体のみをチューブに入れるダウンホールバルブの上に配置されます。

フィールドウェル流量異方性

3. 坑井操作の技術的モード、流量を制限する理由

設計井戸の技術的な動作モードは、設計者が行う最も重要な決定の 1 つです。技術的な操作モードと坑井のタイプ (垂直または水平) によって、坑井の数が決まり、したがって地表配管が決まり、最終的には鉱床から特定の採掘を行うための現場開発のための資本投資が決まります。技術的モードとして、多変量で純粋に主観的な解決策となる設計問題を見つけるのは困難です。

技術的体制とは、地層、底孔ゾーン、坑井内のガス移動の特定の条件であり、流量と底孔圧力（圧力勾配）の値によって特徴付けられ、特定の自然制限によって決定されます。

現在までに 6 つの基準が特定されており、これを遵守することで井戸の安定運転を制御することが可能になります。これらの基準は影響を考慮した数式です。さまざまなグループ動作モードの要因。最大の影響力井戸の動作モードは次の影響を受けます。

地層に大きな凹みを生じさせると多孔質媒体が変形し、特に破断多孔質地層において底孔ゾーンの透過性の低下につながります。

不安定、安定性が弱く、セメント結合が弱い貯留層を開く際の底孔ゾーンの破壊。

坑井の運転中の砂と液体のプラグの形成と、選択された運転モードに対するその影響。

底孔ゾーンおよび坑井内での水和物の形成。

井戸の底水を使って水をやる。

運転中のダウンホール設備の腐食。

井戸をコミュニティコレクターに接続します。

層間の流体力学的接続の存在などを考慮して、多層フィールドの層を開く。

これらすべての要素およびその他の要素は、次の形式の基準によって表されます。

dP/dR = Const -- ウェルを操作する必要がある一定の勾配。

ДP=Ppl(t) - Pз(t) = Const - 貯留層の一定の低下。

Pз(t) = Const -- 一定の底孔圧力。

Q(t) = Const -- 一定の流量。

Py(t) = Const -- 一定の坑口圧力。

x(t) = Const -- 一定の流量。

どのような分野でも、技術的な運用モードを正当化する場合は、これらの基準のうち 1 つ (非常にまれに 2 つ) を選択する必要があります。

投影フィールド内の井戸の技術的動作モードを選択する場合は、動作モードを決定する主な基準としてどのような基準が受け入れられているかに関係なく、次の原則を遵守する必要があります。

堆積物の地質学的特徴、多孔質媒体を飽和させる流体の特性を完全に考慮すること。

炭化水素、ガス、コンデンセートおよび石油の環境および天然資源の保護に関する法律の要件の遵守。

鉱床開発中の「貯留層からガスパイプラインの始まり」システムの信頼性を完全に保証する。

坑井の生産性を制限するすべての要因を除去する可能性を最大限に考慮する。

フィールド開発の現段階では不適切な、以前に確立されたモードのタイムリーな変更。

最小限の資本投資と運用コストで計画されたガス、凝縮水、石油の生産量を確保し、貯留層とガスのパイプラインシステム全体を安定的に運用します。

井戸の技術的な動作モードの基準を選択するには、まず、設計井戸の動作モードを正当化するための決定要因または要因のグループを確立する必要があります。特別な注意この場合、設計者は、底層水の存在、多層化、層間の流体力学的接続の存在、異方性パラメータ、堆積領域上の岩石スクリーンの存在、等高線水の近くに注意を払う必要があります。、薄くて浸透性の高い中間層（スーパー貯留層）の埋蔵量と透水性、中間層の安定性、地層の破壊が始まる限界勾配の大きさ、貯留層-GPPシステム内の圧力と温度、変化について圧力による気体や液体の性質、配管やガスの乾燥条件など。

4. 無水坑井流量の計算、地層開口度に対する流量の依存性、異方性パラメータ

ほとんどのガス含有地層では、垂直浸透率と水平浸透率が異なり、一般に、垂直浸透率 k in は水平浸透率 k g よりも大幅に小さく、垂直浸透率が低いと、露出したガス井が浸水するリスクが軽減されます。操業中の底層水による異方性地層。しかし、垂直透過率が低いと、浸透度の点で井戸の不完全性の影響を受ける領域に下からガスが流入することも困難になります。異方性パラメータと、坑井が底層水の異方性地層を貫通する際の許容ドローダウン量との間の正確な数学的関係は確立されていません。等方性地層用に開発された Qpr を決定する方法を使用すると、重大な誤差が生じます。

解決アルゴリズム:

1. ガスの重要なパラメータを決定します。

2. 貯留層条件下での超圧縮性係数を決定します。

3. 標準条件下でのガス密度を決定し、次にリザーバ条件下でガス密度を決定します。

4. 0.1 MPa の圧力を生成するのに必要な地層水柱の高さを求めます。

5. 係数 a* と b* を決定します。

6. 平均半径を決定します。

7. 係数 D を求めます。

8. 係数 K o 、Q * および水を含まない最大流量 Q pr を決定します。形成の程度に応じて h と 2 つの場合さまざまな意味異方性パラメータ:

初期データ:

表 1 - 無水レジームを計算するための初期データ。

表 4 - 無水モードの計算。

5. 計算結果の分析

さまざまな地層開口度、および 0.03 および 0.003 に等しい異方性パラメーターの値について無水領域を計算した結果、次の依存関係が得られました。

図 1 - 異方性パラメータの 2 つの値: 0.03 と 0.003 における最大無水流量の開度への依存性。

次のように結論付けることができます最適値剖検はどちらの場合も0.72です。この場合、より高い流量はより高い値異方性、つまり、垂直透過率と水平透過率の比が大きくなります。

中古文献リスト

1. 「ガス井およびガス凝縮井に関する包括的な研究に関する指示」。 M: ネドラ、1980 年。ゾトフ G.A. 編集。アリエフ Z.S.

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3. アリエフ Z.S.、ボンダレンコ V.V. ガス、石油、ガス田の開発を設計するためのガイダンス。ペチョラ: ペチョラ時間、2002 - 896 p。

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水平端を持つガス井戸の製造の計算 Ushakova A.V.

ウシャコワアナスタシアヴァディモヴナ - チュメニ工業大学、油ガス田開発運営学科、修士課程学生

要約: 坑井の運転モードを正当化し、開発パラメータを予測するには、まず第一に、坑井の生産性を計算し、坑井の流量と沈下との関係を確立する必要があります。坑井の流量と、掘削が計画されている地層の深さは坑井の設計に影響します。また、設計を選択する際には、坑井に沿った圧力損失の最小値を確保する必要があります。水平（平坦）坑井の場合、圧力損失は坑井孔の水平部分にも発生します。この論文では、ガスが水平坑井に移動するときに遭遇する水圧抵抗の主な種類について説明し、水平坑井の流入プロファイルと流量を計算する方法を提供します。

キーワード: 水平ガス井、流入プロファイル、圧力損失。

水平坑井へのガス流入の問題は、Z.S. によって扱われました。アリエフ、V.V. バージニア州シェメットチェルニフ、ソホシコ S.K. 、テルコフ A.P. 。

水平坑井への流入問題を分析的に解決する際の主な困難は、圧力勾配と濾過速度の間の非線形関係、および水平坑井内でのガスおよびガスと凝縮水の混合物の移動中の摩擦損失の決定に関連しています。特に大きな流量と長いウェル長の場合。

Sokhoshko S.K. は、水平ガス井の生産性に特化した 3 つのグループの作業を特定しています。

1 圧力勾配と濾過速度の間に線形関係がある水平坑井へのガス流入を比較的正確に決定します。

2. 圧力勾配と濾過速度の間に非線形関係がある水平井戸へのガス流入の問題の近似解。

3 非線形濾過法則に基づく水平坑井へのガス流入の問題に対する正確な数値解法。この研究と線形法則で説明されています。

これらの研究の欠点は、水平坑井の長さに沿って一定の底孔圧力が仮定されており、水平坑井の生産性に対する坑口圧力の影響も考慮されていないことです。その結果、得られたのは、直接関係生産性と水平セクションの長さ。

しかし、多くの研究者は、このパフォーマンス計算スキームは根本的に間違っていると主張しています。水平坑井の場合、坑井に沿った底孔圧力の分布に関する知識は、垂直坑井の場合よりも重要です。これは、水平井戸の排水ゾーンの面積が垂直井戸に比べて大きいためです。

生産性を計算する際に底孔圧力の変化を考慮する解決策の 1 つは、Z.S. によって得られました。アリエフとAD. セディク。また、水平ガス井の傾斜角を考慮するだけでなく、穿孔の局所的な抵抗、その位置と密度を含むあらゆるタイプの水圧抵抗を考慮した、流入プロファイルに対する初めての解決策は、次のとおりでした。 S.K.によって入手されました。。

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参考文献

1. アリエフ Z.S.、シェレメット V.V. ガスおよび軽油層を貫通した水平坑井の生産性の測定 M.: Nedra、1995。