Ұңғыманың өндіру профилі
Бір мұнай ұңғымасының іске қосылғаннан экономикалық шекке дейінгі моделі: тік, көлбеу, көлденең немесе ҚГЖ жүргізілген ұңғымаға ағын, тұрақталмаған және жалған тұрақталған режимдер, қанығу қысымы, сұйық бойынша плато, сулану және сарқылу немесе қысымды ұстау кезіндегі материалдық баланс. Айлар бойынша дебиттер мен қысымдар графигі, жылдар бойынша кесте және CSV-ге жүктеу.
J = 2π·k_h·h / (μ_o·B_o·(½·ln(4A / (γ·C_A·r_w²)) + s_eq)), γ = 1.781q_L = min(max(q_tr, q_pss), q_L,max), q_o = q_L·(1 − f_w), q_w = q_L·f_w, ΔV = q·U·ΔtΔp̄ = −(1 − VRR)·(q_o·B_o + q_w·B_w)·U·Δt / (V_p·c), V_p = A·h·φ, N = V_p·(1 − S_w) / B_o, B_w = 1Модельдің барлық формулалары мен болжамдары
s_eq = 2π·k_h·h / (μ_o·B_o·J) − ½·ln(4A / (γ·C_A·r_w²))s_θ = −(θ'/41)^2.06 − (θ'/56)^1.865 · log(h_D/100), θ' = atan(√(k_v/k_h) · tan θ), h_D = (h/r_w) · √(k_h/k_v)J_h = 2π·k_h·h / (μ_o·B_o·(ln((a + √(a² − (L/2)²)) / (L/2)) + (β·h/L)·(ln(β·h / (r_w·(β + 1))) + s)))a = (L/2)·√(0.5 + √(0.25 + (2·r_eh / L)⁴)), β = √(k_h/k_v), r_eh = √(A/π)s_f = f(F_CD) − ln(x_f / r_w), f = (1.65 − 0.328·u + 0.116·u²) / (1 + 0.18·u + 0.064·u² + 0.005·u³), u = ln F_CDq_tr = 2π·k_h·h·(p_i − p_wf) / (μ_o·B_o·p_D), p_D = ½·(ln t_D + 0.80907) + s_eq, t_D = k_h·t / (φ·μ_o·c_t·r_w²) ≥ 100q_pss = J·(p̄ − p_wf); p_wf < p_b ≤ p̄: J·(p̄ − p_b) + (J·p_b / 1.8)·(1 − 0.2·x − 0.8·x²), x = p_wf / p_b; p̄ < p_b: J → J·p̄/p_bc = c_t; p̄ < p_b: c = c_t + S_o·(B_g / B_o)·(R_s / p_b), B_g = (p_sc / p̄)·(T / T_sc)·Z, Z = 0.9, S_o = (1 − S_w)·(1 − N_p / N)p_wf,min = p_wh + ρ_mix·g·H (TVD); f_w = f_w0 + (0.98 − f_w0)·(RF / RF_ult)^n; t_pss ≈ 0.1·φ·μ_o·c_t·A / k_hБолжамдар: тұйық дренаждау аймағының ортасындағы бір ұңғыма, біртекті қабат. J орташа қабат қысымына қатысты (жалған тұрақталған режим); көлденең ұңғымада — Джоши бойынша J (контурдағы тұрақты қысым үшін шығарылған, сондықтан қормен бағалау), ҚГЖ бар ұңғымада скин-факторды жарықшақ анықтайды (механикалық скинді ол айналып өтеді), көлбеу ұңғымада — 75°-қа дейін Cinco-Ley жалған скині. Тұрақталмаған ағын — тиімді r_w·e^(−s_eq) радиусына радиалды, t_D = 100-ден бастап (s_eq < 0 болғанда — тиімді радиусқа қатысты); жарықшаққа және көлденең оқпанға сызықтық ағын модельденбейді. Ол жалған тұрақталған ағынға жақындағанша, бірақ t_pss-тен ұзақ емес әрекет етеді. Қанығу қысымынан төмен депрессия Вогель бойынша, ал J Феткович бойынша J·p̄/p_b ретінде төмендейді, екі режимде де. J барлық сұйыққа қатысты (мұнай мен судың қозғалғыштығы тең деп алынған); сарқылу кезінде сулану тұрақты, қысымды ұстау кезінде өндірумен бірге өседі және 98 %-да ұңғыма тоқтатылады. Материалдық баланс — «бак»: су өндірудің VRR үлесін өтейді, қысым бастапқыдан жоғары көтерілмейді. Қанығу қысымынан төмен сығылғыштыққа бөлінетін газ қосылады (Z = 0,9), бірақ бос газды өндіру ескерілмейді, сондықтан еріген газ режиміндегі мұнай беру асыра бағалануы мүмкін. Фонтан үшін p_wf,min = p_wh + ρ_mix·g·H оқпан бойынша емес, тік бойынша: гидростатика тек бағана биіктігіне тәуелді; СКҚ-дағы үйкеліс ескерілмеген, сондықтан нақты p_wf,min жоғарырақ. Дебиттер — жұмыс тәулігіне, көлемдер — пайдалану коэффициентін ескере отырып; экономикалық шекпен мұнай дебиті салыстырылады.
Әдепкі мәндер — шартты мысал, нақты кен орнының деректері емес. Модель жеңілдетілген: біртекті қабаттағы бір ұңғыма, «бак» материалдық балансы, бос газды өндіру және СКҚ-дағы үйкеліс ескерілмейді (толығырақ — жоғарыдағы модель болжамдарында).
Дереккөз: Dake, Fundamentals of Reservoir Engineering (1978); Earlougher, SPE Monograph 5 (1977); Cinco-Ley, Ramey & Miller, SPE 5589 (1975); Joshi, JPT (1988); Cinco-Ley & Samaniego, JPT (1981); Vogel, JPT (1968); Fetkovich, SPE 4529 (1973); Economides et al., Petroleum Production Systems
Бастапқы деректер
Өрістің бірлігін ауыстыруға болады: мән формуланың бірліктеріне автоматты түрде қайта есептеледі.
Оқпан бойынша емес, тік бойынша: фонтанда СКҚ-дағы бағананың қысымы оқпан ұзындығына емес, биіктігіне тәуелді.
Қалыпты гидростатикалық қысымда ≈ (0,0100–0,0105 МПа/м) · H: 2 400 м-де 24–25 МПа.
Қанығу қысымынан төмен бөлінетін газдың көлемдік коэффициенті үшін қажет.
Дренаждау аймағындағы мұнайға қаныққан қабатшалардың жиынтық қалыңдығы.
Әдетте байланысқан су, 0,15–0,35.
Бір ұңғымаға келетін аудан: 600 × 600 м торда — 36 га.
Терең сынаманың PVT талдауы бойынша. p_b бастапқы қысымнан төмен болмаса, қабат қаныққан: p_b = p_i деп алынады.
Қанығу қысымында; одан төмен газ қысымның төмендеуіне пропорционал бөлінеді.
Өндіруді тоннаға аудару үшін.
Ұңғыма геометриясы J мен s_eq баламалы скин-факторын анықтайды.
Қашау бойынша: 215,9 мм (8½″) үшін 0,108 м, 155,6 мм (6⅛″) үшін 0,078 м.
ҚҚҚ бойынша: 0-ден жоғары — түп маңы аймағының ластануы. Көлденең ұңғымада Джоши формуласындағыдай оқпан ұзындығына қатысты.
Ұңғыма жұмыс істей алатын ең аз түп қысымын анықтайды.
Сорғының динамикалық деңгейден төмен батуымен және қабылдаудағы рұқсат етілген газбен анықталады; ЭОС пен ШТС үшін әдетте 3–8 МПа.
Сорғының өнімділігі немесе игеру жобасының шектеуі; ұңғыма көбірек бере алғанша, өндіру плато режимінде жүреді.
Жұмыстағы күнтізбелік уақыттың үлесі, әдетте 90–97 %. Дебиттер — жұмыс тәулігіне, көлемдер — тоқтап тұруларды ескере отырып.
Түсім салықтарды қоса алғанда ұңғымаға кететін операциялық шығындарға тең болатын дебит.
50 жылдан аспайды.
Сарқылу кезінде қысым өндірумен бірге төмендейді; қысымды ұстау кезінде өндірудің бір бөлігін су өтейді.
Қабаттық өндірудің су өтейтін үлесі: 100 % қысымды ұстайды, одан аз болса — қысым төмендейді; бастапқы қысымнан жоғары көтерілмейді.
Сарқылу кезінде сулану тұрақты, қысымды ұстау кезінде өндірумен бірге өседі.
Терригенді коллекторларды суландыруда әдетте 30–50 %; аналогтар немесе гидродинамикалық модель бойынша. МАК осы мәнге жеткенде сулану 98 %-ға тең болады және ұңғыма тоқтатылады.
f_w = f_w0 + (0,98 − f_w0)·(МАК/МАК_соң)^n: n = 1 — бірден өсу, 2–3 — судың кеш бұзып өтуі; аналогтар бойынша таңдалады.
Осы формулаға арналған бірліктер түрлендіргішіҰзындық · Қысым · Температура · Өткізгіштік · Аудан · Тұтқырлық · Мұнайдың көлемдік коэффициенті · Сығылғыштық · Газ факторы · Тығыздық және °API · Сұйық дебиті · Уақыт · Сұйық көлемі · Масса · Өнімділік коэффициенті · Үлестер және пайыз
- м1
- см100
- мм1 000
- км0,001
- фут3,28084
- дюйм39,3701
- 1/32 дюйм1 259,84
- 1/64 дюйм2 519,69
- миля0,000621371
- N_p·ρ_o — Сол тоннамен156,1
- q_o,i — Мұнайдың бастапқы дебиті (бірінші айдағы орташа)95,0
- t_pl — Сұйық бойынша плато ұзақтығы12,6
- t_life — Ұңғыманың қызмет ету мерзімі14,4
- RF — Дренаждау аймағының МАК-ы34,9
- N — Дренаждау аймағындағы мұнайдың бастапқы геологиялық қорлары525,9
- J — Сұйық бойынша өнімділік коэффициенті (орташа қысымға қатысты)10,09
- t_pss — Жалған тұрақталған режимге шығу уақыты6,8
- s_eq — Ұңғыма геометриясының баламалы скин-факторы1,00
- p_wf,min — Есептегі ең аз түп қысымы7,00
«Өндіру болжамы» тақырыбында тағы
Бастапқы дебит, бірінші жылдағы төмендеу қарқыны және b көрсеткіші бойынша экспоненциалдық, гиперболалық немесе гармоникалық төмендеу кезіндегі берілген уақыттан кейінгі дебит және жинақталған өндіру.
Дебиттің ең аз рентабельді деңгейге дейін төмендейтін уақыты және осы уақыттағы өндіру — төмендеу қисығы бойынша ұңғыманың қалдық алынатын қорлары.
Нәтижелер — стандартты формулалар бойынша инженерлік бағалау; жобалық шешімдер үшін оларды нормативтермен, жобалық құжаттамамен және мамандардың есептерімен салыстырыңыз. Бастапқы жинақтан ауыстырылған формулалар өзгеріссіз қалдырылды, ал олардың қателері ескертпелерде сипатталған.