Қабаттарды игеру және қарқындату
Көлемдік әдіспен қорларды есептеу, Дарси бойынша ұңғымаға ағын, қабат мұнайы мен газының қасиеттері, гидравликалық жаруды және қышқылмен өңдеуді жобалау, айдау арқылы өндіруді өтеу.
35 есеп
Қорлар және МАК
Көлемдік әдіспен есептелген жер беті жағдайындағы мұнайдың бастапқы геологиялық қорлары, миллион баррель.
N = C × A × h × φ × (1 − Swc) / Boi / 10⁶Көлемдік әдіспен есептелген бос газдың бастапқы геологиялық қорлары, миллион стандартты текше фут.
G = C × A × h × φ × (1 − Swc) / Bgi / 10⁶Көлемдік әдіспен есептелген мұнайда еріген газдың бастапқы геологиялық қорлары, миллион стандартты текше фут.
Gs = C × A × h × φ × (1 − Swc) × Rs / Bgi / 10⁶ГКЗ үшін қор есептеуде қабылданған көлемдік әдіс формуласы бойынша мұнайдың бастапқы геологиялық қорлары: мұнайлылық ауданы, мұнайға қаныққан тиімді қалыңдық, кеуектілік және мұнайға қанығу коэффициенттері, қайта есептеу коэффициенті және мұнай тығыздығы. Нәтиже — мың тоннамен және жер бетіндегі мың текше метрмен, еріген газ қорларымен бірге.
Q = F · h · K_п · K_н · θ · ρМАК ығыстыру, қамту және суландыру коэффициенттерінің көбейтіндісі ретінде; ығыстыру коэффициенті — керндегі тәжірибелерден алынған бастапқы және қалдық мұнайға қанығу бойынша. Алынатын қорлар — геологиялық қорлардың осы үлесі.
K_выт = (K_н − K_но) / K_нАғын және сүзілу
Дарси заңы бойынша сызықтық сүзілу кезіндегі сұйық шығыны, баррель/тәулік.
q = C × k × A × (Pe − Pw) / (μ × L)Дарси заңы бойынша сұйықтың жазық-радиалды ағыны кезіндегі ұңғыма дебиті, баррель/тәулік.
q = C × π × k × h × (Pe − Pw) / (μ × ln(Re / Rw))Мұнайдың көлемдік коэффициентін ескере отырып, Дарси заңы бойынша жазық-радиалды ағын кезіндегі ұңғыма дебиті, м³/тәулік.
q = C × k × h × (Pe − Pw) / (μ × Boi × ln(Re / Rw))Шектелген дренаждау аймағындағы (шеңбер, шаршы, тіктөртбұрыш) тік ұңғыманың өткізгіштік, қалыңдық, мұнай қасиеттері және скин-фактор бойынша теориялық өнімділік коэффициенті, салыстыру үшін — скинсіз. Қоректену контурының радиусы — бір ұңғымаға келетін аудан бойынша.
J = 2π · k · h / (μ · B · (½ · ln(4A / (γ · C_A · r_w²)) + s)), γ = 1.781Өткізгіштік анизотропиясын ескере отырып, Джоши формуласы бойынша тұрақталған ағын кезіндегі көлденең ұңғыманың өнімділік коэффициенті және сол дренаждау аймағындағы тік ұңғымамен салыстыру.
J_h = 2π · k_h · h / (μ · B · (ln((a + √(a² − (L/2)²)) / (L/2)) + (I · h / L) · (ln(I · h / (r_w · (I + 1))) + s)))Қабат сұйықтарының қасиеттері (PVT)
Газсыздандырылған мұнайдың стандартты жағдайдағы тұтқырлығы тығыздығы бойынша, тығыздығы 0,845-тен 0,924 г/см³-ге дейінгі мұнай үшін, мПа·с.
μ = (C₁ × ρo² / (C₂ − ρo²))²Газсыздандырылған мұнайдың стандартты жағдайдағы тұтқырлығы тығыздығы бойынша, тығыздығы 0,78-ден 0,845 г/см³-ге дейінгі мұнай үшін, мПа·с.
μ = (C₃ × ρo² / (C₄ − ρo²))²Газсыздандырылған мұнайдың берілген температурадағы тұтқырлығы зертханалық тұтқырлық пен a коэффициенті бойынша, мПа·с. c коэффициенті тұтқырлыққа қарай таңдалады: μ > 1000 болғанда 10, 10 ≤ μ ≤ 1000 болғанда 100, μ < 10 болғанда 1000.
μₜ = (1 / c) × (c × μₜ₁)^aГазсыздандырылған мұнайдың тұтқырлығын басқа температураға қайта есептеуге арналған a коэффициенті. b және c коэффициенттері тұтқырлыққа қарай таңдалады: μ > 1000 болғанда b = 0,00252 және c = 10; 10 ≤ μ ≤ 1000 болғанда b = 0,00144 және c = 100; μ < 10 болғанда b = 0,00076 және c = 1000.
a = 1 / (1 + b × (t − t₁) × log₁₀(c × μₜ₁))Газға қаныққан мұнайдың қабат жағдайындағы тұтқырлығы газсыздандырылған мұнайдың тұтқырлығы мен A және B корреляциялық коэффициенттері бойынша, мПа·с.
μ = A × μₜ₁^BГазға қаныққан мұнайдың тұтқырлығын есептеуге арналған A және B коэффициенттері, 15 °C температура мен атмосфералық қысымдағы газ факторы бойынша.
A = exp(−0.008724 × Gf₁₅ + 0.0000129 × Gf₁₅²); B = exp(−0.004711 × Gf₁₅ + 0.0000083 × Gf₁₅²)Мұнайдың газ факторын стандартты жағдайдан 15 °C температура мен атмосфералық қысымға қайта есептеу, м³/м³.
Gf₁₅ = 0.983 × (1 + 5 × αo) × GfГазсыздандырылған мұнайдың жылулық ұлғаю коэффициенті оның салыстырмалы тығыздығы бойынша.
αo = 10⁻³ × C₁ × (C₂ − ρo)Мұнайдың көлемдік коэффициенті газ факторы бойынша, газ факторы 400 м³/м³-ге дейін болғанда.
Boi = 1 + 0.00305 × GfМұнайдың көлемдік коэффициенті газ факторы бойынша, газ факторы 400 м³/м³-ден жоғары болғанда.
Boi = 1 + 0.00363 × (Gf − 58)Газдың құрамы (%) бойынша молекулалық массасы және газдың қалыпты (0 °C) және стандартты (20 °C) жағдайлардағы тығыздығы.
M = (Y₁ × 16.043 + Y₂ × 30.07 + Y₃ × 44.097 + Y₄ × 58.024 + Y₅ × 72.151 + Y₆ × 44.010 + Y₇ × 34.080 + Y₈ × 28.014) / 100; ρ₀ = M / 22.414; ρ₂₀ = M / 24.05Мұнайдың газбен қанығу қысымын қабат температурасынан басқа температураға қайта есептеу, МПа.
Ps = Pi + (t − ti) / (9.157 + 701.8 / (Gf × (Y₁ − 0.8 × Y₂)))Қабат мұнайының газ факторын м³/м³-ден қалыпты жағдайдағы (0 °C) м³/т-ға қайта есептеу.
Gf₀ = 1000 × Gf / (ρo × T₂₀ / T₀), T₂₀ = 293.15 K, T₀ = 273 KГазға қаныққан мұнайдың тығыздығы мұнай мен газдың тығыздықтары, газ факторы және мұнайдың көлемдік коэффициенті бойынша, кг/м³.
ρ = (1 / Boi) × (ρo + ρg × Gf)Мұнай, су, газ және кеуектердің қанығуы мен сығылғыштығы бойынша «жыныс — флюидтер» жүйесінің жалпы сығылғыштығы және қабаттың серпімді сыйымдылығы φ·c_t — ГДЗ интерпретациясына, зерттеу радиусы мен пьезоөткізгіштікке арналған бастапқы деректер.
c_t = S_o · c_o + S_w · c_w + S_g · c_g + c_fҚГЖ және қышқылмен өңдеу
Итон әдісі бойынша қабаттың жару қысымы: Пуассон коэффициенті арқылы тау және қабат қысымдарынан алынатын ең аз көлденең кернеу. Градиент — кПа/м немесе баламалы тығыздықпен.
P_frac = ν / (1 − ν) · (σ_v − P_p) + P_pАйдау кезінде сағадағы күтілетін қысым: өңдеудің түп қысымы минус бағананың гидростатикасы плюс құбырлардағы және перфорациядағы үйкеліс шығындары, және сорғы паркінің гидравликалық қуаты.
P_s = G_frac · H − ρ · g · H + ΔP_fr + ΔP_pfПерфорация тесіктері арқылы сұйық ағып өткендегі қысым айырмасы: шектеулі кіріс әдісімен ҚГЖ үшін және шығынды сатылап төмендету бойынша ашық тесіктер санын бағалау үшін.
ΔP_pf = 8 · ρ · q² / (π² · C_d² · N² · d⁴)Таза сұйық көлемі және сұйықтың текше метріне килограммен (ppa — галлонға фунтпен) берілген проппант концентрациясы бойынша ҚГЖ сатысына проппант массасы, қоспаның (пульпаның) көлемі мен тығыздығы.
M = c · V_fЖарықшақтың өлшемсіз өткізгіштігі F_CD, Cinco-Ley мен Samaniego графигі бойынша ҚГЖ-дан кейінгі баламалы скин-фактор мен ұңғыманың тиімді радиусы, жалған тұрақталған ағын кезінде өнімділіктің арту еселігі.
F_CD = k_f · w / (k · x_f)Бір текше метр қышқыл қанша кальцит немесе доломит ерітеді: реакция стехиометриясы бойынша гравиметриялық (β) және көлемдік (X) еріту қабілеті, ерітілген жыныс массасы және бөлінетін CO₂ көлемі.
β₁₀₀ = ν_m · M_m / (ν_a · M_a)Ұңғыма айналасындағы берілген радиусқа дейінгі сақиналы аймақтағы кеуектерді толтыруға және карбонатты минералдарды ерітуге қажетті қышқыл көлемі: барлығы және қалыңдықтың бір метріне. Әдеттегі есеп — құмтасты саз қышқылымен өңдеу алдындағы тұз қышқылымен алдын ала жуу.
V = π · (r_s² − r_w²) · h · (φ + (1 − φ) · x_c / X)Суландыру және ҚҚҰ
Қабат жағдайындағы сұйық өндіруді айдаумен ағымдағы өтеу: айдалған су мен өндірілген мұнай, су және бос газ, және 100 % өтеу үшін қажетті айдау.
VRR = q_i · B_w / (q_o · B_o + q_w · B_w + q_o · (R − R_s) · B_g)СФӨ шеткі нүктелері бойынша су мен мұнай қозғалғыштықтарының қатынасы және Кори моделі бойынша берілген суға қанығу кезіндегі ағындағы су үлесі: ығыстыру фронтының тұрақтылығы және өнімнің сулануы.
M = (k_rw° / μ_w) / (k_ro° / μ_o)Басқа бағыттар
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.