Топ-100 PetroMath - онлайн-расчеты для нефтяников
Petromath.ru

Petromath.ru - Главная


PetroMath - некоммерческий ресурс, созданный для того, чтобы немного облегчить трудовые будни специалистов и студентов, которые связали свой жизненный путь с добычей нефти и газа. На нашем ресурсе есть множество онлайн-расчетов (дебиты, различные коэффициенты и т.п), которые можно производить прямо в браузере: с ПК, экрана смартфона, планшета. Все расчеты доступны абсолютно бесплатно.

Расчет дебита нефтяной вертикальной скважины

вертикальная скважина Скважина - это цилиндрическая горная выработка, у которой длина ствола гораздо больше, чем ее диаметр. Вертикальной называется скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикальной оси составляет не более 5°. В случае, если угол отклонения больше 5°, то данная скважина – наклонная-направленная скважина (ННС) . Вертикальные скважины отличаются от наклонных (горизонтальных и наклонно-направленных), так как они не требуют применения направленного бурения. Это делает их бурение менее затратным, хотя и работа вертикальных скважин менее продуктивна. Формула расчета дебита нефтяной скважины Формула Дюпюи – это формула установившегося плоско-радиального притока несжимаемой жидкости в гидродинамически совершенную скважину.


Расчет дебита нефтяной горизонтальной скважины

горизонтальная скважина Применение горизонтальных технологий во много раз увеличивает эффективность разработки запасов. Они подразумевают процесс бурения и, собственно, сами горизонтальные скважины. Имеют наиболее значительную протяженную зону. При строительстве этих скважин используется зарубежное и российское оборудование, а главный показатель – эффективность. В практике эксплуатации горизонтальных скважин существует ряд выражений для подсчета дебита жидкости. Наиболее применяемая – формула Джоши.


Расчет дебита нефтяной горизонтальной скважины c МГРП

горизонтальная скважина с МГРП Технология ГРП, в рамках которой создается сеть трещин с высокой проводимостью, является одной из самых эффективных при освоении залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Отличие МГРП от 1-стадийного ГРП в том, что проводится поочередно, цикл за циклом, несколько гидроразрывов пласта. МГРП позволяет нарастить текущую добычу и коэффициент нефтеотдачи за счет повышения коэффициента охвата, снижения объемов капитальных вложений, вызванное сокращением числа разбуриваемых скважин, снижать остроту экологических проблем из-за возможности объединения большого числа скважин в куст.


Расчет дебита нефтяной несовершенной скважины

несовершенная скважина Для сравненительного анализа каждой конкретной скважины и скважин между собой вводятся понятия гидродинамически несовершенных скважи и гидродинамически совершенной скважины. Под гидродинамически совершенной понимается скважина, вскрывшая продуктивный пласт на всю мощность h. Более того, в такой скважине отсутствуют любые элементы крепи (забойные устройства, цементный камень, обсадная колонна), т.е. скважина имеет открытый забой. При течении нефти или газа в подобные скважины фильтрационные сопротивления вызваны только характеристиками продуктивного пласта и являются минимально возможными. Большинство реальных скважин относятся к гидродинамически несовершенным


Расчет дебита газовой вертикальной скважины

газовая скважина Особенность фильтрации (движения) газов и газоконденсатных смесей в пласте (в сравнении с жидкостями) вызвана отличием их PVT-свойств. Так как скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления, то движение в пласте описывается законом Дарси. Движение природного газа, как чаще всего бывает, не следует закону Дарси. При движении газа эффект, вызванным увеличением скорости фильтрации в призабойной зоне усиливается из-за расширения самого газа, происходящего при значительном снижении давления на забое скважины. При том, что линейная зависимость между перепадом давления и скоростью не соблюдается


Расчет теоретических значений коэффициентов фильтрационного сопротивления

коэффициенты фильтрационных сопротивлений Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Не зная значений коэффициентов a и b невозможно прогнозирование дебита скважины в процессе разработки. По этой причине расчет коэффициентов a и b - одна из ключевых задач в рамках подготовки месторождения к эксплуатации и разработке.


Выбор режима работы газовой скважины

режим работы газовой скважины К распространенным осложнениям при работе газовых скважин можно отнести вынос частиц породы из пласта в скважину; образование водяных конусов; выпадение конденсата в скважине или в пласте; чрезмерное снижение температуры газа в местах его дросселирования; возможное образование газогидратов, возможное смятие обсадной колонны и т.д При данных осложнениях необходимо определить минимальный дебит газовой скважины, при котором еще жидкость не скапливается на забое с образованием жидкостной пробки или не образуются газогидраты.

Подсчет запасов нефти объемным методом

запасы нефти В основе метода подсчета запасов нефти лежит определение объема порового пространства нефтенасыщенных пород-коллекторов Определение величины запасов нефти производится дифференцировано: по каждому нефтенасышенному пласту. Если продуктивный пласт включает в себя два или более проницаемых пропластков, имеющих различные коллекторские свойства, то определять запасы необходимо по каждому из них в отдельности. Если же в пределах залежи определено несколько различных категорий запасов, то их необходимо рассчитывать по каждой категории в отдельности. Все запасы нефти залежи в совокупности определяются как суммирование запасов отдельных категорий.


Подсчет запасов газа объемным методом

запасы газа В основе метода подсчета запасов газа лежит определение объема порового пространства нефтенасыщенных пород-коллекторов (как и в случае с подсчетом запасов нефти). Но в отличие от нефти, объем газа, залегающего в недрах, определяется не только объемом порового пространства, но и зависит от термобарических условий (пластовое давление, пластовая температура) , PVT-свойств и состава самого газа.

Давление насыщения нефти газом

давление насыщения Давление насыщения нефти - давление, при котором газ, растворенной в нефти, начинает выделяться при изотермическом процессе. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов растворенного газа и нефти, состава нефти и газа и температуры в пласте. С увеличением плотности Pнас увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. В условиях пласта Рнас может соответствовать пластовому давлению - это означает, что нефть в пласте предельна насыщена газом или быть меньше его - это означает, что нефть в пласте недонасыщена газом.


Объемный коэффициент нефти

объёмный коэффициент нефти Определение объемного коэффициента нефти при различных температурах и давлениях - важный момент в выполнении расчетов в процессе эксплуатации скважин. Более того, он важен для подсчета запасов нефти. Точность вычисления объемного коэффициента нефти определяет и точность расчета ее плотности при различных условиях.

Снижение величины пластового давления до давления насыщения (давление, при котором из нефти начинает выделяться растворенный газ) приводит к уменьшению величины объёмного коэффициента


Коэффициент сверхсжимаемости газа Z

коэффициент сверхсжимаемости газа Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов показывает отношение объемов равного числа молей реального Vp и идеального Vи газов при одинаковых давлении и температуре. Коэффициент Z определяет величину, отношения объемов реального газа при пластовых Vпл и стандартных Vст условиях. При этом он непосредственно зависит от величины пластового давления Рпл, Па и температуры Т, К.

Выкидная линия

выкидная линия Выкидная линия - промысловый нефтепровод от скважины до групповой замерной установки (АГЗУ, ГЗУ). Использование выкидных линий позволяет учитывать объемы добычи скважины. Диаметр выкидных линий в зависимости от дебита скважин - 75-150мм. Протяженность определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км и более.


Вертикальный гравитационный сепаратор

нефтегазовый сепаратор В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирова­ния ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере сни­жения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазо­сборных коллекторах, состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двух­фазным или нефтегазовым потоком. Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может изменяться от нуля до значительных величин. Следовательно, в случае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды. Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместное транспортирование их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а за­тем нефть и выделившийся газ транспортируют раздельно.


Расчет ЭЦН

Подбор насоса производится в соответствии с характеристикой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром эксплуатационной колонны на основании характеристики погружных центробежных электронасосов. При этом надо стремиться к тому, чтобы производительность насоса Qн и его напора Hн были равны дебиту скважины Qc и необходимому для его получения напору Hc. Но такое соответствие достижимо в очень редких случаях ввиду большого разнообразия характеристик скважин и ограниченности типоразмеров погружных центробежных насосов

Гидравлический разрыв пласта

гидравлический разрыв пласта Гидравлический разрыв пласта – в данное время один из основных методов повышения производительности работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин. Данная технология заключается в создании высокопроводимой трещины (или сети трещин) в продуктивном пласте за счет подачи в него под высоким давлением жидкости разрыва с целью обеспечить приток добываемого флюида.

Важными вопросами при проведении ГРП являются вопросы определения местоположения, пространственной ориентации и размеров трещин. Такие определения должны быть обязательными при производстве ГРП в новых регионах, т.к. позволяют разработать наилучшую технологию процесса.


Проектирование солянокислотной обработки

солянокислотная обработка скважин Проектирование солянокислотной обработки по сути - выбор концентрации кислотного раствора, которая определяется эмпирическим путем и расчет необходимого количества химических реагентов и товарной кислоты. Норма расхода кислотного раствора Vp составляет 1—1,2 м3 на один метр обрабатываемой толщины проектного пласта.

В качестве химических реагентов при обработке солянокислотным раствором используют интенсификаторы, ингибиторы коррозии, стабилизаторы (замедлители реакции), Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которые нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого Gxб рассчитывают по формул

Анализ гидравлики долота

анализ гидравлики долота Существующие виды буровых долот можно разделить в зависимости от назначения, исполнения и разрушения породы. По назначению долота бывают сплошными (которые предназначены для разрушения скважины по периметру всего забоя), с отбором керна (центральная часть забоя оставляется, порода разрушается не до конца) и особых предназначений (фрезер, расширитель и т. д.). По исполнению существуют долота лопастного типа, шарошечного, ступенчатого, пикообразного. Анализ гидравлики долота - Эта последовательность вычислений предназначена для того, чтобы быстро и точно проанализировать различные параметры используемого бурового долота.


Выбор размера промывочных насадок бурового долота

промывочные насадки долота Центральная система промывки используются в буровых долотах, используемых при бурении крепких и твердых горных пород при высокооборотном бурении (при вращении долота турбобуром). Гидромониторная система промывки долота отличается от центральной системы промывки заключается в том, что поток жидкости направляется непосредственно на забой между дополнительными конусами шарошек, а скорость истечения из насадок V > 60 м/с. Серия формул позволяет определять размеры струйных насадок при оптимизации по силе удара струи о забой или по гидравлической мощности


D-экспонента - нормализованная скорость бурения (d-экспонента)

нормализованная скорость бурения

Влияние изменения параметров режима бурения можно исключить, используя нормализованную скорость бурения, представляющей собой безразмерное выражение (d-экспонента), полученное из уравнения механической скорости бурения. Расчет d-экспоненты (нормализованной скорости проходки) учитывает влияние режима бурения и степень износа долота на скорость проходки, рассчитывает линию нормального уплотнения и градиент пластового давления На сегодняшний день, несмотря на бесспорный прогресс в понимании особенностей аномально высокого пластового давления, нет никаких фундаментальных изменений в способах выявления и решения возникающих в процессе бурения проблем, связанных с аномально высокими пластовыми давлениями.


Критическая скорость и критический расход бурового раствора

критическая скорость подачи бурового раствора

1. Определяем реологические показатели буровой жидкости (степенная модель):

n = 3.32 * log(Θ600 / Θ300) ;

где Θ600 - отсчет на шкале визскозиметра при 600 об/мин;

где Θ300 - отсчет на шкале визскозиметра при 300 об/мин...

2. Безразмерный параметр K:

K = Θ600 / Θ300;

где Θ600 - отсчет на шкале визскозиметра при 600 об/мин;

где Θ300 - отсчет на шкале визскозиметра при 300 об/мин...


Эквивалентная циркуляционная плотность (ECD)

Эквивалентная циркуляционная плотность (ECD)

Для расчёта давления, которое ЭЦП оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на глубине. Эта сила выражается как плотность бурового раствора, которая вызвала бы гидростатическое давление, эквивалентное такому давлению.


Гидродинамические давление и разрежение, создаваемые при спуске и подъеме колонны труб

Сложность решения данной задачи заключаются в многообразии факторов, влияющих на величину гидродинамического давления. Характерная особенность процесса спуска и подъема - их кратковременность и неравномерность. Процесс этот, безусловно, инерционный, и осуществляется он в жидкостях с разной реологической и деформационной характеристикой в стволах небольшого диметра, но очень большой глубины. Для скважин, у которых сравнительно большой объем и значительная глубина, существенное влияние на гидродинамическое давление оказывает сжимаемость и объемная прочность бурового раствора. Поэтому предложено несколько решений, каждое из которых дает удовлетворительный результат в определенных физико-технических условиях.

Новости ТЭК