Продуктивність по нафті

Коефіцієнт продуктивності визначається по результатамгідродінаміческіх ісследованійі експлуатації свердловин.

Використовуючи виміри на квазістаціонарних режимах (сталих відборах), отримують індикаторні діаграми (ВД), що представляють собою залежність дебіту від депресії або забійного тиску. За нахилу індикаторного лінії визначають фактичну продуктивність нафтової свердловини.

Продуктивність по газу

Залежність дебіту газових свердловин від депресії істотно нелінійна внаслідок значної стисливості газу. Тому при газодинамічних дослідженнях замість коефіцієнта продуктивності визначають фільтраційні коефіцієнти іпо квадратичним рівнянням:

При малих депресіях приблизно коефіцієнт продуктівностіпо газу пов'язаний з фільтраційним коеффіціентомсоотношеніем:

рівняння Дюпюї

Рівняння Дюпюіявляется інтегральної формойзакона Дарсідля випадку плоскорадіального сталого потоку нестисливої ​​рідини до вертикальної свердловині. Рівняння Дюпюї пов'язує продуктивні характеристики свердловини (дебіт, продуктивність) і фільтраційні властивостей пласта (гідропроводності, проникність).

[Правити] Потенційна продуктивність і гідропроводності

За рівняння Дюпюї потенційна продуктивність свердловини пов'язана з гідропроводності виразом: де потенціальнаяпродуктівность [см 3 / сек / атм], яка може бути отримана від досконалої свердловини (при отсутствііскін-фактора), - коефіцієнт гідропроводності пласта (-проніцаемость гірської породи [Д], - ефективна толщінаколлектора [см], - динамічна вязкостьжідкості [сп]), - коефіцієнт об'ємного розширення (для перерахунку об'єму рідини з поверхневих в пластові умови), - радіус контуру харчування (воронки депресії) [см], тобто рассто яние від свердловини до зони пласта, де тиск покладається постійним і рівним поточному пластовому тиску (приблизно половина відстані між свердловинами), - радіус свердловини по долоту в інтервалі розтину пласта [см].

Фактична продуктивність недосконалою свердловини

Для недосконалою свердловини рівняння Дюпюї приймає наступний вигляд: де фактіческаяпродуктівность недосконалою свердловини, -скін-фактор.

Поняття про гидродинамическом досконало свердловин

У промисловій практиці для ефективного планування та регулювання процесу розробки родовищ необхідно знати потенційні добивние можливості кожної свердловини.

Відомо, що сталий приплив нестисливої ​​рідини в гидродинамически досконалу свердловину описується формулою Дюпюї:

де Q з - величина припливу в пластових умовах в гидродинамически

досконалу свердловину, м3 / с;

до - коефіцієнт проникності пласта в зоні дренування

(Проникність пласта), м2;

h - ефективна нефтенасищенная товщина пласта, м;

Рпл - тиск у пласті на контурі харчування свердловини (пластовий

Рзаб - тиск в свердловині в інтервалі продуктивного пласта

(Забійні тиск), Па;

? Р - величина перепаду тиску, рушійного пластову

рідина до забою свердловини (депресія на пласт), Па;

μ - коефіцієнт динамічної в'язкості рідини, Па * с;

Rк - радіус кругового контуру харчування свердловини, м;

Rс - радіус свердловини по долоту, м.

Ця формула справедлива для сталого плоско-радіального припливу несжимаемой однофазної рідини до одиночної свердловині, розташованій в центрі кругового пласта радіусом Rк. дренирующей відкритим забоєм однорідний пласт по всій його товщині. Важливо відзначити, що при логарифмічному розподілі тиску в дренируемой пласті навколо працюючої свердловини основна частка перепаду тиску доводиться на зону пласта, що примикає до забою свердловини. Так, якщо приплив здійснюється від контуру харчування, що знаходиться на відстані 300 метрів, до стінки свердловини радіусом 10 сантиметрів, то половина всього перепаду тиску витрачається на просування рідини в пористому середовищі в зоні навколо свердловини радіусом всього менш шести метрів. Для однорідного пласта розрахунок розподілу тиску між стінкою і контуром харчування свердловини зручно вести за формулою:

де р (r) - тиск в пласті на відстані r від центру свердловини.

Наведений приклад яскраво ілюструє той факт, що Привибійна зона відіграє визначальну роль в притоці рідини до свердловини. Тому незначне погіршення проникності в цій зоні призводить до істотного зниження величини припливу в свердловину, що рівносильно відповідного зниження її дебіту.

Умови припливу рідини або газу в реальну свердловину відрізняється від припливу в гидродинамически досконалу свердловину тим, що в привибійній зоні пласта і на бічній поверхні реальних свердловин виникають додаткові фільтраційні опору через викривлення і згущення ліній струмів.