Визначення коефіцієнта продуктивності свердловин - реферат, сторінка 1
Методи збільшення продуктивності свердловин
2.1Определеніе проникності привибійної зони
2.2 Визначення продуктивності свердловин
Список використаної літератури
Продуктивність - це коефіцієнт, що характеризує можливості свердловини з видобутку нафти. Коефіцієнт продуктивності - це відношення дебіту свердловини до депресії. Проводиться для визначення коефіцієнта продуктивності свердловини. Не менш ніж чотири рази змінюється режим роботи свердловини (дебіт) за допомогою штуцерної колодки. При кожному значенні дебіту заміряють величину забійного тиску. Величину пластового тиску, заміряють в зупиненій свердловині.
Продуктивність по нафті
Продуктивність по газу
Методи досліджень свердловин і пластів:
Види індикаторних діаграм:
Індикаторна лінія пряма
Індикаторна лінія опукла
Індикаторна лінія увігнута
Індикаторна лінія не з початку координат
Розробка покладів нафти в нашій країні здійснюється в основному із застосуванням заводнення, яке дозволяє збільшити нефтеотдачу пластів майже в 2 ра? За порівняно з розробкою на природних режимах.
1.1 Дослідження свердловин на приплив
Проводиться для визначення коефіцієнта продуктивності свердловини. Не менш ніж чотири рази змінюється режим роботи свердловини (дебіт) за допомогою штуцерної колодки. При кожному значенні дебіту заміряють величину забійного тиску. Величину пластового тиску, заміряють в зупиненій свердловині.
Визначають величину депресії на пласт. Депресія - це різниця між пластовим і забійним тиском.
Будують індикаторну діаграму в координатах (рис.1)
На індикаторної лінії беруть будь-яку точку Р визначають її координати і знаходимо коефіцієнт продуктивності свердловини:
де К - Коефіцієнт продуктивності свердловини.
Дослідження свердловин при несталому режимі фільтрації проводять для визначення гідродинамічних характеристик пласта
Будують криві відновлення тиску КВД (в зупиненій свердловині) і ККД (крива падінь тиску в свердловині запущеної в роботу). Криві будуються в координатах для побудови кривої простежують в часі зміни забійного тиску:
Де - Тиск на будь-який момент часу.
- Тиск на забій до зупинки свердловини.
Дослідження свердловин - комплекс робіт по:
встановлення інтенсивності припливу рідини з пласта в свердловину
визна? поділу місця надходження води, припливу рідин і газів через порушення в експлуатаційній колоні
відбору глибин? них проб нафти
виміру тисків і температур по стовбуру свердловини, глибини і коливань рівнів
контролю за тех? ного станом обсадної колони і цементного кільця
До непрямих методів дослідження свердловини на приплив відноситься завмер глибини динамічного рівня рідини в міжтрубному просторі, що встановлюється при тому чи іншому режимі відкачування спеціальними приладами - ехолотом.
Ехолот працює наступним чином. У міжтрубний простір посилається звуковий імпульс, який відбивається від рівня рідини, повертається до гирла свердловини і вловлюється мікрофоном, сполученим через підсилювач з реєструючим пристроєм, що записує всі сигнали на паперовій стрічці у вигляді діаграми.
Паперова стрічка рухається за допомогою механізму протягування стрічки з постійною швидкістю. Вимірюючи відстань між двома піками діаграми, відповідними початкового імпульсу і відбитому від рівня, можна визначити глибину цього рівня.
Види індикаторних діаграм
Індикаторна лінія пряма виходить з початку координат, якщо рух рідини в пласті підпорядковується закону Дарсі то швидкість руху рідини в пласті прямо пропорційно перепаду тисків і обернено пропорційно перепаду тисків.
Опукла лінія - рух рідини в пласті не підкоряється закону Дарсі.
Увігнута лінія - свердловина не вийшла на режим або неправильно проведені заміри.
Лінія не з початку координат для важких вузьких нафт.
Визначення коеффіціентапродуктівності свердловин
Продуктивність - це коефіцієнт, що характеризує можливості свердловини з видобутку нафти.
За визначенням коефіцієнт продуктивності - це відношення дебіту свердловини до депресії:
де η - коефіцієнт продуктивності [м³ / добу / МПа].
Q - Дебіт свердловини [м³ / добу].
ΔP - Депресія [МПа].
Pk - Пластовий тиск (на контурі харчування) змиритися в зупиненій свердловині [МПа].
Pc - забійні тиск (на стінці свердловини) змиритися в працюючій свердловині [МПа].
Продуктивність по нафті
Коефіцієнт продуктивності визначається за результатами гідродинамічних досліджень і 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 a і b за квадратичним рівнянням:
При малих депресіях приблизно коефіцієнт продуктивності η по газу пов'язаний з фільтраційним коефіцієнтом a співвідношенням:
рівняння Дюпюї
Рівняння Дюпюї є інтегральною формою закону Дарсі для випадку плоскорадіального сталого потоку нестисливої рідини до вертикальної свердловині.
Рівняння Дюпюї пов'язує продуктивні характеристики свердловини (дебіт, продуктивність) і фільтраційні властивості пласта (гідропроводності, проникність).
Потенційна продуктивність і гідропроводності
За рівняння Дюпюї потенційна продуктивність свердловини пов'язана з гідропроводності виразом:
де η0 - Потенційна продуктивність [см 3 / сек / атм].
- Коефіцієнт гідропроводності пласта (k - проникність гірської породи [Д], h - ефективна товщина колектора [см], μ - динамічна в'язкість рідини [сп]).
B - Коефіцієнт об'ємного розширення (для перерахунку об'єму рідини з поверхневих в пластові умови).
Rk - Радіус контуру живлення (воронки депресії) [см], тобто відстань від свердловини до зони пласта, де тиск покладається постійним і рівним поточному пластовому тиску (приблизно половина відстані між свердловинами).
rc - Радіус свердловини по долоту в інтервалі розтину пласта [см].