Коэффициент продуктивности скважины. Приток жидкости к скважине

Приток жидкости из пласта к скважине определяется формулой притока:

(1)

; n – показатель степени фильтрации, для линейной фильтрации n=1

- пластовое и забойное давление, МПа.

; (2) формула Дюнюи

Где k – коэффициент проницаемости,

h – вскрытая мощность пласта, м

μ – вязкость нефти в пласте,

- радиус контура питания, м

– радиус скважины, м.

При линейной фильтрации

Учитывая формулу (2) - (3) формула Дюпюи для

радиального установившегося притока в скважину однородной жидкости:

Формула справедлива для совершенной скважины, т.е. в которой продуктивный пласт вскрыт ею на полную толщину, а сообщения пласта со стволом скважины производится через открытый забой в условиях плоско-радиальной фильтрации.

В действительности же скважины в большей части гидродинамически несовершенны.

Иногда скважины имеют открытый забой, но вскрывают лишь часть пласта. Такие скважины будут несовершенными по степени вскрытия.

В большинстве случаев скважины вскрывают пласт на всю его мощность, но сообщаются с пластом через ограниченное число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне. Такие скважины называются несовершенными по характеру вскрытия пласта.

Часто встречаются скважины несовершенные и по степени и по характеру вскрытия пласта.

Несовершенство скважин влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок скважины в результате отклонения геометрии течения жидкости от плоскорадиального потока, а так же в результате сгущения линий тока у перфорационных отверстий.

Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в формулу (3) дополнительного сопротивления в виде безразмерных коэффициентов:

(4) (5)

- коэффициент не совершенности скважины по степени вскрытия

– коэффициент не совершенности по характеру вскрытия

По формуле (5) можно заранее спроектировать дебит конкретной скважины при известных значениях входящих в неё величин. На практике коэффициент продуктивности скважины определяется на установившихся режимах её работы. Установившимся режимом называется режим работы скважины, когда её последующий измененный дебит или забойное давление будут отличаться не более, чем на 5% в течение заданного периода. Из формулы (3) можно написать:

(6)

Где Q – дебит скважины; k – коэффициент проницаемости пласта, ; h – мощность пласта, м;

μ – вязкость жидкости, ; - радиус контура питания, м; – радиус скважины, м.

При расчете принимают равным половине расстояния между соседними скважинами и - радиус долота, которым бурилась скважина в зоне продуктивного пласта. Давление определяют путем измерения забойного давления в закрытой скважине, когда давление восстановилось. Забойное давление - давление на забое скважины во время её эксплуатации. Задаваясь различными произвольными значениями и решая уравнение (6) относительно (при ) получаем характер изменения давления вокруг скважины при установившемся в ней притоке.

Эта логарифмическая кривая изменения давления показывает, что в процессе эксплуатации скважины вокруг её образуется как бы воронка депрессии, в пределах которой градиент давления резко возрастает по мере приближения к скважине. Значительная часть общего перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины: по мере удаления от скважины кривые градиентов давления выполаживаются вследствие резкого уменьшения скоростей фильтрации на далеких расстояниях от скважины.

Дата добавления: 2015-07-13