Коэффициент продуктивности скважины это


Презентация на тему: Коэффициент продуктивности скважины

•важный технологический параметр, который может

изменяться во времени при изменении k, h , μ и Rк

м3 /(сут ∙ МПа),

м3 /(с ∙Па),

т/

(сут ∙ МПа)

физический смысл Кпр – дебит,

приходящийся на единицу изменения депрессии на пласт

математический смысл Кпр – тангенс угла

наклона ИЛ к оси дебитов (для линейной ИЛ)

позволяет сравнивать ФЕС ПЗП различных скважин

• Куд показываетпродуктивность,

приходящуюся на метр толщины пласта

• Куд=Кпр/h=Q/(Рпл-Рзаб)∙h

м3 /(сут • МПа •м); м3

/(с •Па• м); т/

(сут• МПа•м)

Для линейной ИЛ— n =

1

Для выпуклой ИЛ (2) n

< 1

Для вогнутой ИЛ (3) n

> 1

• проводится методом установившихся отборов, которые характеризуются стационарным режимом работы скважины,

т.е. постоянством во времени забойного Рзаб и устьевогоРу давлений и дебита скважиныQ

• При исследовании устанавливают режим работы скважины и ожидают его стабилизацию во времени. При этом измеряютРзаб,

Ру ,дебит скважины Qж, количество механических примесейи т.д.

Все измеренные величины регистрируются

• Затем режим работы скважины изменяют и ожидают нового стационарного режима работы системы

• По результатам исследований(3-5режимов)

строят ИЛ в координатах Q( Р) илиQ (Рзаб).

ИЛ интерпретируются с целью определения параметров пластов

•на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде

•на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента — давление и (или) расход

•на скважине, оборудованной ШСНУ, изменяют длину хода и (или) число качаний

•на скважине, оборудованной УЭЦН (УВН) изменяют диаметр штуцера на устье

скважины (для высокодебитных скважин с УЭВН), или число

оборотов эл.двигателя

•R — размер фильтрационной области (радиус контура питания, половина расстояния между скважинами), м;æ — коэффициент пьезопроводности, м2/с

Время переходного процесса (от нескольких часов до нескольких суток) определяется:

•размерами пласта

•расстоянием до контура питания

•величиной коэффициента пьезопроводности

•степенью изменения давления

Переходный процесс может быть связан с выделением в ПЗС свободного газа

(при Pзаб.

studfiles.net

Определение коэффициента продуктивности скважин (стр. 2 из 4)

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид:

где η - Фактическая продуктивность несовершенной скважины. S - Скин-фактор.

Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Существуют следующие методы исследований скважин и пластов:

1) Гидродинамические

2) Дебитометрические

3) Термодинамические

4) Геофизические

Гидродинамические исследования

Гидродинамические методы подразделяются на:

· Исследование скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм).

· Исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД).

· Исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах

заключается в многократном изменении режима работы скважины и,

после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного

давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с

помощью уравнения:

Где Q - Дебит скважины.

К - Коэффициент продуктивности.

Рпл - Пластовое давления.

Рзаб - Забойное давления.

n - Коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n1, когда линия

вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД).

Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

Исследование скважин на взаимодействие заключается в

наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в

одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в

других соседних скважинах (возмущающих).

По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры.

По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

· Пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина.

· Пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной.

· Пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.

Дебитометрические исследования

Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта.

Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока

жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения

поглощения (расхода) – расходомерами.

По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбиной на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, не герметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

Термодинамические исследования

Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли.

Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины.

С помощью данных исследований можно определить интервалы

поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные

результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока

закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты

подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.

Геофизические исследования скважин

Геофизические исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м).

Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.

1.4 Методы увеличения продуктивности скважин

Разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 ра­за по сравнению с разработкой на естественных режимах.

И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, нахо­дящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50—70%.

Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, выдвину­ло на передний план задачи ускорения разработки и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов.

Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимо­действия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насы­щающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии.

Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидро­динамические, физико-химические и тепловые.

Успешность применения методов повышения нефтеотдачи в большой мере зависит от уровня геолого-промысловых исследо­ваний нефтепродуктивного пласта, состояния его разработки и свойств, насыщающих пласт нефти, газа и воды.

Исследования нефтепродуктивного пласта предполагают изучение особенностей его строения с позиции правильной оцен­ки особенностей геометрии пласта с уточнением трассировки тектонических нарушений, линий выклинивания продуктивной части пласта, детальным расчленением объекта разработки на отдельные пласты и пропластки.

Особое внимание следует уде­лять литологической характеристике пород, слагающих продук­тивный пласт. Особенности литологии определяют структуру пористого пространства, что, в свою очередь, влияет на решение использовать тот или иной метод повышения нефтеотдачи.

Для принятия решения использовать методы повышения нефтеотдачи очень важно изучение геологических характеристик слагаю­щих пласт пород и насыщающих жидкостей, которые при реа­лизации этих методов вступают во взаимодействие с нагнетаемыми в пласт жидкостями, а это может сопровождаться неблагоприятными, для такого применения последствиями.

Так, например, при наличии в продуктивном пласте монтмориллонитовых глин и закачке в них пресной воды, щелочи, растворов поверхностно-активных веществ может происходить набухание глин с лотерей приемистости скважинами нагнетаемых жидко­стей, что делает задачу повышения нефтеотдачи нереализуемой.

Если в продуктивном пласте содержатся сильноминерализован­ные рассолы солей, то при взаимодействии их с закачиваемыми жидкостями возможно выпадение твердых кристаллов в осадок с закупоркой пор пласта.

Применению методов повышения нефтеотдачи должен пред­шествовать тщательный анализ состояния разработки объекта.

mirznanii.com

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Коэффициент продуктивности добывающей скважины - отношение ее дебита Q Рє перепаду между пластовым Рё забойным давлением, соответствующими этому дебиту - показывает, РЅР° сколько может измениться дебит скважины РїСЂРё изменении депрессии РЅР° пласт РЅР° единицу.  [1]

Коэффициенты продуктивности добывающих скважин Рё коэффициенты приемистости нагнетательных скважин определяют прямым гидродинамическим путем.  [2]

Значительное снижение коэффициентов продуктивности добывающих скважин Рё коэффициентов приемистости нагнетательных скважин РїСЂРё засорении ближайших прискважинных Р·РѕРЅ пластов вполне объясняет фактическую высокую эффективность глубокой перфорации ( фактическое увеличение коэффициентов продуктивности Рё приемистости РІ 2 5 раза вместо теоретического увеличения РІ 1 2 раза) Рё гидравлического разрыва пластов ( фактическое увеличение коэффициентов продуктивности Рё приемистости РІ 6 - 10 раз вместо теоретического РІ 1 5 - 2 раза); получается, что глубокая перфорация Рё гидравлический разрыв пластов прежде всего преодолевают блокаду прискважинных засоренных Р·РѕРЅ пластов.  [3]

Р�звестно, что коэффициент продуктивности добывающей скважины РїСЂРё снижении ее забойного давления ниже давления насыщения нефти газом снижается, причем степень такого снижения РїРѕ различным нефтяным залежам бывает различной, более того, бывает достаточно большой. РџРѕ этому РІРѕРїСЂРѕСЃСѓ опубликовано довольно РјРЅРѕРіРѕ научных работ, РІ том числе РјРЅРѕРіРѕ Рё наших работ.  [4]

РџСЂРё изучении изменения коэффициента продуктивности добывающих скважин Самотлорского месторождения РІ процессе эксплуатации еще РІ работе [39] было показано, что РїСЂРё снижении пластового давления коэффициент продуктивности снижается РёР·-Р·Р° деформационных процессов, РЅРѕ это явление РЅРѕСЃРёС‚ обратимый характер.  [5]

РџРѕ нашему представлению, снижение коэффициента продуктивности добывающей скважины РїРѕ нефти РїСЂРѕРёСЃС…РѕРґРёС‚ РёР·-Р·Р° ее раз-газирования Рё выделения РІ пластовых условиях газообразных Рё твердых компонентов; последние выделяются РІ малых количествах, РЅРѕ постепенно накапливаются РІ пластах РІ прискважинной Р·РѕРЅРµ - вблизи забоя скважины. РџСЂРё обратном повышении забойного давления РґРѕ давления насыщения Рё выше РїСЂРѕРёСЃС…РѕРґРёС‚ постепенное размывание накопленных твердых компонентов Рё восстановление коэффициента продуктивности скважины РїРѕ нефти. Как РїСЂСЏРјРѕР№, так Рё обратный С…РѕРґ изменения коэффициента продуктивности РїРѕ нефти РїСЂРѕРёСЃС…РѕРґРёС‚ обычно значительно медленнее, чем восстановление пластового давления РІ остановленной скважине.  [6]

Самыми главными параметрами нефтяных пластов являются коэффициенты продуктивности добывающих скважин, эксплуатирующих эти пласты. Главными параметрами являются коэффициенты продуктивности РїРѕ нефти, полученные РІ начальный период РґРѕ начала обводнения добывающих скважин вытесняющей РІРѕРґРѕР№. РќРѕ нефтяные пласты обладают очень высокой РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ неоднородностью РїРѕ продуктивности СЃ хаотическим распределением значений продуктивности РїРѕ площади залежи. Поэтому нефтяные пласты нельзя характеризовать коэффициентом продуктивности РѕРґРЅРѕР№ скважины или средним коэффициентом немногих скважин; лучше характеризовать средним коэффициентом продуктивности представительной выборки скважин, хотя Рё средний коэффициент продуктивности РїРѕ представительной выборке будет отличаться РѕС‚ среднего коэффициента продуктивности РїРѕ всем проектным скважинам, которые еще надо будет запроектировать, пробурить, ввести РІ работу Рё исследовать. Р�меющиеся РЅР° стадии проектирования разработки нефтяной залежи исследованные скважины нужно считать выборкой РёР· будущих проектных скважин.  [7]

РџСЂРё частичном или полностью необратимом снижении коэффициентов продуктивности добывающих скважин необходимо рациональное снижение забойного давления добывающих скважин определять для всего периода разработки СЃ учетом процесса обводнения.  [8]

После этого начинается разгазирование нефти Рё снижение коэффициента продуктивности добывающей скважины. Р’ ответ забойное давление снижается еще ниже; Рё установившееся состояние СЃ постоянным забойным давлением наступает только тогда, РєРѕРіРґР° объемная производительность глубинного насоса оказывается равной объему отбираемой нефти Рё объему выделившегося РёР· нее газа.  [9]

Наличие РђРЎРџРћ РІ призабойной Р·РѕРЅРµ пласта существенно снижает коэффициент продуктивности добывающих скважин РІ результате уменьшения проницаемости коллектора, затрудняет проведение методов интенсификации притока, РІ том числе химических методов.  [10]

Применение гидравлического разрыва незасоренных нефтяных пластов должно увеличивать коэффициент продуктивности добывающих скважин, коэффициент приемистости нагнетательных скважин Рё соответственно РёС… производительность РґРѕ 2 раз, Р° фактически увеличивает РІ 4 - 6 раз Рё более.  [11]

Наличие РђРЎРџРћ РІ призабойной Р·РѕРЅРµ пласта существенно снижает коэффициент продуктивности добывающих скважин РІ результате уменьшения проницаемости коллектора, затрудняет проведение методов интенсификации притока, РІ том числе химических методов.  [12]

Явным признаком этого является РѕСЃРѕР±РѕРµ большое внимание Рє коэффициентам продуктивности добывающих скважин РІ начальный безводный период Рё последующий период постепенного обводнения, Рє коэффициентам приемистости нагнетательных скважин, Рє коэффициентам тех скважин, которые сначала были добывающими, Р° затем стали нагнетательными.  [13]

РЎСЌ - - СЂСЃСЌ СЂРѕ) РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ Рє увеличению коэффициентов продуктивности добывающих скважин, уменьшению общего фильтрационного сопротивления пластов Рё разности забойных давлений нагнетательных Рё добывающих скважин, причем уменьшение фильтрационного сопротивления превосходит уменьшение разности забойных давлений.  [14]

Здесь дана классификация нефтяных залежей Рё месторождений: РїРѕ величине коэффициента продуктивности добывающей скважины, РїРѕ глубине залегания нефтяных пластов Рё создаваемой депрессии РЅР° эти пласты, соответственно РїРѕ начальному безводному дебиту нефти добывающей скважины Рё начальному дебиту нефти РЅР° РѕРґРЅСѓ проектную скважину, РїРѕ начальным извлекаемым запасам нефти РЅР° РѕРґРЅСѓ проектную скважину Рё соответственно РїРѕ потенциально возможной интенсивности отбора извлекаемых запасов нефти. Установлено, что некоторые высокие потенциально возможные дебиты скважин Рё интенсивность отбора извлекаемых запасов нефти практически неосуществимы, РёР±Рѕ следующие звенья производственно-транспортной цепи ограничивают общую производительность. Отмечено, что РјРЅРѕРіРѕСЂСЏРґРЅРѕРµ расположение добывающих скважин - это искусственное увеличение фильтрационного сопротивления Рё бесполезная потеря части расходуемой энергии.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Коэффициент продуктивности скважины

Отношение дебита скважины к единице депрессии. Показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессии давления на 1 МПа. Величины коэффициентов продуктивности колеблются от долей тонны до сотен тонн в сутки на МПа. Величина коэффициента продуктивности прямо пропорциональна мощности работающего пропластка и его проницаемости, обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся в скважину жидкости и в меньшей степени – логарифму отношения радиуса контура питания к радиусу скважины.

6.2. БУРЕНИЕ СКВАЖИНЫ После устройства обноски приступают к наметке центров будущих опор фундамента. Для этого надо натянуть нити по линии центров опор (рис. 133,138). В соответствии с рассчитайным шагом опор с применением отвеса намечают центры опор фундамента, куда забивают

Коэффициент использования и коэффициент готовности Коэффициентом использования называется коэффициент, который показывает, сколько часов в течение рабочего дня данный станок используется для производства продукции. Поскольку обычно считается, что продолжительность

Технология бурения скважины Для обеспечения дома и участка водой устраивают буровой колодец, называемый в обиходе скважиной. С этой целью можно привлечь фирмы, которые специализируются на таких работах и которые с применением соответствующего оборудования выполнят

Предметы из скважины в Иллинойсе В 1871 году Уильям Э. Дюбуа из Смитсонского института сообщил о нескольких предметах, сделанных руками человека, которые были найдены на большой глубине в штате Иллинойс.Первым предметом была медная псевдомонета (рисунок 6.3) из Лаун-Ридж в

Коэффициент направленного действия и коэффициент усиления антенны Приемная ненаправленная антенна принимает сигналы со всех направлений. Направленная приемная антенна обладает пространственной избирательностью. Это имеет важное значение, т. к. при малом уровне

Скважины При глубоком залегании водоносного слоя (свыше 20 м) лучше устраивать скважину (трубчатый колодец), чем шахтный колодец – устройство шахтного колодца такой глубины очень трудоемко, дорого, да и использовать его не слишком комфортно (разве что если оборудовать

Бурение скважины Для бурения скважины для сооружения трубчатого колодца требуются специальные инструменты и оборудование, поэтому подобные работы редко выполняются самостоятельно, даже если речь идет о неглубокой скважине на первый водоносный горизонт. Но при желании

Буровые колодцы и скважины Буровыми колодцы называют потому, что они выполняются методом бурения скважины с последующей установкой в пробуренной скважине стальных труб для откачки из водоносного горизонта воды. В нижней части трубы, находящейся в водоносном слое,

1.8.3. Особенности скважины Скважину рекомендую сделать профессионально, ибо если у вас просто пробурено отверстие в земле, оно будет часто забиваться песком за счет грунтовых вод. Поэтому в скважину вставляют трубу, она создает ограниченное пространство, где и собирается

Коэффициент теплообмена, коэффициент теплопередачи Калория в секунду на квадратный сантиметр-градус Цельсия (41,868 кВт/(м2 ‘ К))Килокалория в час на квадратный метр-градус Цельсия (1,163 Вт/(м2 ‘

3. Коэффициент локализации, коэффициент производства продукции района на душу населения, коэффициент межрайонной товарности Коэффициент локализации данного производства ( L ) представляет собой отношение удельного веса данной отрасли в структуре производства к

33. Коэффициент множественной корреляции. Коэффициент множественной детерминации Если частные коэффициенты корреляции модели множественной регрессии оказались значимыми, т. е. между результативной переменной и факторными модельными переменными действительно

3. Коэффициент локализации, коэффициент производства продукции района на душу населения, коэффициент межрайонной товарности Коэффициент локализации данного производства (L) представляет собой отношение удельного веса данной отрасли в структуре производства к

Сверхглубокие скважины Зачем нужны сверхглубокие?.. Признаемся сразу: это скважины дальней разведки; конечно, с их помощью специалисты не надеются обнаружить в данном месте залежи нефти, газа или других полезных ископаемых. Главная задача другая — исследование

ВЫРАБОТАННЫЕ СКВАЖИНЫ Сопротивление Детердинга слиянию Royal Dutch и Tank Syndicate пришлось на время интенсивного, дипломатического маневрирования, в котором принимали участие не только две эти компании, но и Standard Oil.Поскольку Рокфеллер к тому времени был уже стар и слаб, Standard Oil

slovar.wikireading.ru


Смотрите также