Величины коэффициента запаса учитывающие колебания в скважине


Конструкции скважин и их проектирование

Заказчиком скважин является промысел. Буровое предприятие выступает в роли подрядчика. Заказчик заказывает скважину на определенный продуктивный горизонт и задает диаметр последней, спущенной в скважину колонны. Геологическая служба дает подробное описание разреза месторождения, включая данные о пластовых давлениях и давлениях гидроразрыва пластов. Эта информация является исходной для проектирования конструкции скважины.

Порядок проектирования. Первой операцией является определение совместимости пластов всего разреза скважины. Для этого проводят расчет относительных пластовых давлений и давлений гидроразрыва. При проведении расчетов принимается, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

p'п = рп /рв = const; (9.1)

p'гр = ргр /рв = const, (9.2)

где p'п и p'гр - относительные пластовое давление и давление гидроразрыва; pв - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

pв = rвgz,(9.3)

где rв - плотность воды; g - ускорение силы тяжести; z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления. Плотность бурового раствора rбр также рассчитывается в относительных величинах:

rо = rбр /rв. (9.4)

Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора rо, рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов, удовлетворяют неравенству

rоmin £ rо £ rоmax, (9.5)

где rоmin - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; rоmax - максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

rоmin = kp'п; (9.6)

rоmax = kгрр'гр, (9.7)

где k и kгр - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания давления в скважине. Величины k приведены в табл. 9.1, а kгр принимают 0,95.

Таблица 9.1

Коэффициент запаса k и допустимая репрессия на пласты

Глубина залегания подошвы пласта, м £ 1200 1200 ¸ 2500 ³ 2500
k 1,10 ¸ 1,15 1,05 ¸ 1,10 1,04 ¸ 1,07
Dp, МПа, не более 1,5 2,5 3,5

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления (репрессии) бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной Dр, значения которой также приведены в табл. 9.1. Тогда

rоmaxэ = p'п + Dр/рв. (9.8)

В соответствии с неравенством (9.4) принять решение о совместимых интервалах бурения. Для облегчения принятия решений необходимо построить совмещенные графики относительных плотностей бурового раствора. Пример такого графика приведен на рис.9.6.

На рис. 9.6,а график а отражает минимально допустимые плотности бурового раствора, график b – максимально допустимые плотности из условия предупреждения гидроразрыва, а график с – максимально допустимые плотности по экологическим требованиям. Допустимый диапазон изменения плотности бурового раствора показан косой штриховкой.

Рис. 9.6. Зависимости относительных предельных плотностей бурового раствора от глубины бурения (а) и варианты конструкции скважины с хвостовиком (б) и с потайной технической колонной (в)

Второй операцией является определение количества и глубин спуска обсадных колонн. Из рис. 9.6,а следует, что первый и второй интервалы совместимы, т.к. диапазоны допустимых плотностей бурового раствора перекрываются, и можно применить общий буровой раствор с плотностью от 1,15 до 1,28. Но первый интервал содержит пресную воду и должен быть перекрыт экологической колонной - кондуктором (рис. 9.6,б,в). Поэтому он выделяется как отдельный интервал и исключается из сопоставления с последующими интервалами.

Второй и третий интервалы также совместимы, а четвертый интервал не совместим с третьим, т.к. диапазоны допустимых плотностей бурового раствора не перекрываются. Второй и третий интервалы также следует перекрыть обсадной колонной (эксплуатационной). Четвертый и пятый интервалы совместимы. Так как их общая толщина невелика, то их можно перекрыть хвостовиком (короткой колонной), спускаемым на бурильных трубах, которые после цементирования хвостовика извлекаются из скважины.

Возможен другой вариант конструкции скважины. Второй, четвертый и пятый интервалы бурения совместимы. Поэтому третий интервал может быть перекрыт потайной колонной (рис. 9.6,в), бурение продолжено до проектной глубины и в скважину спущена эксплуатационная колонна. Решение принимается на основании дополнительных технико-экономических расчетов.

Первая обязательная колонна - кондуктор (см. рис.9.6,б) - должна быть спущена до кровли второго интервала, если первый и второй интервалы несовместимы, и ниже кровли второго интервала на 50 м, если названные интервалы совместимы (как в рассматриваемом примере).

Вторая колонна обсадных труб (1-й вариант) спускается от устья до кровли следующего несовместимого интервала. Голова хвостовика должна быть выше низа предыдущей колонны на 100… 300 м, а низ на проектной глубине. Такая установка нужна для надежной изоляции друг от друга несовместимых пластов. Так как вторая колонна обсадных труб последняя, спущенная от устья, то она является эксплуатационной. Для защиты устья скважины от размыва при бурении под кондуктор может устанавливаться направление. Если направление короткое (около 2 м), то оно устанавливается во время строительства буровой, а если требуемая глубина установки больше, то ведется бурение как под кондуктор.

Цементирование кондуктора и направления производится на всю глубину до устья скважины. Последующие колонны цементируются так, чтобы цемент вошел в предыдущую колонну на 100…300 м. В случае газового месторождения все колонны, спущенные от устья, цементируются до устья скважины.

Третья операция - решение о плотности бурового раствора по интервалам. Плотность бурового раствора должна быть минимально возможной, но обеспечить нормальные условия бурения.

Правило: в пределах совместимых пластов плотность бурового раствора с глубиной может увеличиваться, но не должна уменьшаться.

Четвертая операция – расчет диаметров долот и обсадных колонн. Расчет начинают с определения диаметра долота D для бурения последнего интервала:

D = dм + 2Dн, (9.10)

где dм - диаметр муфты обсадных труб последней колонны (в рассматриваемом примере хвостовика); Dн - величина зазора между стенкой скважины и муфтой. Полученный диаметр округлить до ближайшего большего по ГОСТ на долота.

Далее следует расчет диаметра предыдущей колонны (в рассматриваемом примере эксплуатационной):

d = D + 2Dв, (9.11)

Dв - запас, обеспечивающий спуск долота в скважину через эту колонну:

Dв = d + (3…5), мм, (9.12)

где d - ожидаемая толщина стенки обсадной трубы (можно принять d = 10 мм). Диаметр трубы, полученный по формуле (9.11), округлить до ближайшего большего по ГОСТ на обсадные трубы. Расчет последовательно выполняется для всех интервалов бурения. Рис. 9.6,б,в с проставленными на них результатами расчетов представляют собой варианты конструкции скважины.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

Обоснование конструкции скважины и плотности бурового раствора по интервалам бурения

Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 

Главная География Выбор конструкции скважины и расчет равнопрочной эксплуатационной колонны

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

Геологический разрез скважины представлен пластами значительной толщины. Верхняя граница пласта называется кровлей, и нижняя - подошвой пласта. Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь в одной тючке. При приведении расчетов принимается, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

; (2.1)

, (2.2)

где и - относительные пластовое давление и давление гидроразрыва;

- давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

, (2.3)

где - плотность воды;

g - ускорение силы тяжести;

z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления.

Принять = 1000 кг/м3, g=9,81 м/с2.

Найдём давление столба воды:

Рв1 = 1000•9,81•400 = 3,92 (МПа);

Рв2 = 1000•9,81•1100 = 10,79(МПа);

Рв3 = 1000•9,81•2300 = 22,56(МПа);

Рв4 = 1000•9,81•2800 = 27,47(МПа);

Рв5 = 1000•9,81•2900 = 28,45(МПа);

Рв6 = 1000•9,81•3000 = 29,43(МПа);

Найдём относительное пластовое давление:

Рп1' = 4,3/3,92 = 1,097;

Рп2' = 11/10,79 = 1,02;

Рп3' = 22/22,56 = 0,98;

Рп4' = 29/27,47 = 1,06;

Рп5' = 30/28,45 = 1,05;

Рп6' = 31/29,43 = 1,05;

Найдём давление гидроразрыва:

Ргр1' = 7,1/3,92 = 1,8;

Ргр2' = 14/10,79 = 1,297;

Ргр3' = 25/22,56 = 1,11;

Ргр4' = 33/27,47 = 1,2;

Ргр5' = 37/28,45 = 1,3;

Ргр6' = 36/29,43 = 1,22;

Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора , рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов, удовлетворяют неравенству:

, (2.4)

где - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению;

- максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

; (2.5)

, (2.6)

где и - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания давления в скважине. Величины выбираем из таблицы 2.1, а принимаем 0,9.

Таблица 2.1

Глубина залегания подошвы пласта, м

1200 - 2500

1,10 - 1,15

1,05 - 1,10

1,04 - 1,07

,МПа, не более

1,5

2,5

3,5

Найдём минимальную допустимую плотность бурового раствора:

= 1,1 • 1,097 = 1,2;

= 1,1 • 1,02 = 1,12;

= 1,05 • 0,98 = 1,03;

= 1,04 • 1,06 = 1,1;

= 1,04 • 1,05 = 1,09;

= 1,04 • 1,05 = 1,09.

Найдём максимальную допустимую плотность бурового раствора:

= 1,6

= 1,297;

= 1,11;

= 1,2;

= 1,3;

= 1,22.

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной , значения которой также приведены в таблице 2.1. Тогда

. (2.7)

Так как в условии не оговорены дополнительные условия, то значения для соответствующих пластов принимаем минимальными.

Проводим расчеты, последовательно заполняя таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Результаты расчетов относительных давлений и требуемых плотностей бурового раствора

№ инт.

, МПа

Выбор

1

3,92

1,097

1,1

1,2

1,8

1,5

1,48

1,21

2

10,79

1,02

1,1

1,12

1,297

1,5

-

1,21

3

22,56

0,98

1,05

1,03

1,11

2,5

-

1,05

4

27,47

1,06

1,04

1,1

1,2

3,5

-

1,11

5

28,45

1,05

1,04

1,09

1,3

3,5

1,17

1,11

6

29,43

1,05

1,04

1,09

1,22

3,5

-

1,11

В соответствии с неравенством (2.4) принимаем решение о совместимых интервалах бурения. Для облегчения принятия решений строим совмещенные графики относительных плотностей бурового раствора.

Из графика следует, что первый и второй интервалы совместимы, так как диапазоны плотностей бурового раствора перекрываются. Следовательно, можно применить общий буровой раствор. Первый интервал содержит пресную воду и должен быть перекрыт экологической колонной - кондуктором 1. Поэтому он выделяется как отдельный интервал и исключается из сопоставления с последующими интервалами.

Второй и третий интервалы несовместимы, поэтому следует раздельно перекрыть их обсадными колоннами 2 и 3. Третий, четвертый, пятый и шестой интервалы совместимы, так как диапазоны плотностей бурового раствора перекрываются. Четвертый, пятый и шестой интервалы совместимы, поэтому следует продолжить бурение до проектной величины и спустить в скважину эксплуатационную колонну 4.

Первая обязательная колонна - кондуктор - должна быть спущена до кровли второго интервала, т.к. первый и второй интервалы несовместимы. В этом случае глубина спуска кондуктора , равна

+50 (2.8)

=470+50=520 м

где - глубина залегания кровли второго интервала.

Вторая колонна 2 обсадных труб спускается от устья до кровли следующего несовместимого интервала.

Цементирование кондуктора производится на всю глубину от башмака до устья скважины. Последующие колонны цементируются так, чтобы цемент вошел в предыдущую колонну на 300 м. В случае газового месторождения все колонны, спущенные от устья, цементируются до устья скважины.

Далее принимаем решение о плотностях бурового раствора. Плотность бурового раствора должна быть минимально возможной, но обеспечить нормальные условия бурения.

Правило: в пределах совместимых пластов плотность бурового раствора с глубиной может увеличиваться, но не должна уменьшаться.

Плотность бурового раствора должна удовлетворять бурению первого интервала. Принимаем . Эта плотность бурового раствора обеспечивает нормальные условия бурения только до кровли третьего интервала, перед вскрытием которого плотность бурового раствора следует уменьшить до .

Выбор свойств бурового раствора доля вскрытия продуктивного пласта проводится особенно тщательно, так как от этого зависит продуктивность скважины при эксплуатации. Пятый и шестой пласты совместимы, их следует вскрывать на буровом растворе с плотностью

studbooks.net

Коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов

Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис.).

----

При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

---

По добывающим скважинам выпуклость индикаторной линии к оси дебитов указывает на уменьшение коэффициента продуктивности скв. с увеличением депрессии на забое. Это может быть вызвано нарушением линейного закона фильтрации в прискважинной зоне пласта.

Другой причиной может быть уменьшение проницаемости коллектора при значительном снижении забойного давления вследствие смыкания трещин.

Выпуклость индикаторных линий к оси давлений может быть следствием постепенного включения в процесс фильтрации при снижении забойного давления ранее неработающих частей эффективной толщины пластов.

По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

На искривленном участке инд. кривой коэф. продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления.

---

Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скв. при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических условиях.

В геол.-промысловой практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности(приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) на 1 м работающей толщины пласта:

Куд = К/h

------------------------------------------------------------------

Коэф. продуктивности численно равен тангенсу угла α между индикаторной линией и осью перепада давления: Кпрод = tq α.

-----------------------------------------------------------------

---

По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оцениваетсяосновная фильтрационная характеристика пласта - коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

---

1. Коэффициент гидропроводности(м5/(Н×с) -наиболее ёмкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;

h - работающая толщина пласта;

m - вязкость жидкости или газа.

---

2. Коэффициент проводимости,(м4/(Н×с)) - характеризуетподвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;

m - вязкость жидкости или газа.

---

3.Коэффициент пьезопроводности(м2/с) характеризуетскорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).

, (м2/с)

где kпр - коэффициент проницаемости пласта;

μ – вязкость нефти в пластовых условиях

b* - коэффициент упругоемкости пласта.

Упругоемкость пласта обуславливается сжимаемостью скелета коллектора и нефти, заполняющей его, и выражается формулой:

b* = kп bж + bс,

где bж и bс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды, kп – коэффициент пористости;

---

Одним из основных факторов, влияющих на форму индикаторных линий, считают нарушение линейного закона фильтрации. Такое нарушение может быть следствием несовершенства скважины по характеру, степени или методу вскрытия.

---

Исследования скважин при неустановившихся режимах проводят при использовании данных о замере давления, восстановившегося в остановленной или снижающегося после открытия скважин.

Если в скважине, длительно эксплуатирующейся при установившемся режиме, мгновенно изменить дебит, то давление в любой точке пласта, отстоящей от центра скважины на расстоянии R, начнет изменяться в соответствии с зависимостью:

---

= из лек 7.1. = Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе).

Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового.

 
 
Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

Определение коэффициента продуктивности скважин (стр. 1 из 4)

Содержание

Введение

1 Технико-технологический раздел

1.1 исследование скважин на приток

1.2 Виды индикаторных диаграмм

1.3 Определение коэффициента продуктивности скважин

1.4 Методы увеличения продуктивности скважин

2 Расчетно-практический раздел

2.1Определение проницаемости призабойной зоны

2.2 Определение продуктивности скважин

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. Коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии. Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

Виды продуктивности:

1. Продуктивность по нефти

2. Продуктивность по газу

Методы исследований скважин и пластов:

1. Гидродинамические

2. Дебитометрические

3. Термодинамические

4. Геофизические

Виды индикаторных диаграмм:

1. Индикаторная линия прямая

2. Индикаторная линия выпуклая

3. Индикаторная линия вогнутая

4. Индикаторная линия не из начала координат

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.

1технико-технологичеий раздел

1.1 Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.

Определяют величину депрессии на пласт. Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.

Где – Депрессия.

- Пластовое давление.

- Забойное давление.

Строят индикаторную диаграмму в координатах (рис.1)

(рис. 1)

На индикаторной линии берут любую точку Р определяют её координаты и находим коэффициент продуктивности скважины:

где К - Коэффициент продуктивности скважины.

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта

Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу). Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления:

Где - Давление на любой момент времени.

- Давление на забой до остановки скважины.

(рис.2)

Исследование скважин - комплекс работ по:

· установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину

· опре­делению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне

· отбору глубин­ных проб нефти

· измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней

· контролю за техни­ческим состоянием обсадной колонны и цементного кольца

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы.

Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

1.2 Виды индикаторных диаграмм

(рис. 3)

1) Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.

2) Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.

3) Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.

4) Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

1.3 Определение коэффициента продуктивности скважин

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

где η - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].

Q - Дебит скважины [м³/сут].

ΔP - Депрессия [МПа].

Pk - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].

Pc - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты a и b по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности η по газу связан с фильтрационным коэффициентом a соотношением:

Уравнение Дюпюи

Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине.

Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойства пласта (гидропроводность, проницаемость).

Потенциальная продуктивность и гидропроводность

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:

где η0 - Потенциальная продуктивность [см3 /сек/атм].

- Коэффициент гидропроводности пласта (k - проницаемость горной породы [Д], h — эффективная толщина коллектора [см], μ - динамическая вязкость жидкости [сП]). B - Коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия). Rk - Радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами). rc — Радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].

mirznanii.com


Смотрите также