Определение продуктивности скважин

Исследования на приток обычно проводится при стационарной работе скважин на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.

Задача. Рассчитать коэффициент продуктивности безводной фонтанной скважины по данным ее исследования методом пробных откачек.

Режим работы скважины             1            2          3         5

Дебит нефти, т/сут                     20       60     100     140

Забойное давление, МПа                18   15,4     13,2       11

Депрессия, МПа                              1     3,6       5,8         8

Замер забойного давления проведен скважинным манометром.

Решение. По результатам исследований строим индикаторную линию скважину (рис 12). Предварительно рассчитываем депрессию на каждом режиме работы:

где  – Пластовое давление, МПа

 - забойное давление МПа

(рис. 5 Линейная индикаторная линия скважины)

Из результатов исследований

Видно что индикаторная линия прямолинейная в данном случае коэффициент продуктивности:

где  - Коэффициент продуктивности,  

 - угол наклона индикаторной линии;

 - дебит скважины, т/сут;

 – депрессия, МПа

Таким образом

Примечание. В случае получения нелинейной индикаторной линии вычисление коэффициента продуктивности скважины невозможно.

Рассмотрим случай, когда индикаторная линия нелинейна. Уравнение притока жидкости в скважину в этом случае имеет вид:

где  – коэффициент, характеризующий потери на трение и имеющий размерность, обратную размерности коэффициента продуктивности,

 – коэффициент, характеризующий инерционные потери и имеющий размерность (

Разделим выражение 28 на дебит Q:

Полученное выражение является уравнением прямой в координатах  Таким образам, обработка результатов исследования по (21) позволяет найти коэффициент А и B.

заключение

Цель исследования скважин заключается в определении ее

продуктивности, получении данных о строении и свойствах

продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Продуктивность зависит от мощности и проницаемости пласта, вязкости, а также компонентного состава пластового флюида, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, способа вскрытия, физико-химических свойств и загрязнённости призабойной зоны.

Продуктивность может со временем меняться в зависимости от изменения нефтегазонасыщенности пласта и свойств призабойной зоны скважины.

Коэффициент продуктивности определяется при проведении гидродинамических исследований методом установившихся отборов. Используется при составлении проектов разработки месторождений, при определении рационального режима эксплуатации добывающих скважин и подборе необходимого для подъёма жидкости скважинного оборудования.

Список литературы

1. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. – М.: Нефтяник, 2007. – 880 с.: ил.

2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 2000. – 244 с.

3. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 2000. – С. 7-27.

4. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.