Коэффициент продуктивности

Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение

Совершенная скважина вскрывает пласт на всю его мощность и при этом вся поверхность скважины является фильтрующей.

Установившийся одномерный поток жидкости или газа реализуется в том случае, когда давление и скорость фильтрации не изменяются во времени, а являются функциями только одной координаты, взятой вдоль линии тока.

Плоскопараллельное течение имеет место в прямоугольном горизонтальном пласте длиной L с постоянной мощностью h. Жидкость движется фронтом от прямолинейного контура питания с давлением ркк галерее скважин (скважины расположены на одной прямой праллельной контуру питания в виде цепочки на одинаковом расстоянии друг от друга) шириной (длиной галереи)Вс одинаковым давлением на забоях скважинрг(рис. 4). При такой постановке задачи площадь фильтрации будет постоянной и равнаS=Bh, а векторы скорости фильтрации параллельны между собой.

Плоскорадиальный потоквозможен только к гидродинамически совершенной скважине радиусом rс. которая вскрыла пласт мощностьюhс круговым контуром питания радиусомRк. а давления на скважине и контуре питания равнырсирксоответственно.

Формулу называют формулой Дюпюи . По ней определяется объемный дебит одиночной скважины в пластовых условиях.При подъеме нефти в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти. Кроме того, на практике чаще всего используется массовый дебит (т/сут.) С учётом этого коэффициента формула записывается

где k-коэффициент проницаемости, дарси; h — мощность пласта, см; Рк и Рс — давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс — радиусы контура питания и скважины, см; μ — вязкость жидкости, сантипуазы; Qr — дебит скважины, см3/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.

продуктивность — этокоэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче.

По определению коэффициент продуктивности это отношение дебита скважины к депрессии: Коэффициент продуктивности где Коэффициент продуктивности — коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)], Коэффициент продуктивности — дебит скважины [м³/сут], Коэффициент продуктивности — депрессия [МПа], Коэффициент продуктивности — пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа], Коэффициент продуктивности — 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 Коэффициент продуктивности и Коэффициент продуктивности по квадратичному уравнению: Коэффициент продуктивности

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

Индикаторная диаграмма — для различных поршневых механизмов графическая зависимость давления в цилиндре от хода поршня (или в зависимости от объёма, занимаемого газом или жидкостью в цилиндре). Индикаторные диаграммы строятся при исследовании работы поршневых насосов, двигателей внутреннего сгорания, паровых машин и других механизмов.

188.123.231.15 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам.

Коэффициент — продуктивность — скважина

Коэффициент продуктивности скважины на практике определяется по данным исследования скважин методом пробных откачек. В данной работе предлагается метод на основе теории некорректных задач, который позволяет получить оценку коэффициента продуктивности по КВД.  [1]

Коэффициент продуктивности скважин — количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0 1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного, газа и гравитационный.  [2]

Коэффициент продуктивности скважины по нефти — это ее дебит нефти, поделенный на разность пластового и забойного давлений, то есть на величину депрессии, производимой по разрабатываемым нефтяным пластам. Забойное давление определяется на забое скважины против нефтяных пластов. При условии постоянства или слабой изменяемости пластового давления можно принять, что коэффициент продуктивности равен отношению прироста дебита нефти к приросту депрессии по нефтяным пластам.  [3]

Коэффициент продуктивности скважины определяется по результатам ее исследования. Сущность этого исследования заключается в следующем.  [4]

Коэффициент продуктивности скважины является суммой коэффициентов продуктивности для п блоков.  [5]

Коэффициент продуктивности скважины на практике определяется по данным исследования скважин методом пробных откачек. В данной работе предлагается метод на основе теории некорректных задач, который позволяет получить оценку коэффициента продуктивности по КВД.  [6]

Коэффициент продуктивности скважины — отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит.  [7]

Коэффициенты продуктивности скважин созданы природой, они неслучайны во времени, могут быть постоянными, если их не ухудшают при эксплуатации, но они хаотически распределены ( тоже природой) по скважинам. Хаотически распределены, значит, их изменения от скважины к скважине не подчиняются линейным и гладким закономерностям, а также однообразным колебательным закономерностям; хаотически, значит, по известному значению одной скважины нельзя предсказать неизвестное значение другой соседней скважины; вернее, предсказать можно, но ошибка предсказания будет слишком велика; ясно, что неизвестное значение будет из совокупности значений.  [8]

Коэффициент продуктивности скважины по нефти, К — отношение количества пластовой нефти, поступающей из эксплуатационного объекта в скважину за сутки, к величине депрессии на пласт.  [9]

Коэффициент продуктивности скважины. КСКВ — сумма величин коэффициентов продуктивности скважины по пластовой нефти и пластовой воде.  [10]

Коэффициент продуктивности скважины с понижением давления в пласте непрерывно уменьшается. При больших депрессиях на пласт значения проницаемости для нефти kH, вязкости ( гн и объемного коэффициента Ьп существенно изменяются в пределах призабойной зоны пласта.  [11]

Коэффициент продуктивности скважин I типа гу подробно был исследован в § 5 главы XV. Таким образом, все решение задачи сводится к сравнению к.  [12]

Коэффициентом продуктивности скважины называется отношение дебита скважины к перепаду давления в пласте или количество добываемой жидкости, приходящейся на перепад давления на 1 am в течение суток.  [13]

Фактически коэффициент продуктивности скважин в соответствии с функциональными зависимостями после изменения ее забойного давления устанавливает ае сразу, а в течение некоторого времени ее эксплуатации. Отсюда следует, что при кратковременных исследованиях скважин, продолжительность которых меньше времени релаксации, не может быть установлена зависимость, определяющая отрицательные стороны процесса разработки нефтяных пластов и показывающая существенное уменьшение продуктивности скважин при снижении их забойного давления ниже давления насыщения. Относительно определения фатального забойного давления добывающих скважин отметим следующее: если рациональное забойное давление близко к давлению насыщения, не имеет особого значения вид математической формулы, используемой для описания зависимости коэффициента продуктивности от забойного давления; она может быть линейной, показатедь-йсй или какой-либо иней.  [14]

Коэффициент продуктивности скважины это:

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.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М. Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004 .

Смотреть что такое «Коэффициент продуктивности скважины» в других словарях:

коэффициент продуктивности скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN production indexproduction index of wellproductivity index of wellwell flow factorwell productivity factor … Справочник технического переводчика

Удельный коэффициент продуктивности скважины — ► specific productivity factor Коэффициент продуктивности скважины, отнесенный к единице мощности пласта … Нефтегазовая микроэнциклопедия

КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН — показывает количество нефти, которое может быть добыто из скважины в единицу времени при снижении давления на забое скважины на 1 атм или при снижении уровня нефти на 1 м; измеряется в т/сут·ат, м3/сут·ат, или т/сут·м (Жданов, 1&62).… … Геологическая энциклопедия

коэффициент массовой продуктивности — Масса флюида добываемая в день из скважины в расчёте на фунт/кв.дюйм дифференциального давления [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN mass productivity index … Справочник технического переводчика

Продуктивность (нефтедобыча) — Продуктивность  это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. По определению коэффициент продуктивности это отношение дебита скважины к депрессии: где   коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)],   дебит… … Википедия

Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС)  совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… … Википедия

Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… … Энциклопедия инвестора

Бурение — Общая схема буровой установки: 1  буровое долото; 2  УБТ; 3  бурильные трубы; 4  кондуктор; 5  устьевая шахта; 6  противовыбросовое устройства; 7  пол буровой установки; 8  буровой ротор; &  … Википедия

Нефть — Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… … Большая советская энциклопедия

Татнефть — (Тatneft) Компания Татнефть, история создания компании Татнефть Компания Татнефть, история создания компании Татнефть, перспективы развития Содержание Содержание 1. О 2. История в цифрах и фактах 3. Разработка месторождений. и газа Повышение… … Энциклопедия инвестора

Коэффициент продуктивности скважины

Коэффициент продуктивности Водообеспеченность скважин определяется соотношением подземных ресурсов, которые можно привлечь при условии максимального снижения в ней уровня воды, к дебиту водозабора. В процессе использования источника, вокруг него возникает депрессионная воронка поверхности подземных вод, в рамках которой происходит передвижение водных потоков к скважине.

Таким образом, можно сказать, что в питании источника участвуют подземные воды с большой площади водоносного горизонта. Также поступление воды может происходить из открытых водоемов и других водоносных горизонтов. В зависимости от величины понижения воды и местных гидрогеологических условий работающий водозабор могут подпитывать разные источники. Например, если источник воды располагается вблизи реки, при снижении уровня воды в нем происходит пополнение водоносного горизонта грунтовыми водами, при еще большем снижении уровня, начинается всасывание речных вод.

Эксплуатационные характеристики скважины

Ресурсы, привлечение групповым подземным водозабором без снижения качества воды и режима использования в течение предположительного срока, называют эксплуатационными. Их обеспечивают естественные статические динамические ресурсы.

Под естественными запасами подразумевается объем воды, содержащийся в водоносном горизонте. Его изменение происходит в результате сезонных колебаний подземных вод.

При расчете коэффициента эксплуатации скважины, следует учитывать, что естественные запасы определяются распространением, водоотдачей и мощностью водоносных пород. Они зависят от степени интенсивности пополнения водоносного горизонта водой из других таких горизонтов либо атмосферными осадками. Изменение данных ресурсов происходит в зависимости от дренирования водоносного пласта и интенсивности его питания.

Поэтому при проектировании водозабора следует учитывать не только интересующий водоносный пласт, но и объем поверхностных вод, другие водоносные горизонты.

Для определения эксплуатационных ресурсов водозабора используют разные методы расчета. Зависимость дебита источника Q (м3/сут) от параметров притока в него воды отражается уровнями Дюпюи:

Коэффициент продуктивности

Данная формула применима к совершенным скважинам, которые питаются ненаборными грунтовыми водами.
Для источников, питающихся напорными артезианскими водами, справедлива следующая формула:
Коэффициент продуктивности
При этом k — коэффициент фильтрации грунта эксплуатируемого водоносного горизонта, m – мощность водоносного горизонта артезианского типа, Н – мощность водоносного горизонта грунтового типа, R – радиус питания водозабора, S — степень понижение уровня воды от статического, r0 — радиус источника.

Для определения коэффициента эксплуатации скважины используется следующая формула:
Коэффициент продуктивности
При этом Сэ равняется суммарной продолжительности работы водозабора (в скважинно-месяцах), а Сч.д — отвечает суммарному времени действующего фонда источника.

Определение коэффициента продуктивности скважины

Гидродинамические исследования водозаборов предусматривают проведение ряда мероприятий, целью которых является измерение таких параметров источников водоснабжения и пластов, как фильтрационные коэффициенты, продуктивность, пластовое давление, проницаемость, обводненность и пр. Также исследуются особенности околоскваженной зоны.

Коэффициент продуктивности относится к основным гидродинамическим показателям такой системы сообщающихся сосудов, каковой является скважина.

Значение показателя продуктивности источника зависит от мощности и проницаемости пласта, компонентного состава, вязкости, совершенства вскрытия водоносного пласта, загрязненности призабойной зоны, ее физико-химических свойств и др. Также коэффициент продуктивности может меняться в зависимости от изменения свойств призабойной зоны скважины и насыщенности пласта. Численно данный показатель равен соотношению дебита источника к депрессии, которая возникает в забое:

Коэффициент продуктивности

При этом сам коэффициент продуктивности «n» измеряется в м³/(сут*Мпа), дебит скважины Q — в м³/сут, а — Коэффициент продуктивности депрессия, в Мпа.

Пластовое давление в остановленном источнике — Pk. в работающем водозаборе — Pc .

К несовершенной скважине справедливо применить уравнение Дюпюи:
Коэффициент продуктивности
При этом S — скин-фактор.

Коэффициент продуктивности способен изменяться во времени по причине изменения свойств пласта. Поэтому его можно брать за постоянную величину только в ограниченном временном интервале.

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатамгидродинамических исследованийи 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 Коэффициент продуктивностии Коэффициент продуктивностипо квадратичному уравнению: Коэффициент продуктивности

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности Коэффициент продуктивностипо газу связан с фильтрационным коэффициентом Коэффициент продуктивностисоотношением: Коэффициент продуктивности

Уравнение Дюпюи

Уравнение Дюпюиявляется интегральной формойзакона Дарсидля случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине. Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит,продуктивность ) и фильтрационные свойств пласта (гидропроводность,проницаемость).

[Править] Потенциальная продуктивность и гидропроводность

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением: Коэффициент продуктивностигде Коэффициент продуктивности— потенциальнаяпродуктивность [см 3 /сек/атм], которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствиискин-фактора), Коэффициент продуктивности— коэффициент гидропроводности пласта ( Коэффициент продуктивности—проницаемость горной породы[Д], Коэффициент продуктивности— эффективная толщинаколлектора[см], Коэффициент продуктивности-динамическая вязкостьжидкости [сП]), Коэффициент продуктивности—коэффициент объёмного расширения(для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия), Коэффициент продуктивности— 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), Коэффициент продуктивности— радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид: Коэффициент продуктивностигде Коэффициент продуктивности— фактическаяпродуктивность несовершенной скважины, Коэффициент продуктивности—скин-фактор.

Понятие о гидродинамическом совершенстве скважин

В промысловой практике для эффективного планирования и регулирования процесса разработки месторождений необходимо знать потенциальные добывные возможности каждой скважины.

Известно, что установившийся приток несжимаемой жидкости в гидродинамически совершенную скважину описывается формулой Дюпюи:

где Qс — величина притока в пластовых условиях в гидродинамически

совершенную скважину, м3/с;

к — коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования

(проницаемость пласта), м2;

h — эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

Рпл — давление в пласте на контуре питания скважины (пластовое

Рзаб — давление в скважине в интервале продуктивного пласта

(забойное давление), Па;

∆р — величина перепада давления, движущего пластовую

жидкость к забою скважины (депрессия на пласт), Па;

µ — коэффициент динамической вязкости жидкости, Па*с;

Rк — радиус кругового контура питания скважины, м;

Rс — радиус скважины по долоту, м.

Эта формула справедлива для установившегося плоско-радиального притока несжимаемой однофазной жидкости к одиночной скважине, расположенной в центре кругового пласта радиусом Rк. дренирующей открытым забоем однородный пласт по всей его толщине. Важно отметить, что при логарифмическом распределении давления в дренируемом пласте вокруг работающей скважины основная доля перепада давления приходится на зону пласта, примыкающую к забою скважины. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 метров, до стенки скважины радиусом 10 сантиметров, то половина всего перепада давления тратится на продвижение жидкости в пористой среде в зоне вокруг скважины радиусом всего менее шести метров. Для однородного пласта расчет распределения давления между стенкой и контуром питания скважины удобно вести по формуле:

где р(r) — давление в пласте на расстоянии r от центра скважины.

Приведенный пример ярко иллюстрирует тот факт, что призабойная зона играет определяющую роль в притоке жидкости к скважине. Поэтому незначительное ухудшение проницаемости в этой зоне приводит к существенному снижению величины притока в скважину, что равносильно соответствующему снижению ее дебита.

Условия притока жидкости или газа в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне пласта и на боковой поверхности реальных скважин возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линий токов.




Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *