Определение коэффициента продуктивности скважин (стр. 3 из 4)

Наряду с изучением особенностей динамики показателей эксплуатации залежи нефти, с исследованием характера проявления естественного режима и состояния обводненности пластов по площади и разрезу следует выявить характер залегания в пласте, остаточных запасов нефти после первичной разработки залежи нефти.

а б

(рис. 4 Схема нахождения остаточной нефти в пласте)

1 - нефть; 2 - вода; 3 - порода

М. Л. Сургучев показал, что остаточные запасы в пласте могут находиться в виде пленки нефти (рис. 4, а), обволакивающей зерна породы, или в виде скоплений нефти между зернами породы (рис. 4, б), а также в виде непромытых водой линзовидных включений или отдельных пропластков, не охваченных процессом, заводнения.

Состояние остаточной нефтенасыщенности является определяющим для выбора метода повышения нефтеотдачи.

Если остаточная нефтенасыщенность представлена в неохваченных заводнением линзах или пропластках, то хорошие результаты можно получить при использовании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (циклическое заводнение, метод перемены направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости).

Если остаточная нефтенасыщенность представлена пленочной нефтью на поверхности породы, то предпочтительными методами повышения нефтеотдачи могут быть физико-химические (закачка ПАВ, мицеллярные растворы, закачка углекислоты и др.).

2расчетно-практический раздел

2.1 Определение проницаемости призабойной зоны пласта

Основные параметры призабойной зоны скважины – коэффициент гидропроводности , коэффициент подвижности и проницаемость k. Используя результаты исследования нефтяных скважин на установившихся режимах работы, можно рассчитать названные параметры. Для этого воспользуемся уравнением Дюпюи:

где

– Проницаемость призабойной зоны, ;

- толщина пласта; м

- вязкость нефти в пластовых условиях, Па с;

- объемный коэффициент нефти при пластовой температуре:

- радиус контура питания, м;

- приведенный радиус скважины, м.

Уравнение (11) справедливо при

в случае фильтрации необводненной нефти.

Перепишем выражение в виде:

или

где

- коэффициент продуктивности в определенный по результату исследования скважин. Для пересчета в используют следующую формулу:

Коэффициент гидропроводности призабойной зонный газовой скважины рассчитывают по формуле:

Где

– Вязкость газа в пластовых условиях, ;

а – числовой коэффициент, имеющий размерность

и вычисляемый по известному коэффициенту:

Задача. Рассчитать параметры призабойной зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности

Толщина продуктивного пласта h = 7 м; объемный коэффициент нефти при пластовой температуре плотность нефти в пластовых условиях вязкость пластовой нефти радиус контура питания приведенный радиус скважины

Решение. Определяем коэффициент продуктивности по формуле:

Рассчитываем по (14) коэффициент гидропроводности:

Рассчитываем коэффициент подвижности нефти:

Рассчитываем проницаемость призабойной зоны скважины:

2.2 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,