Файл: Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие.pdf

т/сут • (кгс/см2) путем умножения его на 11,57 К_ |Д — вязкость

Рн

нефти в пластовых условиях в спз; h — эффективная мощность пласта в см; RK— половина среднего расстояния между скважинами в м; гс — радиус забоя скважины (считая по долоту) в м; С — общий коэффициент гидродинамического совершенства скважин; Ьи — объ­ емный коэффициент нефти; р„ — относительная плотность дегази­ рованной нефти.

Определение коэффициента проницаемости по коэффициенту про­ дуктивности возможно лишь в условиях безводной нефти и при

Из формулы коэффициента проницаемости можно найти гидро­ проводность пласта:

Если эффективная мощность пласта известна, то вместо гидро-

kh VV к

проводности — можно определить коэффициент подвижности — ,

которым пользуются в случае, когда неизвестно значение вязкости жидкости в пластовых условиях.

На осповаипп построенной индикаторной линии или найденного коэффициента продуктивности скважины с учетом заданного дебита устанавливается соответствующий режим работы скважины.

Одночленная формула притока жидкости в скважину Q = К Ар, выраженная прямой индикаторной линией, справедлива лишь при линейном законе фильтрации. При отклонении от линейного закона фильтрации получается индикаторная линия, выпуклая к оси деби­ тов. В этих условиях справедлива двучленная формула

Первый член этой формулы выражает потери напора, вызываемые трением жидкости, которые зависят от ее дебита и вязкости. Второй член выражает потери напора, обусловленные инерционными свой­ ствами жидкости, которые зависят от дебита во второй степени и плотности жидкости.

Разделив обе части уравнения притока почленно иа Q, получим

Эта формула может быть выражена индикаторной прямой в коор­

Для построения такой линии в таблицу заносят следующие результаты наблюдений и вычисленные данные: режимы фонтани­ рования; забойное давление рза6 в кгс/см2; депрессию Ар в кгс/см2;

дебит нефти Q в т/сут; значение ^ в кгс • сут/т • см2.

26

Эта прямая отсекает иа оси ординат отрезок А и имеет наклон к оси дебитов. Тангенс угла этого наклона обозначен через В в фор­ муле (III.40).

Значение В находят по координатам двух произвольных точек этой .пинии I и II (при большом расстоянии между крайними точ­

в т/сут; дебит газа Qr в м3/сут; газовый фактор G0 в м3/т; депрессия Ар в кгс/см2; содержание песка Ѳ в %. На основе этих данных иссле­ дования строят в прямоугольной системе координат на общем гра­ фике кривые изменения дебита нефти, газа, газового фактора, про­ цента содержания песка и депрессии в зависимости от диаметра штуцера.

Оптимальный режим работы скважины должен обеспечить огра­ ниченный вынос песка и получение максимально возможного дебита нефти при наименьшем газовом факторе. В случае обводненной нефти ограничивается также содержание воды в добываемой жидкости.

27

6. Исследование фонтанных скважин методом восстановления забойного давления

При этом методе после остановки скважины наблюдают за ско­ ростью восстановления забойного давления. Результаты наблюдений и вычисленные данные заносят в таблицу по следующей форме: точки наблюдений, время t в секундах, lg t, Арзаб в кгс/см2. По полу­ ченным данным строят кривую восстановления давления в полу­ логарифмических координатах Ар и lg t (рис. 12) и определяют наклон і к оси абсцисс (угловой коэффициент) прямолинейного участка этой кривой по двум крайним точкам:

Если масштабы на осях координат взяты произвольно, то гео­ метрическая величина угла а может и не соответствовать найденному

наклону і прямолинейного А р ,к іс /с м г участка кривой.

Путем продолжения прямолинейного участка кривой до пересечения с осью ординат находят дли-

где Q — дебит скважины в см3/с; b — объемный коэффициент нефти; h — эффективная мощность пласта в см.

Из этой формулы может быть найдена гидропроводность пласта:

Из формулы, определяющей значения А, можно найти приведен­

28

циент сжимаемости нефти в см2/кгс; ßn — коэффициент сжимаемости породы в см2/кгс.

Приведенный радиус скважины гп может получиться и больше действительного радиуса в тех случаях, когда в призабойной зоне имеются трещиноватость (естественная или получепная при перфо­ рации) или каверны, образованные путем частичного выноса песка в процессе эксплуатации скважины.

Коэффициент продуктивности скважипы при RK = 100 м опре­ деляется по формуле [4]

Если 7?к =/= 100 м, то в знаменателе этой формулы вместо числа 4

вскобках надо подставить величину десятичного логарифма Лк. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины

(III.48)

Этот коэффициент может в частном случае получиться и больше единицы вследствие увеличения приведенного радиуса скважины сверх фактического по указанным выше причинам.

В некоторых случаях при исследовании скважины методом вос­ становления давления не удается получить на графике в коорди­ натах Ар и lg t прямолинейного участка. Это объясняется влиянием на характер кривой восстановления давления продолжающегося во время остановки скважины притока жидкости под действием упругих пластовых сил. Тогда данные исследования скважины надо обрабатывать дифференциальным или интегральным методом [4].

7. Исследование компрессорных скважин методом установнвшпхся режимов

Компрессорные скважины обычно исследуют способом АзІіИИ, т. е. путем изменения расхода рабочего агента при постоянном про­ тиводавлении на устье.

По данным исследования требуется построить индикаторную кривую, найти уравнение притока, построить регулировочные кри­

абсолютное забойное давление рзаб в кгс/см2; депрессия Ар в кгс/см2; lg (?ф; lg Ар; удельный расход рабочего агента R 0 в м3/т; расчетный дебит нефти Qp в т/сут.

29