РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид
Где Q – дебит скважины; k – размерный коэффициент пропорциональности; n – показатель степени, характеризующий режим движения жидкости (фильтрации).
При n = 1 выражение записывается так:
Где Kпр – коэффициент продуктивности скважины, т / (сут 
МПа) (стандартные условия).
Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи
Q = 
(63)
Где k – проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м; h – толщина пласта (работающая), м; µнп – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; rпр – приведенный радиус скважины, м; Rк – радиус контура питания, м.
Из сопоставления (62) и (63) получаем
Kпр = 0,54287 
(64)
Где bн – объемный коэффициент нефти; ρнп – плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3 .
В соответствии с (64) дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:
Q = 0,54287 
(65)
Задача 10.Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения, для следующих условий:
Проницаемость призабойной зоны 0,25 мкм 2 ; толщина пласта 5м, плотность нефти в пластовых условиях 805 кг/м 3 , вязкость нефти в пластовых условиях 2 МПа с; плотность дегазированной нефти 862 кг/м 3 ; радиус контура питания 300м; приведенный радиус скважины 0,01 м; пластовое давление 25 МПа; газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти (объем газа приведен к стандартным условиям) 
( 
)= 78,5 м 3 /м 3 ; давление насыщения при t = 20 0 C 
= 8,48 МПа; пластовая температура 82 0 С; содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях 
= = 0,622, а азота 
= = 0,027.
Решение. Прежде всего, рассчитываем по (41) объемный коэффициент нефти
= 1 + 3,05 
10 -3 
78,5= 1,24.
Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. Для этого воспользуемся формулой (21), переписав ее следующим образом:
= 
– 
.
Приводим заданное газосодержание пластовой нефти к размерностям 
в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (22):
= 
= 84,8 
Таким образом, давления насыщения при 
= 
– 
=11,18 МПа
Рассчитываем по (65) дебит скважины
Q = 
295,3 т/сут.
Расчетный дебит скважины в стандартных условиях составляет 295,3 т/сут.
Источник
Определение дебита нефтяной скважины: формула и методы расчета
Формула расчета дебита нефтяной скважины – нужная вещь в современном мире. Все предприятия, которые добывают нефтепродукты, должны рассчитывать дебит для своих детищ. Многие используют формулу Дюпюи – французского инженера, многие годы посвятившего изучению движения грунтовых вод. Его формула поможет легко понять, стоит ли производительность того или иного источника денег на оборудование скважины.
Что такое дебит нефтяной скважины?
Дебит – объем жидкости, поставляемой через скважину за определенную единицу времени. Многие пренебрегают его расчетам при установке насосного оборудования, но это может оказаться фатально для всей конструкции. Интегральная величина, определяющая количество нефти рассчитывается по нескольким формулам, которые будут приведены ниже.
Дебит часто называют производительностью насоса. Но эта характеристика немного не подходит под определение, так как все свойства насоса имеют свои погрешности. И определенный объем жидкостей, и газов иногда в корне отличается от заявленного.
Изначально этот показатель должен просчитываться для выбора насосного оборудования. Когда вы будете знать, какой производительностью участок, можно будет сразу исключить из выбираемого списка оборудования несколько неподходящих агрегатов.
Обязательно нужно рассчитывать дебит в нефтедобывающей промышленности, так как малопроизводительные участки будут нерентабельны для любого предприятия. И неправильно подобранная насосная установка из-за упущенных расчетов может принести компании убытки, а не предполагаемую со скважины прибыль.
Он обязателен к подсчету на всех типах нефтедобывающих предприятий – даже дебиты близлежащих скважин могут слишком отличаться от новой. Чаще всего, огромная разница лежит в величинах, подставляемых в формулы для подсчета. К примеру, проницаемость пласта может существенно отличаться на километре под землей. При плохой проницаемости, показатель будет получаться меньше, а значит, и прибыльность скважины будет уменьшаться в геометрической прогрессии.
Дебит нефтяной скважины подскажет не только как правильно выбрать оборудование, но и где его установить. Установка новой нефтяной вышки –рискованное дело, так как даже самые умные геологи не могут разгадать тайны земли.
Да, созданы тысячи моделей профессионального оборудования, которое определяет все нужные параметры для бурения новой скважины, но лишь результат, увиденный после этого процесса, сможет показать правильные данные. Исходя из них, и стоит высчитывать прибыльность того или иного участка.
Методы расчета дебитов скважин.
Существует всего несколько методов для подсчета дебита нефтяного местарождения – стандартный и по Дюпюи. Формула человека, который практически всю жизнь занимался изучением этого материала и выведением формулы, гораздо точнее показывает результат, ведь в ней гораздо больше данных для подсчета.
Формула расчета дебита скважин
Для расчетов по стандартной формуле — D = H x V/(Hд – Hст), нужна всего лишь такая информация:
- Высота водного столба;
- Производительность насоса;
- Статический и динамический уровень.
Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень – абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.
Также существует понятие, как оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения. Определяется он, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом. Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р заб=0. Дебит одной скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.
Однако такая формула и сам показатель оптимального дебита применяется не на каждом месторождении. Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин. По указанным причинам, часто приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Это – простейшая формула расчета, которая не сможет с точностью получить правильный результат – будет большая погрешность. Для того чтобы избежать неправильных расчетов и направить себя на получение более точного результата, используют формулу Дюпюи, в которой необходимо взять гораздо больше данных, чем в выше представленной.
Но Дюпюи был не просто умным человеком, но и отличным теоретиком, поэтому он разработал две формулы. Первая – для потенциальной продуктивности и гидропроводности, которые вырабатывают насос и месторождение нефти. Вторая – для неидеального месторождения и насоса, с их фактической продуктивностью.
Рассмотрим первую формулу:
N0 = kh/ub * 2Pi/ln(Rk/rc).
Эта формула для потенциальной производительности включает в себя:
N0 – потенциальная продуктивность;
Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;
B – коэффициент расширения по объему;
Rk – радиус контурного питания;
Rc – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.
Вторая формула имеет такой вид:
N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/rc)+S).
Этой формулой для фактической продуктивности месторождения сейчас пользуются абсолютно все компании, которые бурят нефтяные скважины. В ней поменяны только две переменные:
N – фактическая продуктивность;
S–скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).
В некоторых способах для повышения дебита нефтяных месторождений, применяется технология гидравлического разрыва пластов с полезным ископаемым. Она подразумевается образованием механическим способом трещин в продуктивной породе.
Естественный процесс снижения дебита нефтяных месторождений происходит с показателем в 1-20 процентов в год, исходя из первоначальных данных этого показателя при запуске скважины. Применяемые и описанные выше технологии могу интенсифицировать выработку нефти из скважины.
Периодически может проводиться механическая регулировка дебита нефтяных скважин. Она знаменуется повышением забойного давления, что приводит к снижению уровня добычи и высокому показателю возможностей отдельно взятого месторождения
Для повышения показателей и уровня дебита может применяться также термокислотный метод обработки. С помощью нескольких видов растворов, таких как кислотная жидкость, производится очистка элементов месторождения от смолянистых отложений, соли и других химических компонентов, мешающих качественному и результативному проходу добываемой породы.
Кислотная жидкость изначально проникает в скважину и заполняет площадь перед пластом. Далее производится процесс закрытия задвижки и под давлением кислотный раствор проникает в глубинный пласт. Оставшиеся детали этой жидкости промываются нефтью или водой после продолжения работы по добыче.
Расчет дебита следует проводить периодически для формирования стратегии векторного развития нефтедобывающего предприятия.
Расчет производительности скважины
Источник
Нефтяных и газовых скважин
Виды пластовой энергии. Вскрытие продуктивных пластов бурением. Конструкция забоев скважин. Оборудование устья скважин. Вызов притока из пласта в скважину. Режимы работы пластов. Учет несовершенства скважин.
В зависимости от геологического строения и условий залегания углеводородов залежь обладает различными видами пластовой энергии: энергия напора краевых и подошвенных вод, энергия сжатых газов газовой шапки, энергия растворенного в нефти газа, энергия сжатия (упругих сил) горных пород и пластовой жидкости.
До вскрытия продуктивного пласта скважинами жидкости и газ находятся в нем в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта равновесие нарушается и пластовые флюиды перемещаются к зонам пониженного давления, т. е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется на перемещение флюидов по пласту и на преодоление сопротивлений возникающих при этом перемещении.
Движение жидкости и газа в пласте происходит вследствие разности (перепада) пластового давления Рпл и давления на забое скважины Рзаб .
Разницу между пластовым и забойным давлением ΔР называют депрессией.
Процесс вскрытия продуктивного пласта бурением должен быть проведен таким образом, чтобы сохранить его фильтрационные свойства и не допустить неуправляемого фонтанирования.
Продуктивными пластами называют эксплуатационные объекты в разрезе скважины, предназначенные для извлечения углеводородов, поддержания пластовых давлений и пр.
После сооружения основного ствола скважины до ввода ее в эксплуатацию в интервале залегания продуктивного пласта выполняется ряд технологических процессов, объединяемых понятием заканчивание скважин — создание (бурение) стволов в продуктивном пласте, их исследование, оборудование, гидравлическое сообщение и вызов притока из пласта в скважину. От качества выполнения указанных работ зависит дебит скважины, долговечность и другие эксплуатационные параметры.
Ствол и некоторое пространство вне ствола в интервале продуктивного пласта называют призабойной зоной пласта (ПЗП) или скважины (ПЗС).
Численное значение радиуса ПЗП не конкретизируется. При вскрытии продуктивного пласта бурением эта величина определяется глубиной проникновения в пласт фильтрата бурового раствора (Rпз) в которой коэффициент проницаемости меньше, чем в пласте в естественных условиях .
Технология формирования ствола в интервале продуктивного пласта не должна влиять на эксплуатационные возможности скважины, поэтому бурению продуктивной части разреза скважины придается особое значение.
С момента начала разбуривания продуктивного пласта с ним вступает в контакт буровой раствор. Жидкая фаза раствора фильтруется в проницаемый коллектор в глубь пласта, образуя зону проникновения фильтрата; из твердых частиц в порах и каналах пласта у ствола скважины формируется зона кольматации, а на стенках — корка (рис 4.1).
 |
| Рис. 4.1. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением: 1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — зона кольматации; 4 — зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k,, k2 — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата |
Образования из твердых частиц в той или иной степени препятствуют проникновению фильтрата в проницаемый коллектор.
Основными факторами способствующими проникновению жидкой фазы в пласт является избыточное давление создаваемое столбом бурового раствора, его свойства, продолжительность воздействия, соотношение размеров твердых частиц и каналов порового пространства.
По величине пластового давления коллекторы делят на три группы:
1. С аномально высоким пластовым давлением Рпл > Ргс
2. С давлением близким к гидростатическому Рпл = Ргс
3. с давлением меньшим гидростатического Рпл 4 zпл )
Стандартные технологии бурения предусматривают вскрытие продуктивных пластов первой и второй группы с репрессией на пласт, т.е. созданием на него давления большего, чем давление в пласте.
Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП — 2003) плотность бурового раствора должна предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины превышающее проектное пластовое давление не менее 10 процентов для скважин глубиной до 1200м и 5 процентов в интервале от 1200м до проектной глубины. Допускается большая плотность раствора, но при этом давление столба не должно превышать пластовое 1.5 МПа до глубины 1200м и 2.5 – 3 МПа для более глубоких скважин.
Плотность бурового раствора ρбр выбирают с таким расчетом, чтобы давление на вскрываемый пласт, создаваемое столбом раствора было выше пластового, но меньше давления поглощения Рп : Рпл Рзаб + Рдоп (4.2)
Рдоп – давление необходимое для преодоления сопротивлений, возникающих в результате загрязнения призабойной зоны.
Учитывая, что Рзаб = Нgρ, получаем Рпл — Рдоп = Нgρ (4.3)
Снижение забойного давления достигается уменьшением плотности бурового раствора или понижением его уровня в скважине. Плотность уменьшают заменой бурового раствора высокой плотности на жидкости с меньшей плотностью — вода, нефть, газирование, пены. Уровень снижают поршневанием, глубинными скважинными насосами, нагнетанием газа. Если при этом приток отсутствует или незначительный, прибегают к различным способам воздействия на пласт.
Реализация снижения забойного давления осуществляется через колонну труб, называемых насосно- компрессорными (НКТ), спущенных в скважину и подвешенных в устьевом оборудовании.
 |  |
| Рис.4.8 а. Гладкая труба и муфта к ней | Рис. 4.8 б. Труба с высаженными наружу концами и муфта к ней |
НКТ (рис.4.8) изготавливают бесшовными (цельнотянутыми) из стали нескольких групп прочности наружным диаметром 33 – 114 мм, толщиной стенки от 4 до 7 мм, длиной 5 — 9 м. На концах трубы нарезана трубная резьба, соединяют трубы муфтами. Трубы изготавливают гладкими (одинаковый диаметр по всей длине) и с высаженными наружу концами (утолщением) на котором нарезана резьба.
Снижение уровня жидкости поршневанием в НКТ производится через герметизированное устье с отводами для получаемой продукции. Поршень (рис.4.9) в колонну труб спускают на канате под уровень жидкости. Этот способ осуществляется специальными установками с комплектом устьевого и скважинного оборудования, обеспечивающего герметизацию устья, отвод продукции, исключение поднятия поршня в устьевое оборудование.
 Рис.4.9 Поршень 1.канат, 2.замок, 3.грузовая штанга, 4.шариковый клапан, 5.полый плунжер, 6.манжета. |  Рис.4. 10. Схема замены бурового раствора на воду 1.насос, 2. облегченная жидкость, 3. прием бурового раствора из скважины, 4. устьевая арматура, 5. НКТ. |
Нагнетание газа (чаще всего азота) в колонну труб или межтрубное пространство производят компрессором. Используют также природный газ газовых скважин. Если мощность компрессора и давление газа недостаточно для продавливания через башмак лифтовой колонны, ее оборудуют пусковыми муфтами (отверстиями) или клапанами на расстоянии от устья соответствующего развиваемым величинам давлений.
Используется технология снижения давления на пласт промывкой скважины пенами. Пена представляет собой дисперсную систему газа в жидкости в которую введен пенообразователь. Пенообразователями служат различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Пены, в зависимости от содержания в них газа могут иметь объемную плотность до 600 кг/м 3 .
Величина сил сопротивления движению жидкости в пласте зависит от многих факторов, основными из которых являются вязкость жидкости и размеры поровых каналов, т.е проницаемость.
Чем выше вязкость и ниже проницаемость, тем больше пластовой энергии расходуется на продвижение нефти по пласту. Поэтому для залежей содержащих вязкую нефть и сложенных слабопроницаемыми породами характерны низкие дебиты.
Дополнительные сопротивления движению жидкости создается пузырьками газа, которые выделяются из нефти внутри залежи и закупоривают поровые каналы.
Движение газонефтяной смеси в пластах происходит с большими потерями энергии, чем при движении однородной жидкости, а однородных жидкостей в разрабатываемых нефтяных пластах не бывает.
Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе разработки определяет режим работы (дренирования) залежи.
В зависимости от вида энергии, обуславливающего движение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают режимы напорные или вытеснения (водонапорный и упруговодонапорный, газонапорный) и режимы истощения пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный) (рис. 4.14).
Чаще всего в нефтяных залежах проявляются одновременно различные виды энергии, в этом случае режим называют смешанным.
Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и менять на другие режимы. Режим в большой степени зависит от темпов отбора жидкости и газа, а также искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки.
При водонапорном режиме поступающая в нефтяной пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ, контур нефтеносности непрерывно перемещается к центру и сокращается. Пластовое давление падает медленно, а дебит скважины длительное время остается постоянным (рис.4.11).
 | Рис.4.11 Суммарный отбор, % График кривых разработки залежей с водонапорным режимом: 1 – пластовое давление; 2 – добыча нефти; 3 – газовый фактор; 4 – добыча воды |
Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет забоя всех добывающих скважин, а вместо нефти из них будет извлекаться вода. Но в пласте остается значительное количество не извлеченной нефти. Это связано с тем, что в пласте одновременно движется нефть и имеющая меньшую вязкость вода, которая неизбежно опережает нефть. Кроме того в большинстве случаев нефтесодержащие породы неравномерны по составу и жидкости движутся быстрее в пропластках с более проницаемой породой. Наличие в пластах трещин и участков повышенной проницаемости приводит к непредсказуемому движению жидкости по пласту, приводит к образованию «языков обводненности», что затрудняет планомерную эксплуатацию залежи (рис.4.12).
 |  |
| Рис. 4.12. Схема образования «языков обводнения»: 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – линия обводнения залежи; 4 – скважины. | Рис.4.13 Схема образования «конуса обводнения» |
Интенсивный отбор нефти из скважин способствует прорыву воды к забоям скважин снизу, оставлению линз менее проницаемых пород насыщенных нефтью (рис.4.13).
При упруговодонапорном режиме сжатые пластовые жидкости и породы со снижением давления занимают первоначальные объемы, т.е. жидкость в силу упругости будет расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости вытесняться в скважину в зону наименьшего давления. Этот режим характерен значительным падением пластового давления в начальный период эксплуатации. При постоянном отборе жидкости падение в дальнейшем замедляется.
При газонапорном режиме (режиме газовой шапки) нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.
Режим растворенного газа обусловлен тем, что при понижении давления на забое скважины выделившийся из нефти газ расширяется и двигаясь с большей скоростью чем нефть, частично проталкивает ее, частично увлекает за собой. Пластовое давление снижается очень быстро.
После полного истощения пластовой энергии единственной силой, заставляющей двигаться нефть по пласту, служит сила тяжести самой нефти. Нефть из повышенных зон пласта перетекает и скапливается в пониженных зонах. Режим работы таких пластов называют гравитационным ( гравитация – сила тяжести).
Нефтяная залежь редко работает на каком либо одном режиме в течение всего периода эксплуатации. По мере изменения условий меняются и режимы работы пласта.
Для газоносных пластов основными источниками энергии являются напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа, т.е.режимы вытеснения.
 | Рис.4.14 Типы режимов нефтяного пласта: а) жестководонапорный; б) газонапорный; в) растворенного газа; г) гравитационный |
Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием перепада давления приходящегося на единицу длины пути движения жидкости или газа (градиента давления) и направлена в сторону падения давления, т.е в сторону скважины.
 | Рис. 4.15. Схема плоскорадиального фильтрационного потока. |
Если кровля и подошва продуктивного пласта не проницаемые, толщина его постоянна и строение однородно, то скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости и газа в районе расположения скважины непрерывно возрастает, достигая максимального значения на ее стенках. Жидкости и газы в большинстве случаев имеет радиальное направление и движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважинам непрерывно уменьшается Линии тока направлены по радиусам окружности, центр которых совпадает с центром скважины. (Рис. 4.15). Рост скорости фильтрации обусловлен сокращением площади, через которую двигаются пластовые флюиды, достигающей минимума у стенки скважины. С возрастанием скорости увеличиваются силы сопротивления движению, а следовательно, повышаются затраты энергии на преодоление флюидами единицы пути или, что аналогично, потери давления на единицу длины пути (градиент давления).
Фильтрация – движение жидкости или газа через пористую среду, сопровождающееся отложением или выпадением в пористой среде взвешенных в них твердых частиц.
Производительность добывающих скважин характеризуется их дебитом, т.е. количеством поступающих жидкости и газа в единицу времени.
В настоящее время для оценки дебита (притока) нефтяной скважины при установившемся режиме радиальной фильтрации однородной жидкости используют формулу Дюпюи
(4.4)
Q— дебит скважины, м 3 /с; k – проницаемость пласта, мкм 2 ; h – толщина пласта, м; рпл и рзаб – пластовое и забойное давление, Па; μ – вязкость жидкости, Па·с; Rк – радиус контура питания, м; rс – радиус скважины, м.
Пластовое давление – давление на круговом контуре, имеющим радиус Rк , забойное давление – давление на стенке скважины.
ln – обозначение натурального логарифма, имеющего основание число е=2.71828…. Связь между натуральными и десятичными логарифмами какого либо числа выражается соотношением ln x = 2.3 lq x
В реальных условиях залежи разрабатываются множеством скважин одновременно, поэтому за радиус контура питания Rк берут половину расстояния до следующей скважины.
Дебит скважин пропорционален перепаду давления и обратно пропорционален вязкости нефти.
Чем выше проницаемость пород, больше толщина пласта, депрессия на пласт и отношение радиуса контура питания к радиусу скважины, тем выше дебит скважины;
Чем больше вязкость нефти (жидкости), тем ниже дебит скважины.
Если вместо жидкости к скважине притекает газ, то по условиям формулы (4.4 ) получим расход газа при атмосферном давлении Р
Формула для расчета дебита скважины справедлива только для гидродинамически совершенных скважин.
Гидродинамически совершенной называют скважину, имеющую форму цилиндра с постоянным радиусом и высотой в которую однофазная и не сжимаемая жидкость поступает к открытому забою (препятствия на стенках скважины отсутствуют).
Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока жидкости в гидродинамически совершенную тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линии токов.
 |
| Рис.4.16 . Схема притокав гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта |
Выделяют гидродинамически несовершенные скважины (рис 4.17 ):
— по степени вскрытия, когда скважиной продуктивный пласт вскрыт не на всю толщину (рис б и г) ,
— по характеру вскрытия, когда связь продуктивного пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через искусственные (перфорационные) каналы (в и г).
В производственной практике встречаются также скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия.
 | Рис.4.17 Виды гидродинамического несовершенства скважин |
Несовершенство забоев влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок скважины и снижение дебитов в результате отклонения геометрии течения жидкости от плоскорадиального потока (рис.4.16).
Отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины к дебиту совершенной при прочих равных условиях называют коэффициентом.
Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в знаменатель формулы дебита (5.4) дополнительного сопротивления в виде безразмерного коэффициента С.
Коэффициент С — сумма коэффициентов, учитывающих несовершенство скважины по характеру С1 и степени С2 вскрытия.
На значение коэффициента С влияет число перфорационных отверстий, их диаметр, характер размещения отверстий на поверхности обсадных колонн, глубина каналов в породе, глубина вскрытия продуктивного пласта.
Определяют коэффициент С по экспериментальным графикам или кривым восстановления забойного давления.
Различают скважины гидродинамически несовершенные также по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.
В скважине с перфорированным фильтром существенное влияние оказывает среда перфорации, которая влияет на создание дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов (рис.4.18).
 |
| Рис. 4.18. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины: б — толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорированного канала; k3 — проницаемость породы в зоне вокруг перфорированного канала |
При отсутствии отбора жидкости в скважине устанавливается статический уровень Нст, высота которого соответствует пластовому давлению.
где Н — глубина скважины, h – расстояние от устья до статического уровня.
Если пластовое давление превышает давление столба жидкости, заполнившей скважину, то при открытом устье из скважины жидкость будет переливаться. С отбором жидкости давление на забое становится ниже пластового Рпл и в скважине устанавливается новый уровень, называемый динамическим, который всегда ниже статического.
Зависимость дебита скважины Q от перепада давления ΔР близка к линейной и выражается соотношением:
К – коэффициент продуктивности.
Коэффициентом продуктивности скважин называется отношение дебита скважины к перепаду давления в пласте или количество добываемой жидкости, приходящейся на перепад давления в одну атмосферу в течение суток. (на какую величину возрастает дебит скважины в т/сут при увеличении депрессии на пласт на 0.1 МПа).
Максимальный дебит скважины возможен, когда забойное давление Рзаб равно нулю ( Рзаб = 0). Этот дебит называют потенциальным Qптц.
Отбор жидкости с дебитом равным потенциальному практически не возможен, так как при любом способе извлечения в скважине всегда находится столб извлекаемой жидкости.
1. Какие технологические процессы входят в понятие «заканчиване скважин»
2. Виды пластовой энергии.
3. Что называют депрессией, продуктивным пластом, призабойной зоной,
4. Особенности технологии бурения пластов, содержащих углеводороды,
5. Методы вскрытия продуктивных пластов бурением,
6. Конструкция забоев скважин и предъявляемые к ним требования,
7. Оборудование устья скважин после бурения,
8. Способы гидравлического сообщения продуктивного пласта со скважиной,
9. Режимы работы нефтяных и газовых залежей и их особенности,
10. Технологии вызова притока жидкости и газа из пласта скважину,
11 Учет несовершенства забоев скважины,
12.Основные параметры, влияющие на производительность скважины,
13.Статический и динамический уровень в скважине,
Источник