Формула продуктивность скважины

Как рассчитать производительность скважины на воду

Вода из водоносного горизонта поступает в обсадную трубу скважины, оттуда она и выкачивается при помощи насоса. Невозможно получить жидкости больше, чем ее способен отдать водоносный слой. Всегда существует некоторый предел, который удается получить из источника за час.

Производительность скважины на воду или ее дебит – это количество жидкости, выделяемое в единицу времени. Обычно эта величина измеряется в кубометрах. С высокой точностью ее значение определить довольно сложно. Для этого требуются специальное оборудование и соответствующие навыки. Обычно буровые компании определяют дебит с определенной степенью приближенности. Это необходимо, чтобы внести значение величины в паспорт.

Интенсивность насыщения водоносных слоев зависит от времени года и климатических особенностей. Поэтому при одной и той же технологии измерения эта величина может меняться.

Динамический и статический уровни

Час спустя после простоя скважины измеряют статический уровень воды. Его суть состоит в том, что пластовое давление жидкости внутри водоносного горизонта и давление водного столба уравновешивают друг друга. При этом появляется равновесие, препятствующее поднятию влаги.

Динамический уровень определяется в период откачивания, когда приток жидкости совпадает с ее оттоком. В процессе откачки водяной столб снижается, но на определенном уровне его падение прекратится. Эта величина может изменяться в зависимости от производительности насосного оборудования. Динамический уровень устанавливается, когда дебит скважины на воду совпадает с производительностью работающего насоса.

Знать эту величину необходимо, чтобы правильно подобрать и установить оборудование. Она также вносится в паспорт скважины. Оба уровня измеряются в метрах от земной поверхности. Чем выше водяной столб, тем эти показатели меньше.

Расчет производительности

Расчет дебита скважины осуществляют приблизительно спустя сутки после завершения бурения. Для этого уровень воды должен стать максимальным. Для вычислений потребуются следующие данные:

глубина скважины;
значение статического и динамического уровней;
расположение фильтровой зоны;
интенсивность водозабора.

Для определения дебита используют формулу:

Dt = V*H_в/(H_дин-H_стат), где

H_дин, H_стат - статический и динамический уровни воды;

V - скорость откачки,

H_в- высота столба.

Этот расчет содержит определенную неточность. В соответствии с ним производительность оборудования и падение водяного столба должны происходить строго пропорционально. На самом деле при возрастании мощности насоса наблюдается значительное падение уровня воды.

Для точности вычислений измерения повторяют. Окончательный дебит определяют по формуле:

D_у = (V₂-V₁)/(h₂-h₁), где

D_у –удельное значение дебита;

V₂-скорость водозабора при повторном измерении;

V₁-интенсивность водозабора при первичном измерении;

h₂,h₁ – разность между динамическим и статическим уровнями при различных исследованиях.

Способы увеличения дебита

Поднять производительность скважины можно попытаться после окончания буровых работ. С этой целью в нее устанавливают насос, поочередно включая и выключая его. В некоторых случаях это помогает извлечь из водоносного слоя остатки бурового раствора и разрушенного известняка. Это наиболее простой способ.

Помимо этого используют следующие методы:

импульсивный;
вибрационный;
пневмоимпульсный;
электрогидравлический удар;
промывку фильтров.

В процессе применения перечисленных способов происходит уменьшение вязкости жидкости, увеличение трещиноватости породы, очищение пор водонесущих пластов. Для малопроницаемых твердых пород предпочитают механические способы. Физические методы больше подходят для улучшения удаления мелкодисперсных частиц из ствола скважины.

www.aqualux-m.ru

Удельный коэффициент - продуктивность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Удельный коэффициент - продуктивность

Cтраница 1

Удельный коэффициент продуктивности определяется как суточный дебит нефтяной скважины, отнесенный к депрессии пластового давления н к эффективной мощности продуктивного горизонта. [1]

Удельный коэффициент продуктивности ( колонка 39) определяют по графикам рис. XXXII. [2]

Зная удельный коэффициент продуктивности скважины или его среднеарифметическое значение по какому-то участку залежи или площади, нетрудно по формуле ( 145) определить среднюю проницаемость. Коэффициент продуктивности скважины определяется одним из рассмотренных в гл. [3]

Зависимость удельного коэффициента продуктивности от проницаемости и геофизических параметров получена многочисленными исследователями по различным районам. [4]

Часто используется удельный коэффициент продуктивности, обозначающий коэффициент продуктивности, отнесенный на 1 м мощности продуктивного пласта. Когда используется термин удельный, это должно быть специально подчеркнуто. [5]

Продуктивность определяется удельным коэффициентом продуктивности. [6]

Различают: 1) удельный коэффициент продуктивности - К. [7]

Промежуточные результаты ( увеличение удельного коэффициента продуктивности в 2 раза) были получены вскрытием на глинистом растворе при положительном дифференциальном давлении и цементированием с селективной изоляцией продуктивного пласта. [8]

Приводятся графики корреляционной зависимости удельных коэффициентов продуктивности от проницаемости пластов, зависимости промыслово-геофизических показателей от пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности пластов. [9]

С учетом значений толщин продуктивного пласта приросты удельного коэффициента продуктивности по нефти ( коэффициент продуктивности, приходящийся на 1м толщины пласта) в скважинах 102 и 387 составили соответственно 0 105 и 0 120 м3 / ( сут МПа м), т.е. являются практически одинаковыми. [10]

При малой относительной глинистости наблюдается большой азброс значений удельного коэффициента продуктивности. Это вязано с преобладающим по сравнению с глинистостью влияния гроения скелета неглинистых и слабоглинистых песчаников на х проницаемость, от которой удельный коэффициент продуктив-ости находится в прямой зависимости: Незначительные вариации ормы, размеров, степени от сортированности и плотности укладки грен скелета вызывают большие изменения коэффициента про-ицаемости. [12]

Нефтяные пласты различаются между собой по средней величине удельного коэффициента продуктивности скважины. [13]

Примем, что дебит скважины в основном определяется удельным коэффициентом продуктивности на единицу эффективной толщины и слабо зависит от эффективной толщины, поскольку последняя изменяется незначительно. Существует минимально допустимый дебит нефти, и, если фактический дебит добывающей скважины ниже минимального экономически допустимого, то ее следует выключать из работы вместе с ее балансовыми и подвижными запасами нефти. Доля таких скважин в общем числе скважин принимается равной их доле в общих балансовых и общих извлекаемых запасах нефти. Дебит нефти добывающей скважины принимается пропорциональным ее коэффициенту продуктивности. Зональная неоднородность нефтяной залежи по дебитам добывающих скважин равна зональной неоднородности по их коэффициентам продуктивности. При выключении из работы малодебитных скважин с дебитом ниже минимального экономически допустимого получается искусственное разрежение сетки скважин. Эмпирическая формула доли теряемых подвижных запасов была получена для ситуации, когда зональную неоднородность нефтяных пластов по продуктивности описывает функция гамма-распределения. [14]

При бурении с промывкой такими растворами сокращается время освоения, увеличиваются удельные коэффициенты продуктивности и удельные дебиты, а также увеличиваются механические скорости при бурении электробуром. [15]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Коэффициент продуктивности скважины

Нужна помощь в написании работы?

Формула радиального притока жидкости к скважине

Из формулы видно, что дебит жидкости q зависит от депрессии , которая является независимым аргументом. Группу постоянных величин, входящих в эти формулы, можно обозначить K. Таким образом, ;тогда дебит будет равен - где q — дебит скважины при стандартных условиях, т/сут; K — коэффициент продуктивности, т/(сут*Па). Формула получила название формулы притока. Из нее видно, что приток линейно зависит от депрессии или при постоянном давлении на контуре от давления на забое скважины. Тогда ; Графическое изображение зависимости называется индикаторной линией. Видно, что индикаторная линия должна быть наклонной прямой с угловым коэффициентом К. Чтобы построить индикаторную линию, необходимо иметь несколько фактических значений дебитов и соответствующие этим дебитам забойные давления. Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению со случаем фильтрации, описываемым линейным законом Дарси. Искривление в сторону оси дебитов объясняется неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков и разными значениями в них пластовых давлений. Зная К, можно определить гидропроводность ε = kh/μ. Для этого надо решить формулу относительно kh/μ. Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии h, а по лабораторным данным μ, можно определить проницаемость k в районе данной скважины. Обычно вместо Rк берут половину среднего или средневзвешенного по углу расстояния до соседних скважин. Для одиночно работающих скважин Rк принимают равным 250—400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации.

Требуется:

1) Определение Кпрод – коэффициент, который показывает насколько измениться дебит скважины при изменении величины депрессии на 1 Па;

2) Кпрод – важнейший показатель для проектирования режима работы скважины и для оценки эффективности проводимого ГТМ;

3) Способы определения Кпрод: при установившихся (Индикаторные диаграммы) и неустановившихся (КВД) режимах;

Поделись с друзьями

students-library.com

Техника и технология гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов (закачек). Коэффициент продуктивности (приемистости) скважины.

Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Р_заб и устьевого Р_у давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Р_заб, дебит нефти Q_н, дебит воды Q_в, дебит газа Q_г, количество механических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента – давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима.

Технология исследования заключается в измерении забойного давления P_забв скважине и соответствующего этому давлению дебита Q, а также величин устьевого Р_у и затрубного давленийP_затр. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик.Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах, при этом для повышения точности один из режимов должен быть с минимально возможным или нулевым дебитом.

Точность исследования зависит не только от точности измерения давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.

Технология проведения исследования определяется способом эксплуатации конкретной скважины, а измерение давлений осуществляется манометрами. Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

Измерение давления осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления. Регистрация давления происходит на специальном бланке в координатах «давление P – время t». Не останавливаясь на преимуществах и недостатках каждого из манометров, отметим, что они должны иметь небольшой диаметр.

После расшифровки бланка глубинного манометра все результаты исследования сводят в таблицу, где указывают все значения показателей в зависимости от режима. В таблицу входят данные по устьевому давлению P_у, затрубному давлению P_затр, забойному давлению P_заб, дебиту жидкости Q_ж и нефти Q_н, обводненностьB, газонасыщенностьG₀. При необходимости помимо этих показателей в таблицу могут включаться и другие.

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), т.е. Q= f (ΔP), Q = f (P_заб).

Рисунок 1 – Индикаторная диаграмма в координатах Q= f (ΔP)

На рисунке 1 представлена типичная индикаторные диаграммы. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирования пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флюидов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от фильтрационных сопротивлений, от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1 – рисунок 1) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

По мере возрастания депрессии прямая может начать искривляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа.

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2 – рисунок 1), характерны, как правило, для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3 – рисунок 1), могут быть получены в следующих случаях увеличения притока при повышении ΔР за счет подключения ранее неработавшихпропластков, трещин и т.п.;самоочисткипризабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;некачественных результатов исследований (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Все индикаторные линии могут быть описаны уравнением следующего вида:

гдеk – коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м³/(сут·МПа), если дебит измеряется в м³/сут, а давление – в МПа, n – показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации.

Данное уравнение называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм на рисунке 1: линейной 1 — показатель степени n = 1; выпуклой к оси дебитов 2 – показатель степени n< 1; вогнутой к оси дебитов 3 – показатель степени n> 1.

При n =1 выражение запишем в виде:

где – коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности является важным технологическим параметром скважины. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный промежуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в уравнении Дюпюи через К_пр. :

Тогда уравнение Дюпюи примет вид:

Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (закачек), технологи которого разработаны как дл фильтрации однородной жидкости при водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой среде газированной жидкости при режиме растворенного газа.

Метод установившихся отборов используется дл изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и, в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации).

где - дебит жидкости в пластовых условиях, см³/с;

- среднее давление на некотором условном круговом контуре с радиусом (пластовое давление), МПа;

- давление на забое скважины, МПа;

- приведенный радиус скважины;

- усредненная фазовая проницаемость пласта для данной жидкости, мкм²;

- эффективна (работающая) толщин пласта, м;

- вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;

- коэффициент гидропроводности пласта, мкм²·м/(мПа·с).

Зависимость (1.1), т. е. , не линейна, так как параметр , , и могут неявно зависеть от . Поэтому параметр , который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости или смеси нефти и воды величина практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимость , т. е. к определению .

Если - существенно переменная величина (фильтрация газированной жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости; многопластовый объект эксплуатации, в котором пластовые давления по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сводится к получению экспериментальной зависимости , но дополняется работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом давления и величинами, которые о него зависят (например, и др.).

Зависимость , графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до её окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.

Теория метода достаточно полно разработана для фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа и газожидкостной смеси.

В результате исследований методом установившихся отборов можно определить только коэффициент продуктивности добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной) ил его зависимость от перепада давления.

Дл установления гидропроводности пласта необходимо независимо оценить и . Значение без существенного ущерба для точносит обычно принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними окружающими.

Приведенный радиус , зависящий одновременно от способа вскрытия пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне скважины в первом приближении можно определить одним из известных аналитических или корреляционных методов (например, методом В.И. Щурова).

Принципиально более точные оценки параметров и можно получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми способами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).

studopedia.net