Как определить приемистость скважины формула

poznayka.org

Практическое занятие № 4. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления, и приемистости нагнетательных скважин

Цель занятия

Основной целью занятия является изучение и решение задач для определения количества воды, необходимой для поддержания пластового давления, и приемистости нагнетательных скважин.

Краткие сведения из теории

^{Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает следующие мероприятия: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.}

^{Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практи­чески не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, желез­ный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуют­ся хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.}

^{Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды би­карбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.}

^{Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.}

^{В ходе аэрации - процесса обогащения воды кислородом воз­духа - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.}

^{При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.}

^{Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.}

^{В отличие от природных сточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает: 1) отстаивание от нефти и газа; 2) унич­тожение микроорганизмов.}

^{Для подготовки сточных вод на промыслах используют схе­мы открытого и закрытого типа.}

Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая составная часть продукции добывающих скважин, которая обусловливает значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.

При разработке нефтяных и газовых месторождений значи­тельные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориенти­ровочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м³ - при площадном заводнении и 2...2,5 м³ - при за­контурном заводнении.

Расчетная часть (решение задач)

Задача 9. Дано: суточная добыча из пласта нефти Q_н = 311,4 т, воды Q_в=104,2 т, газа V_г = 91970 м³; объемный коэффициент нефти b_н = 1,18; коэффициент растворимости газа в нефти α = 7,7 м³/м³МПа; плотность нефти ρ = 863 кг/м³; коэффициент сжимаемости газа z = 0,88; пластовое давление р_пл = 7,45 МПа; пластовая температура Т_пл = 316,3 К; атмосферное давление p_о = 0,1 МПа; проницаемость пласта для воды k = 0,510^-12м²; эффективная мощность пласта h = 10 м; перепад давления нa забое Δр = р_заб — р_пл = 5 МПа; коэффициент гидродинамиче­ского совершенства забоя скважины φ= 0,8; половина расстояния между нагнетательными скважинами R = 400 м; радиус забоя скважины r_с = 0,075 м; вязкость воды μ = 1 мПа·с.

Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем

Q’_н = Q_нb_н / ρ, ( м³.)

Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям,

Объем свободного газа в пластовых условиях

Общая суточная добыча в пластовых условиях составит

V = Q’_н + V_пл + Q_в , ( м³.)

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь воды не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К = 1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):

Q’_в = VK, (м³/сут).

Приемистость нагнетательных скважин составит

, ( м³/с ) или ( м³/сут.)

Следовательно, для закачки потребного количества воды необ­ходимо иметь две нагнетательные скважины.

Задача 10. Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режимом, их требуется привести к одной какой-либо плоскости (первоначальному водонефтяному контакту или уровню моря).

Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам. В первой скважине текущее пластовое давление р'_пл = 30 МПа, этаж нефтеносности, считая от плоскости первоначального водонефтяного контакта до забоя,

h_I=150м; во второй скважине пластовое давление р''_пл =28 МПа и этаж нефтеносности h_II = 200м; в третьей скважине соответственно р'''_пл =26 МПа и h_III=250м. Плотность нефти в пластовых условиях ρ=800 кг/м³. Так как забои всех скважин находятся на структуре выше водонефтяного контакта, то для получения приведенного пластового давления надо к текущему пластовому давлению прибавить давление столба нефти, соответствующему этажу нефтеносности.

Приведенные пластовые давления равны:

для первой скважины

р' = р'_пл +ρgh₁

для второй скважины

р'' = р''_пл +ρgh₁₁

для третьей скважины

р''' = р'''_пл +ρgh₁₁₁

Знание приведенных пластовых давлений дает возможность судить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а следовательно, о возможности добыче нефти из отдельных скважин.

Содержание отчета

1. Цель практического занятия.

2. Краткое описание теоретической части.

3. Решение задач.

4. Результаты вычислений задач.

5. Письменные ответы на контрольные вопросы.

Вопросы для самопроверки

1. Как определяется объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям?

2. Как находим, объем свободного газа в пластовых условиях?

3. Какие методы применяют для подготовки воды, закачиваемых в пласт?

4. Чем отличаются природные воды от сточных вод?

5. Что называется ингибированием?

6. К чему равны приведенные пластовые давления в трех скважинах?

studfile.net

Коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов.

Количество просмотров публикации Коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. - 493

Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис.).

----

При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинœейны по всœей длинœе или на начальном участке.

---

По добывающим скважинам выпуклость индикаторной линии к оси дебитов указывает на уменьшение коэффициента продуктивности скв. с увеличением депрессии на забое. Это должна быть вызвано нарушением линœейного закона фильтрации в прискважинной зоне пласта.

Другой причиной должна быть уменьшение проницаемости коллектора при значительном снижении забойного давления вследствие смыкания трещин.

Выпуклость индикаторных линий к оси давлений должна быть следствием постепенного включения в процесс фильтрации при снижении забойного давления ранее неработающих частей эффективной толщины пластов.

По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

На искривленном участке инд. кривой коэф. продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления.

---

Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скв. при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических условиях.

В геол.-промысловой практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности(приемистости) К_уд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) на 1 м работающей толщины пласта:

К_уд = К/h

------------------------------------------------------------------

Коэф. продуктивности численно равен тангенсу угла α между индикаторной линией и осью перепада давления: К_прод= tq α.

-----------------------------------------------------------------

---

По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оцениваетсяосновная фильтрационная характеристика пласта - коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три базовых свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

---

1. Коэффициент гидропроводности(м⁵/(Н×с) -наиболее ёмкая характеристика продуктивного пласта͵ определяющая его производительность в скважинœе.

где k_пр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;

h - работающая толщина пласта;

m - вязкость жидкости или газа.

---

где k_пр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;

m - вязкость жидкости или газа.

---

3.Коэффициент пьезопроводности(м²/с) характеризуетскорость перераспределœения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).

, (м²/с)

где k_пр - коэффициент проницаемости пласта;

μ – вязкость нефти в пластовых условиях

b* - коэффициент упругоемкости пласта.

Упругоемкость пласта обуславливается сжимаемостью скелœета коллектора и нефти, заполняющей его, и выражается формулой:

b* = k_п bж + bс,

где bж и bс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды, k_п – коэффициент пористости;

---

Одним из базовых факторов, влияющих на форму индикаторных линий, считают нарушение линœейного закона фильтрации. Такое нарушение должна быть следствием несовершенства скважины по характеру, степени или методу вскрытия.

---

Исследования скважин при неустановившихся режимах проводят при использовании данных о замере давления, восстановившегося в остановленной или снижающегося после открытия скважин.

В случае если в скважинœе, длительно эксплуатирующейся при установившемся режиме, мгновенно изменить дебит, то давление в любой точке пласта͵ отстоящей от центра скважины на расстоянии R, начнет изменяться в соответствии с зависимостью:

---

= из лек 7.1. = Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всœего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе).

Замеренное в остановленной скважинœе давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважинœе определяют в период установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к серединœе пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Далее скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового.

При наличии достаточного опыта͵ когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

referatwork.ru

Коэффициент - приемистость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Коэффициент - приемистость

Cтраница 2

Результаты определения коэффициента приемистости приведены па рис. 24 и в таблице к нему. Избыточное давление на устье скважины, при котором раскрылись трещины и началась фильтрация в пласт водного раствора ПАВ, составило, как это отчетливо показано на графике и видно.  [17]

Аналогичная динамика коэффициентов приемистости наблюдается по всем исследованным внутриконтурным и законтурным нагнетательным скважинам. Причем, чем выше проницаемость пласта, тем при меньших абсолютных значениях давления нагнетания более интенсивно возрастают коэффициенты приемистости.  [18]

При определении коэффициента приемистости обычно ограничиваются замером двух значений расходов воды и двух значений давлений на буфере скважины. При этом коэффициент приемистости определяют по упрощенной формуле.  [19]

В действительности значения коэффициентов приемистости, полученные в результате исследования всех скважин, не совпадают, а уменьшаются с уменьшением расхода скважины.  [20]

Только при неравенстве коэффициента приемистости и продуктивности одного и того же пласта могут существовать вогнутые к оси дебита индикаторные линии эксплуатационных скважин.  [21]

Анализ показывает, что коэффициент приемистости при закачке раствора ПАВ на 35 % выше, чем при закачке воды, ( при закачке воды-2 0, при закачке ПАВ-27 м3 / су тки.  [22]

Формула (6.25) позволяет определить коэффициент приемистости через давления на буфере скважины.  [23]

Поданным исследований установлено, что коэффициент приемистости за период закачки воды и раствора ПАВ понизился.  [24]

Промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент приемистости, исключающий влияние давления закачки и пластового давления в период закачки воды составил 3 8 м9 / су тки.  [25]

На рис. 40 показана зависимость коэффициента приемистости т ] от заиливания ПЗП. Кривые на графике а показывают степень снижения коэффициента приемистости от количества занесенного в призабойную зону пласта ила. Снижение приемистости происходит наиболее интенсивно в первое время закачки, в течение которого в ПЗП заносится до 0 5 - 0 6 т ила. Кроме того, степень снижения приемистости ф скважин зависит от ее величины. В последнем случае заносимый в призабойную зону ил размывается по более удаленным зонам пласта и трещинам. Из графика б видно, что с увеличением коэффициента приемистости загрязнение ПЗП илом снижается. Это объясняется тем, что с увеличением трещиноватости коллектора ил размывается по трещинам в глубь пласта. Зависимость значений первичного ( график в) коэффициента приемистости скважин от конечного и сравнение графика с осевой линией О свидетельствуют о загрязнении призабойной зоны пласта, о гидродинамическом несовершенстве скважин и подтверждает вывод о том, что с увеличением естественной приемистости пласта увеличивается загрязнение призабойной зоны.  [26]

В табл. 35 приведено изменение коэффициентов приемистости некоторых нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения в зависимости от давления нагнетания.  [27]

В табл. 28 приведена динамика коэффициентов приемистости некоторых нагнетательных скважин Ромашкинекого месторождения в зависимости от давления нагнетания.  [28]

Эту линию используют для определения коэффициентов удельной приемистости поглощающих пластов, интенсивности поглощения при конкретном избыточном давлении ( 0 1; 0 5 или 1 0 МПа) или других параметров, которые служат критериями при оценке характера поглощения и выборе способа его ликвидации.  [29]

Из-за низкой проницаемости водонасыщенных пластов ( коэффициент приемистости в большинстве случаев изменяется в пределах ( 0 12 - 0 45) 10 - 2 м3 / с МПа) и малых размеров каналов фильтрации жидкости ( преимущественно 0 20 - 0 35 мм) нагнетание изолирующих растворов происходит при повышенных до 8 0 МПа перепадах давления. В этих условиях ограничивается проникновение в призабойную зону проницаемых пород структурированных тампонажных растворов ( глинистых, цементных, гельцементных) вследствие интенсификации процессов их обезвоживания и формирования на стенках скважины глинистых и цементных непроницаемых корок.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Практическое занятие № 4. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления, и приемистости нагнетательных скважин

Цель занятия

Основной целью занятия является изучение и решение задач для определения количества воды, необходимой для поддержания пластового давления, и приемистости нагнетательных скважин.

План практического занятия.

План занятия и порядок его проведения заключается в следующем:

- цель практического занятия;

- краткое описание теоретической части;

- решение задач;

- результаты вычислений задач;

- письменные ответы на вопросы самоконтроля.

Краткие теоретические сведения.

^{Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает следующие мероприятия: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.}

^{Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практи­чески не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, желез­ный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуют­ся хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.}

^{Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды би­карбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.}

^{Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.}

^{В ходе аэрации - процесса обогащения воды кислородом воз­духа - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.}

^{При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.}

^{Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.}

^{В отличие от природных сточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает: 1) отстаивание от нефти и газа; 2) унич­тожение микроорганизмов.}

^{Для подготовки сточных вод на промыслах используют схе­мы открытого и закрытого типа.}

Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая составная часть продукции добывающих скважин, которая обусловливает значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.

При разработке нефтяных и газовых месторождений значи­тельные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориенти­ровочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м³ - при площадном заводнении и 2...2,5 м³ - при за­контурном заводнении.

Задачи для самостоятельного решения.

Задача 9. Дано: суточная добыча из пласта нефти Q_н = 311,4 т, воды Q_в=104,2 т, газа V_г = 91970 м³; объемный коэффициент нефти b_н = 1,18; коэффициент растворимости газа в нефти α = 7,7 м³/м³МПа; плотность нефти ρ = 863 кг/м³; коэффициент сжимаемости газа z = 0,88; пластовое давление р_пл = 7,45 МПа; пластовая температура Т_пл = 316,3 К; атмосферное давление p_о = 0,1 МПа; проницаемость пласта для воды k = 0,510^-12м²; эффективная мощность пласта h = 10 м; перепад давления нa забое Δр = р_заб — р_пл = 5 МПа; коэффициент гидродинамиче­ского совершенства забоя скважины φ= 0,8; половина расстояния между нагнетательными скважинами R = 400 м; радиус забоя скважины r_с = 0,075 м; вязкость воды μ = 1 мПа·с.

Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем

Q’_н = Q_нb_н / ρ, ( м³.)

Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям,

Объем свободного газа в пластовых условиях

Общая суточная добыча в пластовых условиях составит

V = Q’_н + V_пл + Q_в , ( м³.)

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь воды не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К = 1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):

Q’_в = VK, (м³/сут).

Приемистость нагнетательных скважин составит

, ( м³/с ) или ( м³/сут.)

Следовательно, для закачки потребного количества воды необ­ходимо иметь две нагнетательные скважины.

Задача 10. Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режимом, их требуется привести к одной какой-либо плоскости (первоначальному водонефтяному контакту или уровню моря).

Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам. В первой скважине текущее пластовое давление р'_пл = 30 МПа, этаж нефтеносности, считая от плоскости первоначального водонефтяного контакта до забоя,

h_I=150м; во второй скважине пластовое давление р''_пл =28 МПа и этаж нефтеносности h_II = 200м; в третьей скважине соответственно р'''_пл =26 МПа и h_III=250м. Плотность нефти в пластовых условиях ρ=800 кг/м³. Так как забои всех скважин находятся на структуре выше водонефтяного контакта, то для получения приведенного пластового давления надо к текущему пластовому давлению прибавить давление столба нефти, соответствующему этажу нефтеносности.

Приведенные пластовые давления равны:

для первой скважины

р' = р'_пл +ρgh₁

для второй скважины

р'' = р''_пл +ρgh₁₁

для третьей скважины

р''' = р'''_пл +ρgh₁₁₁

Знание приведенных пластовых давлений дает возможность судить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а следовательно, о возможности добыче нефти из отдельных скважин.

Вопросы для самостоятельного контроля.

1. Как определяется объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям?

2. Как находим, объем свободного газа в пластовых условиях?

3. Какие методы применяют для подготовки воды, закачиваемых в пласт?

4. Чем отличаются природные воды от сточных вод?

5. Что называется ингибированием?

6. К чему равны приведенные пластовые давления в трех скважинах?

studfile.net

Продуктивность (нефтедобыча) — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче

По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии:
η=QΔP{\displaystyle \eta ={\frac {Q}{\Delta P}}}
где η{\displaystyle \eta } — коэффициент продуктивности [м³/(с*Па)], Q{\displaystyle Q} — дебит скважины [м³/сек], ΔP=Pk−Pc{\displaystyle \Delta P=P_{k}-P_{c}} — депрессия [Па],
Pk{\displaystyle P_{k}} — пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [Па],
Pc{\displaystyle P_{c}} — забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [Па].

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.

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты a{\displaystyle a} и b{\displaystyle b} по квадратичному уравнению:
Pk2−Pc2=aQ+bQ2{\displaystyle P_{k}^{2}-P_{c}^{2}=aQ+bQ^{2}}

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности η{\displaystyle \eta } по газу связан с фильтрационным коэффициентом a{\displaystyle a} соотношением:
η=2Pka{\displaystyle \eta ={\frac {2P_{k}}{a}}}

Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине. Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины (дебит, продуктивность) и фильтрационные свойств пласта (гидропроводность, проницаемость).

Потенциальная продуктивность и гидропроводность[править | править код]

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:
η0=khμB∗2πln(Rkrc){\displaystyle \eta _{0}={\frac {kh}{\mu B}}*{\frac {2\pi }{\mathrm {ln} \left({\frac {R_{k}}{r_{c}}}\right)}}}
где η0{\displaystyle \eta _{0}} — потенциальная продуктивность [м³/сек/Па], которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
khμ{\displaystyle {\frac {kh}{\mu }}} — коэффициент гидропроводности пласта (k{\displaystyle k} — проницаемость горной породы [м²], h{\displaystyle h} — эффективная толщина коллектора [м], μ{\displaystyle \mu } - динамическая вязкость жидкости [Па*с]),
B{\displaystyle B} — коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия),
Rk{\displaystyle R_{k}} — радиус контура питания (воронки депрессии) [м], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),
rc{\displaystyle r_{c}} — радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [м].

Фактическая продуктивность несовершенной скважины[править | править код]

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид:
η=khμB∗2πln(Rkrc)+S{\displaystyle \eta ={\frac {kh}{\mu B}}*{\frac {2\pi }{\mathrm {ln} \left({\frac {R_{k}}{r_{c}}}\right)+S}}}
где η{\displaystyle \eta } — фактическая продуктивность несовершенной скважины, S{\displaystyle S} — скин-фактор.

• Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. Г. Гиматудинова, 1974.
• Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.

ru.wikipedia.org

Определение радиуса влияния одиночной скважины

neftyaga.ru

Смотрите также

• 
  Перфораторное бурение скважин
• 
  Насос для скважины с защитой от сухого хода
• 
  Подключение насосной станции к скважине
• 
  Инъекционные скважины что это
• 
  Оголовок для скважины фото
• 
  Как пробурить артезианскую скважину
• 
  Абиссинская скважина с ручным насосом
• 
  Как сделать оголовок на скважину своими руками
• 
  Технология направленного горизонтального бурения
• 
  Датчик уровня воды в скважине электронный
• 
  Бурение колодцев в тобольске