Воронка депрессии в нефтяной скважине это

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Воронка депрессии в нефтяной скважине это

Cтраница 4

Существенное влияние на закономерности формирования воронки депрессии оказывают процессы перетекания через разделяющие ( обычно глинистые) слои.

Анализ такого влияния обычно осложняется недостаточной ясностью процессов фильтрации РІ глинистых породах, РІ СЃРІСЏР·Рё СЃ чем такие процессы приходится рассматривать РїСЂРё некоторых гипотетических представлениях Рѕ РїСЂРёСЂРѕРґРµ проницаемости Рё емкости разделяющих слоев.  [46]

РџСЂРё СѓРїСЂСѓРіРѕ-водонапорном режиме процесс образования РІРѕСЂРѕРЅРєРё депрессии давления усложняется, поскольку добавляется новый фактор – зависимость глубины РІРѕСЂРѕРЅРєРё депрессии пластового давления РѕС‚ суммарного объема отобранной РёР· пласта жидкости. Чем больше отобрано РёР· пласта жидкости, тем глубже РІРѕСЂРѕРЅРєР° депрессии давления.  [48]

Время, необходимое для достижения воронкой депрессии естественных границ подземного резервуара, назовем первой фазой фильтрации.

По достижении этих границ, если они непроницаемы, начнется падение граничного пластового давления и собственно истощение резервуара.

 [49]

Динамическое пластовое давление ра вдоль контура воронки депрессии меняется в зависимости от изменения ее формы.

РќР° среднем радиусе РІРѕСЂРѕРЅРєРё депрессии или РЅР° радиусе влияния скважины действует только некоторое среднее динамическое давление.  [50]

Р’ безнапорном потоке нестационарный режим формирования РІРѕСЂРѕРЅРєРё депрессии РїСЂРё откачке РёР· совершенной скважины осложняется, РІРѕ-первых, влиянием вертикальных сопротивлений, которые РїСЂРё нестационарном режиме проявляются сильнее РІ СЃРІСЏР·Рё СЃ возникновением вертикальных скоростей фильтрации, направленных РѕС‚ СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕР№ поверхности внутрь пласта ( СЂРёСЃ. 3.13. Р°), Рё, РІРѕ-вторых, замедленным характером гравитационной водоотдачи, связанным СЃ буферным действием капиллярной Р·РѕРЅС‹.  [51]

Заметим, что РїСЂРё крутых формах РІРѕСЂРѕРЅРєРё депрессии, формирующейся вблизи водозаборной скважины, существенно нарушается предпосылка одномерного напряженнодеформированного состояния Рё для расчетов осадки поверхности земли РїСЂРё водоотборе необходимо решать задачу СѓРїСЂСѓРіРѕРіРѕ режима фильтрации СЃ учетом пространственно-деформируемого состояния массива.  [52]

РџСЂРё практических расчетах важно знать распространение РІРѕСЂРѕРЅРєРё депрессии Р·Р° период откачки грунтовых РІРѕРґ, так как размеры РІРѕСЂРѕРЅРєРё постоянно меняются.  [53]

Р РђР”Р�РЈРЎ РџР�РўРђРќР�РЇ РЎРљР’РђР–Р�РќР« РџР Р�ВЕДЕННЫЙ – РїСЂРё асимметричной РІРѕСЂРѕРЅРєРµ депрессии – радиус РєСЂСѓРіРѕРІРѕРіРѕ ( симметричного) контура питания, РїСЂРё котором обеспечивался Р±С‹ фактически наблюдаемый дебит скважины.

Приблизительно может определяться РїРѕ формулам: для ограниченного пласта Rnp РЈ F / СЏ, РіРґРµ F – площадь, ограниченная асимметричным контуром питания, для неограниченного пласта Rnp 1 5РЈР° /, РіРґРµ Р° – коэффициент пьезопроводно-сти, t – время работы скважины. Р РђР”Р�РЈРЎ РџРћР  ЭФФЕКТР�ВНЫЙ – радиус фильтрационных каналов РІ модели пористой среды, которая имеет одинаковые СЃ реальной РіРѕСЂРЅРѕР№ РїРѕСЂРѕРґРѕР№ значения пористости Рё проницаемости.  [54]

Пример карты изобар Рё план-диаграммы.  [55]

Поверхность распределения динамического пластового давления осложнена воронками депрессий, образующихся около эксплуатационных скважин.  [56]

Р’ сводовых нефтегазовых залежах наряду СЃ общей РІРѕСЂРѕРЅРєРѕР№ депрессии давления около каждой скважины образуются РІРѕСЂРѕРЅРєРё поверхностей контактов нефть – газ Рё нефть – РІРѕРґР°.  [57]

Р’РѕСЂРѕРЅРєР° изменения давления РІРѕРєСЂСѓРі добывающей скважины ( РІРѕСЂРѕРЅРєР° депрессии) РІ трещинных коллекторах очень мала, так как высокая проницаемость трещин позволяет получать высокие дебиты РїСЂРё незначительных депрессиях. Для течения нефти РїРѕ трещинам достаточны малые градиенты давления, РЅРѕ РѕРЅРё настолько малы, что РЅРµ РІ состоянии управлять процессами обмена жидкостями между матрицей Рё трещинами.  [58]

Страницы:      1    2    3    4

Источник: https://www.ngpedia.ru/id584318p4.html

Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа. комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов

Воронка депрессии в нефтяной скважине это

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины DРскв.

д, применительно к нагнетательной скважинерепрессией на забое скважины DРскв.д.

В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление DРзаб.д меньше текущего пластового давления DРпл.тек величину депрессии, в нагнетательной скважине DРзаб.н больше DРпл.тек на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости qж и приемистостью W:

Здесь К' и К”—коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 MПа и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине.

Коэффициенты К' и К.” для одной и той же скважины обычно имеют разные значения.

Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента.

Дебит скважины по жидкости qж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:

где kпр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк — радиус условного контура питания скважины: rпр — приведенный радиус скважины; и m,— соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины Rкпринимают равным половине расстояния между скважинами.

Приведенный радиус скважины rпр — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Соответственно : коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов.

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. 86).

При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:

q„ — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Др — депрессия (репрессия) на забое скважины

По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K'') остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент 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) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К' ( К”) на 1 м работающей толщины пласта h:

Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.

Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P2пл – P2заб

где kпр — коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; Тст = 273 К; Тст – (273 – tпл); Pат = 105 Па; m -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Rк – условный радиус контура питания; rпр – приведенный радиус скважины.

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P2пл.тек – Р2заб)/ qг (рис. 87). Уравнение индикаторной линии имеет вид

где А и В— коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).

Коэффициент А численно равен значению (P2пл.тек – Р2заб)/ qг в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.

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

Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Источник: https://studopedia.ru/1_66121_perepadi-davleniya-v-plaste-pri-dobiche-nefti-i-gaza-kompleksnie-pokazateli-filtratsionnoy-harakteristiki-plastov.html

ВашДоктор
Добавить комментарий