Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 [ 123 ] 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238

Важнейшие свойства коэффициентов продуктивности скважины

Коэффициентом продуктивности скважины (сокращенно к. п. с.) называется либо отношение ее дебита к понижению давления на забое, либо отношение дебита к понижению уровня жидкости в скважине.

Сохраним прежние обозначения: G и Q - весовой и объемный дебиты скважины, Лр - понижение забойного давления, р и рс - статическое и динамическое давления на ее забое. и Не - высоты статического и динамического уровней, S - понижение уровня в скважине; к. п. с. будем обозначать буквой Г].

Согласно определению, к. п. с. определяется одной из следующих четырех формул:

Наиболее употребительные размерности к. п. с. таковы:

Щ] = м /сутки ат,

щ] = м /сутки м, щ] = ш Iсутки ат, щ] = т /сутки • м.

(31, XV)

(32, XV)

(33, XV)

(34, XV)

Коэффициент продуктивности скважин численно равен весовому или объемному дебиту скважины на единицу нонижения давления или уровня

в ней

В гидрогеологической практике принято к. п. с. называть удельным дебитом скважин.

Допустим, что в течение определенного промежутка времени состояние забоя и призабойной зоны остается неизменным; спрашивается: можно ли

данном параграфе не учитывается влияние эффекта взаимодействия скважин на свойства их коэффициентов продуктивности. Кроме того, мы ограничимся только упоминанием о том, что если из скважин добывается не только нефть, но и вода и газ, то при подсчете к. п. с. следует учитывать дебит всех трех компонентов; подробности смотреть в цитируемой ниже специальной литературе по исследованию скважин.

5*. Ваэюнейшие свойства коэффициентов продуктивности . . . 389

считать к. п. с. величиной постоянной, не зависящей от величины нонижения давления или понижения уровня?

Величина отношения дебита к понижению давления или уровня в скважине не будет зависеть от величины этого нонижения только в том случае, когда индикаторная линия скважины прямая, т. е. когда дебит прямо пропорционален понижению давления или уровня.

В § 3 данной главы было установлено, что индикаторная линия оказывается прямой при соблюдении пяти условий. Таким образом, при нарушении хотя бы одного из перечисленных там условий индикаторная линия будет кривой и, следовательно, к. и. с. будет меняться с изменением величины нонижения давления или понижения уровня.

Рассмотрим сначала тот случай, когда к. и. с. постоянен.

Если масштабы оси дебитов и оси понижений считать одинаковыми, то тангенс угла наклона прямой индикаторной линии к оси понижений численно будет равен к. и. с. Согласно обозначениям рис. 130, имеем:

Q илиС

r] = tga.

(35, XV)

Здесь к. п. с. обозначается буквой г] без индексов, чтобы подчеркнуть свойство, общее для всех четырех типов к. п. с, определяемых формулами (27, XV)-(30, XV).

В формуле (21, IX) зависимость между дебитом и понижением давления линейная; нри выводе этой формулы предполагалось, что пе-

S илиЛр

Рис. 130. Индикаторная линия нри постоянном коэффициенте нродуктивности скважины.

речисленные выше пять условий соблюдены. Из формулы (21, IX) можем определить величину постоянного для данной скважины коэффициента нродуктивности щ:

27гЬк

(36, XV)

Из формулы (28, IX) аналогичным образом можно было бы определить к. п. с. ?72.

В рассматриваемом случае плоско-радиального движения к. и. с. наиболее сильно зависит от мощности и проницаемости пласта и от вязкости

жидкости; величина отношения

значительно меньше влияет на к. и. с.

Иногда в рассмотрение вводят так называемый удельный к. и. с, равный отношению к. п. с. к мощности пласта; в случае плоско-радиального движения удельный к. п. с, понятно, уже не зависит от мощности пласта.

Соответствующим образом постоянный к. п. с. можно было бы определить и в более сложных случаях притока жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам, когда выполнены упомянутые выше пять условий.

Допустим далее, что в любом случае линейной зависимости дебита от понижения известны два значения объемного дебита Q и Q", соответствующие двум значениям установившегося забойного динамического давления и Рс. Из формулы (27, XV) получим:

Q" = V2{Pk-Pc),

(37, XV) (38, XV)

откуда, вычитая последнее равенство из предпоследнего, имеем:

Q - Q"

(39, XV)

>

Следовательно, в рассматриваемых условиях определение к. п. с. но формулам (27, XV) и (39, XV) дает одни и те же результаты. Из формулы (39, XV) к. п. с. можно определить как отношение изменения величины дебита к соответствующему изменению величины забойного давления.

Перейдем к тем случаям, когда к. п. с. величина неременная, т. е. соответствующая индикаторная линия кривая. Разным нонижениям давления (или уровня) будут соответствовать разные к. и. с. При одинаковом масштабе осей дебита и понижения к. п. с. будут численно равны тангенсам углов наклона хорд к оси понижения: хорды проводятся из начала координат в те точки кривой, которые соответствуют заданным нонижениям. Ясно, что если индикаторные кривые выпуклы, то с увеличением пони-

Рис. 131. Индикаторная линия при коэффициенте продуктивности скважины, уменьшающемся с нонижением забойного давления.

жения давления (или уровня) к. и. с. будут

уменьшаться; если индикаторные линии вогнуты, то к. и. с. будут с увеличением понижения увеличиваться. Случаи вогнутых индикаторных линий нас интересовать не будут, ибо в предыдущем параграфе вогнутые индикаторные кривые были признаны дефектными для неносредственного установления по ним правильного технологического режима работы скважин.

Па рис. 131 изображена выпуклая индикаторная кривая. Согласно только что сделанным замечаниям, к. п. с. щ и соответствующие понижениям