Что характеризует удельный коэффициент продуктивности скважин

Обновлено: 04.07.2024

Продуктивность скважин

ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН (а. well efficiency; н. Sondenleistung, Sondenproduktivitat; ф. rendement des puits; и. productividad de pozo) — характеристика добывающей скважины (нефтяной, газовой, водяной), определяющая отбор пластового флюида при её эксплуатации. Численно оценивается коэффициентом продуктивности, равным отношению дебита скважины к депрессии, создаваемой на её забое (разности пластового и забойного давлений). В практике пользуются также коэффициент удельной продуктивности, учитывающий дебит скважины, приходящийся на единицу мощности пласта (1 м).

Продуктивность зависит от мощности и проницаемости пласта, вязкости, а также компонентного состава пластового флюида, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, способа вскрытия, физико-химических свойств и загрязнённости призабойной зоны. Продуктивность может со временем меняться в зависимости от изменения нефтегазонасыщенности пласта и свойств призабойной зоны скважины. Коэффициент продуктивности определяется при проведении гидродинамических исследований методом установившихся отборов. Используется при составлении проектов разработки месторождений, при определении рационального режима эксплуатации добывающих скважин и подборе необходимого для подъёма жидкости скважинного оборудования.

Дебит нефти или газа

Дебит характеризует устойчивое поступление жидкости или газа в течение длительного времени.
Объём воды, протекающий в единицу времени через поперечное сечение реки или водоносного горизонта, называется расходом воды.
Дебит применяют для измерения объёма воды, получаемого при искусственной откачке воды из колодцев и скважин, в процессе которой подаваемое количество жидкости зависит от способа и интенсивности откачки и понижения её уровня.
Для характеристики производительности водозаборных скважин служит удельный дебит (отнесённый к понижению уровня воды при откачке на 1 м).
Дебит скважины зависит от проницаемости и мощности продуктивного горизонта , условий его питания, распространения и взаимосвязи с другими горизонтами, наличия напора и прочего, а также от условий эксплуатации продуктивного горизонта, степени его вскрытия, понижения уровня нефти или газа при откачке и других факторов.

Различают установившийся и неустановившийся дебит, так как в 1 е время можно получить завышенное значение дебита, особенно если вскрыта нефть, заключающая большое количество газов.
На основе наблюдений за дебита нефтяных скважин строят кривые, показывающие изменения дебита в процессе эксплуатации.
Анализируя эти кривые, определяют промышленные категории запасов нефти.
Этот метод кривых основан на статистическом учёте добычи нефти за определенные периоды времени.
По кривой зависимости дебита от времени с помощью математических расчётов устанавливают коэффициент падения дебита, который служит основой подсчёта запасов нефти по группам скважин и по пласту в целом.

Дебит скважины обязателен к подсчету как для определения параметров насосной установки, так и выбора остального оборудования скважин.

Существует всего методы для подсчета дебита скважин нефтяного месторождения - стандартный и по Дюпюи:

Расчет по стандартной формуле:
D = H x V/(Hд – Hст),
H - Высота водного столба;
V - Производительность насоса;
Hд, Hст - 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.

Оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения определяется, 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 1 й скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.

Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин, поэтому приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Расчет по формуле Дюпюи:

1. Идеальный случай:

N0 – потенциальная продуктивность;
Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;
B – коэффициент расширения по объему;
Pi – Число П = 3,14…;
Rk – радиус контурного питания;
Rc – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.

2. Расчет для фактической продуктивности месторождения:

N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/Rc)+S).
N – фактическая продуктивность;
S – скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).

Коэффициент продуктивности скважин

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

  • количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа.
  • это отношение дебита скважины к депрессии.

Исследование скважин на приток

Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины.
Не менее 4 раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки.
При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления.
Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.
Определяют величину депрессии на пласт.
Депрессия – это разница между пластовым и забойным давлением.
Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта.
Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу).
Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления.
  • установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину
  • определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне
  • отбору глубинных проб нефти
  • измерению давления и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней
  • контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца
  • замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.
  • Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
  • Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
  • Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
  • Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
  • Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.
  • Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений.
  • Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси.
  • Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры.
  • Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей.

Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии:

Q = K(Pпл – Pзаб) n
где К - Коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа].
n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая;
n<1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления;
n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления
Q - Дебит скважины [м³/сут].
ΔP - Депрессия [МПа].
Pпо - Пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа].
Pзаб - Забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

  • коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП),
  • подвижность нефти в ПЗП,
  • гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров

Продуктивность по нефти
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.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

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]

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.  [11]

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]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Коэффициент продуктивности скважины на практике определяется по данным исследования скважин методом пробных откачек. В данной работе предлагается метод на основе теории некорректных задач, который позволяет получить оценку коэффициента продуктивности по КВД.  [1]

Коэффициент продуктивности скважин - количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0 1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного, газа и гравитационный.  [2]

Коэффициент продуктивности скважины по нефти - это ее дебит нефти, поделенный на разность пластового и забойного давлений, то есть на величину депрессии, производимой по разрабатываемым нефтяным пластам. Забойное давление определяется на забое скважины против нефтяных пластов. При условии постоянства или слабой изменяемости пластового давления можно принять, что коэффициент продуктивности равен отношению прироста дебита нефти к приросту депрессии по нефтяным пластам.  [3]

Коэффициент продуктивности скважины определяется по результатам ее исследования. Сущность этого исследования заключается в следующем.  [4]

Коэффициент продуктивности скважины является суммой коэффициентов продуктивности для п блоков.  [5]

Коэффициент продуктивности скважины на практике определяется по данным исследования скважин методом пробных откачек. В данной работе предлагается метод на основе теории некорректных задач, который позволяет получить оценку коэффициента продуктивности по КВД.  [6]

Коэффициент продуктивности скважины - отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит.  [7]

Коэффициенты продуктивности скважин созданы природой, они неслучайны во времени, могут быть постоянными, если их не ухудшают при эксплуатации, но они хаотически распределены ( тоже природой) по скважинам. Хаотически распределены, значит, их изменения от скважины к скважине не подчиняются линейным и гладким закономерностям, а также однообразным колебательным закономерностям; хаотически, значит, по известному значению одной скважины нельзя предсказать неизвестное значение другой соседней скважины; вернее, предсказать можно, но ошибка предсказания будет слишком велика; ясно, что неизвестное значение будет из совокупности значений.  [8]

Коэффициент продуктивности скважины по нефти, К - отношение количества пластовой нефти, поступающей из эксплуатационного объекта в скважину за сутки, к величине депрессии на пласт.  [9]

Коэффициент продуктивности скважины , КСКВ - сумма величин коэффициентов продуктивности скважины по пластовой нефти и пластовой воде.  [10]

Коэффициент продуктивности скважины с понижением давления в пласте непрерывно уменьшается. При больших депрессиях на пласт значения проницаемости для нефти kH, вязкости ( гн и объемного коэффициента Ьп существенно изменяются в пределах призабойной зоны пласта.  [11]

Коэффициент продуктивности скважин I типа гу подробно был исследован в § 5 главы XV. Таким образом, все решение задачи сводится к сравнению к.  [12]

Коэффициентом продуктивности скважины называется отношение дебита скважины к перепаду давления в пласте или количество добываемой жидкости, приходящейся на перепад давления на 1 am в течение суток.  [13]

Фактически коэффициент продуктивности скважин в соответствии с функциональными зависимостями после изменения ее забойного давления устанавливает ае сразу, а в течение некоторого времени ее эксплуатации. Отсюда следует, что при кратковременных исследованиях скважин, продолжительность которых меньше времени релаксации, не может быть установлена зависимость, определяющая отрицательные стороны процесса разработки нефтяных пластов и показывающая существенное уменьшение продуктивности скважин при снижении их забойного давления ниже давления насыщения. Относительно определения фатального забойного давления добывающих скважин отметим следующее: если рациональное забойное давление близко к давлению насыщения, не имеет особого значения вид математической формулы, используемой для описания зависимости коэффициента продуктивности от забойного давления; она может быть линейной, показатедь-йсй или какой-либо иней.  [14]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Фактически коэффициент продуктивности скважины в соответствии с функциональными зависимостями (11.57) - (11.59) после изменения ее забойного давления устанавливают не сразу, а в течение некоторого времени ее эксплуатации.  [17]

Определение коэффициента продуктивности скважины со спуском лифтового манометра производится по достижении относительно устойчивого дебита.  [18]

Снижение коэффициента продуктивности скважины происходит при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения и выделении из нефти газа и твердых частиц ас-фальтенов, смол и парафинов, которые накапливаются в при-забойной зоне пласта и в самой скважине на ее стенках.  [19]

Снижение коэффициента продуктивности скважин по нефти связано с ее разгазированием - с выделением из жидкости ( из нефти) газообразных и твердых частиц, с нарушением первоначальных пластовых условий и выпадением из пластовой воды солей. Правда, выпадение солей в заводненном объеме пластов по линиям ( каналам) движения заканчиваемой воды должно играть положительную роль, поскольку увеличивает фильтрационное сопротивление для воды и тормозит ее холостую прокачку. Отрицательным является отложение солей вместе с парафино-смоло-асфальтеновым осадком в стволе скважины - на ее стенках против нефтяных слоев, дающих нефть.  [20]

Восстановление коэффициента продуктивности скважины с использованием удалителя отложения неорганических солей или солянокислотной обработки ( технология солянокислотных обработок в зависимости от способа эксплуатации скважин, степени поглощения продуктивных пластов и цели обработки приведена в гл. Скважину выдерживают с раствором соляной кислоты в течение двух часов, затем промывают и выводят на режим.  [21]

Снижение коэффициента продуктивности скважины происходит не вдруг, а постепенно, в течение довольно продолжительного времени: по нашей ориентировочной оценке, от одной - двух недель до одного - двух месяцев. Поэтому снижение коэффициента продуктивности бывает трудно обнаружить по результатам кратковременных исследований скважин, например, по методу восстановления давления.  [22]

Требуется определить коэффициент продуктивности скважины , коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, параметр подвижности жидкости и гидропроводность пласта.  [23]

К - коэффициент продуктивности скважины ; л - показатель степени, зависящий от условий притока жидкости в скважину.  [24]

К - коэффициент продуктивности скважины ; я - показатель степени, зависящий от условий притока жидкости в скважину.  [25]

В гидрогеологии коэффициент продуктивности скважин принято называть удельным дебитом скважин.  [26]

Кпрод - коэффициент продуктивности скважины .  [27]

Требуется определить коэффициент продуктивности скважины , если диаметр плунжера насоса Опл 56 мм и площадь его сечения FnfL 24 6 см2 ( см. прил.  [29]

Если известны коэффициент продуктивности скважины К и забойное давление рс, то, измерив дебит Q, можно рассчитать пластовое давление рпл ( l / C) Q pc - Забойное давление можно пересчитать по устьевому ( см. гл. Если величина К не известна, то ее можно определить, исходя из следующих соображений.  [30]

Коэффициент продуктивности скважины

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .

Смотреть что такое "Коэффициент продуктивности скважины" в других словарях:

Удельный коэффициент продуктивности скважины — ► specific productivity factor Коэффициент продуктивности скважины, отнесенный к единице мощности пласта … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Продуктивность (нефтедобыча)

Содержание

Продуктивность по нефти

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.

Продуктивность по газу

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты и по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности по газу связан с фильтрационным коэффициентом соотношением:
" width="" height="" />

Уравнение Дюпюи

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

По уравнению Дюпюи потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением:
<\mu B>*\frac<2\pi><\mathrm\left(\frac\right)>" width="" height="" />

где — потенциальная продуктивность [см 3 /сек/атм], которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
<\mu>" width="" height="" />
— коэффициент гидропроводности пласта ( — проницаемость горной породы [Д], — эффективная толщина коллектора [см], - динамическая вязкость жидкости [сП]),
— коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия),
— радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),
— радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см].

Фактическая продуктивность несовершенной скважины

Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид:
<\mu B>*\frac<2\pi><\mathrm\left(\frac\right)+S>" width="" height="" />

где — фактическая продуктивность несовершенной скважины, — скин-фактор.

Литература

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

Wikimedia Foundation . 2010 .

Смотреть что такое "Продуктивность (нефтедобыча)" в других словарях:

Механизация производства — замена ручных средств труда машинами и механизмами с применением для их действия различных видов энергии, тяги в отраслях материального производства или процессах трудовой деятельности. М. п. охватывает также сферу умственного труда (см … Большая советская энциклопедия

Саудовская Аравия — Королевство Саудовская Аравия (Аль Мамляка аль Арабия ас Саудия). I. Общие сведения С. А. государство на Ю. З. Азии. Занимает около 2/3 Аравийского полуострова и ряд прибрежных островов в Красном море и Персидском заливе … Большая советская энциклопедия

Читайте также: