Глава 1. Виробничий процес розробки та експлуатації нафтових родовищ 16 страница

Глибина опускання приладів контролюється за показами механічного лічильника або електричного лічильника глибин,

У високодебітних свердловинах до глибинного приладу підвішують вантажну штангу, щоб за рахунок збільшення ваги забезпечити стабільне, без підкидувань, опускання приладу у висхідному потоці флюїдів.

Для недопущення аварійних ситуацій, пов’язаних з пошкодженням броні кабеля або з утворенням петель на дроті, застосовують спеціальне обладнання, що встановлюється між лубрикатором і фонтанною арматурою.

Прямі вимірювання тиску здійснюють свердловинними мано­метрами: а) геліксними (автономними типу МСУ, МГН-2, МГТ- 1, дистанційними типу МГН-5); б) пружинно-поршневими (авто­номними типу МГН-1, МПМ-4 і дистанційними типу МГД-36);

в) дифманометрами (прямої дії ДГМ-4М і компенсаційними “Онега-1”, “Ладога-1”). Діаметр їх корпусу 25...36 мм, верхні межі зміни абсолютного тиску - до 100 МПа, найбільший робочий тиск дифманометрів становить 40 МПа, область робочих температур від -10 до + 400 °С.

Для вимірювання дебітів (витрат) рідини використовують дистанційні дебітоміри (типу РГД-2М, “Кобра-З6Р”, ДГД-6Б, ДГД-8) і витратоміри (типу РГД-3, РГД-4, РГД-5). Діаметр корпусів дебітомірів 26,..42мм, межі вимірювання 5...200 м³/добу, робочий тиск і температура 20...35 МПа та 70...100 °С.

Аналогічно для витратомірів відповідно: 42... 110 мм, 20...3000 м³/добу, 50 МПа, 120 °С. У дебітомІрах використовують пакери парасолькового і ліхтарного типів, які розкриваються за допомогою двигунів, а також абсолютні пакери - їх розкривають, використовуючи насоси. Витратоміри, як правило, є безпакерними. Витратомір “Терек-3” із парасольковим безприводним пакером застосовується для вимірювання витрати гарячої води. Термокондуктивні свердловинні витратоміри (типу СТД-2, СТД-4, СТД-16) застосовуються як індикатори руху рідини, особливо в діапазоні малих швидкостей. Діаметри їх - 16...36 мм, чутливість - 0,5 м³/добу. Ними можна також вимірювати температуру до 80 °С.

В останній час широко використовуються комплексні припади. свердловинні витратам іри-вол огом іри ВРГД-36, “Кобра-ЗбРВ”, дистанційний прилад ДРМТ-3 (для вимірювання тиску до 60 МПа і температури до 180 °С у фонтанних і насосних свердловинах), комплексна апаратура “Погік-5” (для вимірювання тиску до 25 МПа, температури до 100 °С, витрата 6...60 або 15...150 м³/добу і вологості рідини до 100%; діаметр корпусу 40 мм; є локатор суцільності, що забезпечує точне прив’язування даних до розрізу свердловини).

§ 5.4 Гідродинамічні дослідження свердловин на усталених режимах

Мета досчідження - це контроль продуктивності свердловини, вивчення впливу режиму роботи на продуктивність та оцінка фільтраційних параметрів пласта, тобто отримання та оброблення індикаторної діаграми (ліпи) свердловини - залежності її дебіту 0 від депресії тиску До, тобто 0(Др), де депресія тиску Ар = р_т-рв-

Технологія дослідження полягає в безпосередньому вимірюванні дебітів видобувної свердловини Q (або приймальностей нагнітальної свердловини) і відповідних їм значин вибійного тиску р_ь послідовно на кількох (не менше трьох), попередньо забезпечених, усталених режимах роботи. Тривалість стабілізації режиму роботи залежить від фільтраційної характеристики пласта; вона, як правило, оцінюється дослідним шляхом (рядом послідовних вимірювань дебіту <2 до настання сталої величини) і становить від кількох годин до 2..,5 діб.

Дебіт вимірюють на групових вимірних устаткованнях типу “Супутник” або інколи (на необлаштованих площах) за допомогою Індивідуальних вимірних устатковань, які містять трап і вимірну ємність. Дебіт газу вимірюють на вимірних устаткованнях турбінними лічильниками (типу Агат-1), а на індивідуальних вимірних устаткованнях (на виході з трапу) - турбінними лічильниками або з допомогою дифманометрів з дросельними пристроями. Приймальність водонагнІтальних свердловин вимірюють лічильниками або витрато­мірами діафрагмового типу на КНС.

Одночасно визначають газовий фактор і відбирають із викидних ліній (або із вимірних ємностей) проби рідини на обводненісгь І наявність піску. Проби аналізують у лабораторіях.

Пластовий тиск р_т вимірюють у зупинених свердловинах, переважно в період здійснення ремонтних робіт, коли тиск у свердловині стабілізувався, а відтак будують графіки його зміни в часі, екстраполюючи на дату дослідження. Існують й інші методи його визначення (див. нижче).

За результатами дослідження будують індикаторні діаграми (рис. 5.4). Значини масового дебіту в поверхневих умовах перераховують шляхом ділення їх на густину розгазованої рідини,

а значини об’ємного дебіту в поверхневих умовах на пластові умови перераховують з допомогою об’ємного коефіцієнта Ь, перемножуючи виміряну значину об’ємного дебіту на об’ємний коефіцієнт Ь.

^а б

Рисунок 5.4 - Типові Індикаторні діаграми видобувних («) і нагнітальних (б) свердловин

Якщо індикаторна діаграма - пряма лінія (див. рис. 5.4, лінії 1, 10, що спостерігаємо в разі фільтрації однофазної рідини (нафти, води) або водонафгової суміші за законом Дарсі, то як тангенс кута у нахилу лінії до осі депресії тиску визначаємо коефіцієнт продуктивності (приймальності) свердловини:

*8Т = *0=Г-. ⁽⁵⁹⁾

Ар

причому чим більший кут у, тим більший коефіцієнт продуктивності свердловини.

Зазначимо, що для оброблення результатів гідродинамічного дослідження за даним виразом в основному використовують ПЕОМ, чим забезпечується оперативність і висока точність.

Коефіцієнт продуктивності, як відомо, характеризує дебіт свердловини Q за депресії тиску Ар = 1 МПа і записується так:

2лкН

де к, А - коефіцієнт проникності і працююча товщина пласта; ц - динамічний коефіцієнт в’язкості рідини; г_с - радіус зони дренування (умовного контура живлення) пласта і зведений радіус свердловини.

Якщо взяти радіус Я_К таким, що дорівнює середньоарифметичній величині половин відстаней від досліджуваної свердловини до сусідніх свердловин, а г_с рівним радіусу г_сд свердловини по долоту або з урахуванням гідродинамічної недосконалості (з використанням графіків В.І.Щурова чи емпіричних формул або результатів дослідження на неусгалених режимах), то визначимо коефіцієнт гідропровідності пласта

(5.10)

Якщо г_с = г_сд, то гідродинамічна недосконалість свердловини враховується у величині коефіцієнта гідропровідності є.

Якщо динамічний коефіцієнт в’язкості рі відомий за результатами лабораторного дослідження глибинних проб рідини, а товщина пласта А визначена геофізичними або дебітомегричними методами, то знайдемо коефіцієнт проникності пласта:

А

або коефіцієнт провідності кіі чи коефіцієнт рухомості к/ ц.

Індикаторну діаграму в разі припливу в’язкопласгичної нафта показано на рис. 2.7, а (див, § 2.9) і на рис. 5.4, а (лінія 5). Коефіцієнт продуктивності свердловини тоді визначається за формулою:

К₀=—^—, (5.12)

Др-Дро

де Дро - початковий перепад тиску.

У разі викривлення індикаторної діаграми, що не так часто спостерігається, надійність результатів оброблення невисока.

Причинами викривлення індикаторних діаграм видобувних свердловин можна назвати відповідно до ліній на рис. 5.4, а: 2 - за р_в> р_н порушення закону Дарсі (інерційні опори), залежність коефіцієнта проникності (деформації тріщин) від тиску, або за р_а < р_и також виділення газу із нафти (газована нафта); З - порушення лінійного закону Дарсі в разі перевищення критичної депресії тиску (за р_в > р_н), виділення газу з нафти (газована нафта за Ри ^< Рн)', 4 - підключення інших пропластків у роботу (збільшення ефективної товщини пласта; див. також § 2.9), збільшення коефі­цієнта продуктивності свердловини (через винесення кольмату- вальних частинок), перетікання рідини між пластами, неусталені процеси перерозподілу тиску (витрат рідини) в пласті (за малих коефіцієнтів п’єзо провідності пласта), неусталені капілярні ефекти під час руху водонафтової суміші в дрІбнопористому середовищі. Пригадаємо, що опуклі до осі дебіту 2 індикаторні лінії (лінії 2 і 3) можуть пов’язуватися з газонапірним, розчиненого газу, гравіта­ційним і мішаним режимами роботи нафтового пласта.

Викривлення індикаторних діаграм нагнітальних свердловин (див. рис. 5.4, б) можуть бути зумовлені або порушенням закону Дарсі (лінія 2% або деформацією тріщин (лінія ЗО, або одночасно обома причинами.

Слід наголосити, що названі причини здебільшого проявляються разом. Якщо вдасться виділити причину викривлення, то для оброблення індикаторних діаграм потрібно звернутися до відповідних розрахункових формул, які вивчаються в підземній гідрогазомехаиіді і описано в довідниках.

У загальному випадку рівняння припливу можна записати у вигляді степеневої формули

Q ~ К(){р_пл ~ р_в), (5.13)

де Kq (Ар) - коефіцієнт пропорціональносгі як функція депресії ТИСК)' Ар (або точніше, вибійного тиску р_в); п - показник степеня - показник режиму фільтрації (для опуклих до осі Q ліній 1 > п > 0,5, для ввігнутих

- И > І, ДЛЯ Прямих - «== 1 І ⁼ ^0)*

Невідомими можуть бути величини Ко, п, р_т, які обчислюємо з системи трьох рівнянь, яку складаємо згідно з рівнянням (5.13) для будь-яких трьох точок Індикаторної лінії:

Ql ⁼ *0 (Рпл ~ Рв 1)

Ql - ^О^пл ^— Рйі) К (5-14)

£?3 ⁼ ^4>(^пл ^— ^вЗ)

при цьому беремо /То = const n ~ const Рпл ~ const.

Якщо пластовий тиск р_т - відомий, то для інтервалів вимірювання можна встановити залежність К^(Ар).

Фільтрацію можна описати також двочленною формулою:

Ap = AQ+BQ², (5.15)

для графічного чи аналітичного визначення коефіцієнтів фільтраційного опору А та В якої індикаторну лінію перебудовуємо в

пряму в координатах Ар/(У від Q. Тоді А та В знаходимо відповідно як відрізок на осі ординат і як кутовий коефіцієнт прямої, причому А = 1 / Ад, де К₀- коефіцієнт продуктивності свердловини,

У разі припливу пазованої нафти, коли р_в<рн, оброблення даних дослідження здійснюється з використанням функцій Христиановича (див. § 2.3), тобто

			(5.16)

де ^нпл ~^нв = ^н(Аіл)№іл-Я_в) - різниця функцій Христи­ановича; М-н(Рпл) ~ динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти

(за пластового тиску р_т).

Індикаторна діаграма тоді буде прямою лінією в координатах <2 від

(Я_пл -Я_в) або від (Н'_пл-Н'_в).

У разі багатопластового об ’аапа експлуатації за даними дебітометричних досліджень індикаторні діаграми зручніше будувати як залежність О від р_в (рис, 5.5), причому вибійний тиск р_в зводять дня кожного пласта до одної площини порівняння (зведений тиск). За таких координат пластовий тиск можна знайти графічно чи аналітично (див. рис. 5.5) або за формулою:

(5.17)

де коефіцієнт продуктивності К{) визначається Із графіка як тангенс кутаХ,то&го

Рисунок 5.5— Індикаторні діаграми свердловини, ідо розкриває: три (1, П, ІП) пласти, І кожного пласта окремо, які побудовані заданими дослідження на трьох

режимах (рв|, /ьг./'вЗ)

Дебіт свердловини за вибійного тиску р_в=0 називають потенційним дебітом О_и (див. рис. 5.5).

Із рис. 5,5 випливає, що на першому режимі (р_В]) з пластів І і ІП рідина з витратою Д£>і перетікає в пласт П, оскільки р^ъ <р_ві- Зведені пластові тиски в І І Ш пластах рівні {р_т\ =ргілпі). що свідчить про їх гідродинамічний зв’язок (про приналежність до одного покладу). За тангенсами кутів X можна визначити коефіцієнти продуктивності кожного пласта і об’єкта в цілому.

§ 5.5 Гідродинамічні дослідження свердловин і пластів на

неусталених режимах

Мета дослідження - оцінка гідродинамічної досконалості свердловини, фільтраційних параметрів та неоднорідності властивостей пласта за зміною тиску, тобто в отриманні і обробленні кривої зміни тиску в часі.

Технологія дослідження полягає у вимірюванні параметрів роботи свердловини (дебіту або приймальності, тиску) на усталеному режимі, відтак у зміні режиму роботи (дебіту або приймальності) і в подальшому вимірюванні тиску на вибої або на гирлі “збурюючої^-” чи реагуючої свердловин. Вибійний тиск вимірюють протягом не менше ЗО хв. глибинним (свердловинним) абсолютним або диференціальним манометром на усталеному режимі під час експлуатації свердловини, а зміну тиску-до 2...10 год, що встановлюється в ході дослідження.

Можна досліджувати свердловини всіх категорій (видобувні, нагнітальні, спостережні, п’єзометричні). Особливості дослідження зумовлюються способом експлуатації. їх розглянемо у відповідних розділах пізніше.

Теорію дослідження розроблено для умов пружного режиму, коли вибійний тиск р_в >р_н, де р_н - тиск насичення нафти газом. Допускається проводити дослідження видобувних свердловин, коли Рв<Рн> але не більше, ніж на 15%, якщо в районі досліджуваної свердловини р_т > р_н. Базується дослідження на використанні основної формули пружного режиму (2.85).

Основними в цій групі досліджень є методи відновлення (зниження) тиску і гідропрослуховування пласта.

Метод відновлення тиску

Дослідження за цим методом виконують шляхом зупинки свердло­вини і знімання кривої відновлення (зниження) вибійного тиску в часі.

З використанням методу суперпозиції, як відомо з підземної гідрогазомеханіки, основну формулу пружного режиму в даному разі зводять до вигляду:

де Ар ~Рв.(0 -рво - збільшення вибійного тиску в часі І після зупинки свердловини ВІДНОСНО усталеного вибійного тиску рво перед ЇЇ зупинкою (рис. 5.6, а)\ () - усталений дебіт свердловини до зупинки (зведений до пластових умов); к - коефіцієнт п’єзопровідності пласта; /

- тривалість дослідження (після зупинки свердловини).

а

б

Іп /, іп /, 1п /

Експериментальні точки лише через деякий час лягають на пряму лінію відповідно до рівняння (5.19), що пояснюється триваючим припливом рідини у свердловину після її закриття. До цих точок проводять дотичну, тому метод оброблення результатів дослідження називається методом дотичної. Тоді графічно або аналітично

знаходять величину А як відрізок на осі ординат (див. рис. 5.6, б) і

величину і як кутовий коефіцієнт прямої:

і =.4Р.2.-4рі. (5.20)

1п?2 -1пГ|

Можна також відповідно до рівняння (5.19) для двох значин часу ц і

і2 скласти систему рівнянь, з якої обчислити А та і. Доцільно брати

Г]>1(Г³Д^/к і і₂ <(0,1-0,2)Л_к²/к.

Далі обчислюють:

коефіцієнт гідропровідності пласта

Є=- = -Я-_; (5.21)

4л/

коефіцієнт пронкності пласта

комплексний параметр

к е^АП

Л 2,25 ^гс

зведений радіус свердловини, враховуючи, що к = —— {д і Р"

М Р

визначають у лабораторії за пробою рідини і за керном),

25ке~^Л/і; (5.24)

291

коефіцієнт досконалості свердловини за відомих радіуса дренування К_к (див. § 5.4) і радіуса свердловини по долшу?'_сд:

і

1п—

5_С =—1Г> (5-25)

^гс

коефіцієнт продуктивності свердловини

*0 =-?=-. <⁵²⁶)

Іп^

де р* - коефіцієнт об’ємної пружності насиченого пласта.

Часто на графіку Ар- 1п/ виділяються дві або три прямолінійні ділянки (рис. 5.7). Викривлення прямої 1 може спостерігатися: а) за покращення (лінія 2) або погіршення (лінія 3) коефіцієнта проникності і коефіцієнта п’єзопровідності в другій зоні пласта; б) за наявності між двома зонами з однаковими фільтраційними властивостями зони з покрашеними (лінія 4) або з погіршеними (лінія 5) властивостями; в) за заміщення колектора неколектором (лінія 6); г) за наявності зони зі сталим тиском, наприклад, контура живлення пласта (лінія 7). Іншими причинами викривлення прямої може бути наявність зон з різним ступенем проявлення аномальних властивостей нафти, пружної ємності тріщин і проникності пористих блоків у тріщинувато-порис­тому пласті. Обробляючи відповідним чином ці залежності, можна визначити фільтраційні параметри І розміри зон, параметри тріщи- нувато-порисгого пласта.

Рисунок 5.7- Типові криві відновлення тиску в зональнонеоднорщному з двома (а), трьома (б) зонами, які розділені прямолінійною (а, б) І круювою (в) межами, і у тріщинувато-пористому (г) пластах

Тривалий приплив рідини зумовлений немиттєвим закриттям свердловини на гирлі (має бути миттєве закриття на вибої), стис­ненням газованого стовпа рідини у свердловині і підвищенням рівня рідини в неповній свердловині, що відповідає підвищенню вибійного тиску /?_в. Витрату, з якою відбувається тривалий приплив рідини, можна виміряти чутливим свердловинним дебІтоміром або розрахувати за змінами гирлового і затрубного тисків (чи рівнів рідини у свердловині).

Існує близько ЗО методів урахування цього припливу, їх можна поділити на дві групи: диференціальні та інтегральні. У групі диференціальних методів ураховують поточну витрату,

а в групі інтегральних - накопичений об’єм притікаючої рідини, тому останні є точнішими. Ці методи дають змогу збільшувати кількість точок, що лягають на пряму.

Припливом можна знехтувати з похибкою до 1% за умови:

^«0,01, (5.27)

0/

де У(() - накопичений приплив рідини у свердловину за час дослідження і. Для виконання цієї умови в малодебітних свердловинах потрібно очікувати багато часу.

У водонагнітальних свердловинах можна виміряти гирловий тиск р2І?), оскільки вибійний тиск р_в(0 ⁺Я^гр& або використати залежність Др(/)=,Р20~Р2(0> Д^е Р20 ~ усталений гирловий тиск до зупинки; Н - глибина свердловини; р - середня густина вода у свердловині. Тиск на вибої водоналнітальної свердловини до зупинки можна розрахувати за формулою гідростатичного тиску для нерухо­мого стовпа рідини в затрубному просторі або не враховувати втрат тиску на тертя в НКТ. Оброблення результатів здійснюється анало­гічно без урахування додаткового припливу, оскільки він відсутній у повністю заповненій свердловині.

У насосних свердловинах можна досліджувати відновлення рівня рідини, а результати слід обробляти з урахуванням додаткового припливу.

Розроблено також єкспрес-методи дослідження простоюючих свердловин, сугь яких полягає в тому, що зміна тиску в пласті досягається шляхом короткочасного відбирання або нагнітання у свердловину рідини (газу) - “миттєве підливання” (не більше одного об’єму свердловини). Можна також створювати ступін­часту зміну дебіту.

Гідропрослуховування пласта

ВІДМІННІСТЬ цього методу полягає в тому, що в одній свердловині спричиняється збурення тиску (пуск, зупинка свердловини або ступін­часта зміна дебіту), а в іншій або кількох інших, віддалених від неї реагуючих (спостережних або таких, що простоюють) свердловинах фіксується зміна тиску на вибої в часі. Оскільки ці зміни тиску є невеликими, тому їх реєструють дифманометрами або за рівнем рідини у свердловині з використанням п’ізографів, які опускають у сверд­ловину нижче рівня рідини в ній.

Метод дає змогу визначити усереднені параметри пласта між збурювальною і реагуючою свердловинами, а також деякі його неоднорідності.

Існують модифікації методу, які відрізняються за характером спричинених у пласті хвиль тиску (у вигляді імпульсів, гармонійних коливань та ін.)

Для отримання надійних результатів мають бути відсуті сторонні збурення тиску (пуски, зупинки сусідніх свердловин), що складно забезпечити на практиці.

§ 5.6 Встановлення параметрів, які визначають продуктивність нафтових свердловин, та методи її підвищення

За даними дослідження свердловин одержують потрібні відомості для проектування і здійснення процесу розробки покладу, встанов­люють технологічний режим їх роботи або приймають рішення про необхідність підвищення їх продуктивності. Принципи врахування одержуваної інформації під час проектування, аналізу і регулювання розробки нафтового родовища розглянуто в попередніх розділах.

Встановити технологічний режим роботи свердловини - це означає вибрати такі параметри експлуатаційного обладнання (свердловинного піднімача), які забезпечують отримання на поверхні (на дотискній насосній станції або на пункті збирання) заданого дебіту за відповідного вибійного тиску згідно з рівнянням припливу (5.14).

З позицій припливу рідини у свердловину заданий дебіт називають нормою відбору, під якою розуміють максимальний дебіт свердловини, що допускається умовами раціональної екс­плуатації покладу (охорони надр) і забезпечується продук­тивною характеристикою свердловини.

З позицій піднімання продукції на поверхню заданий максимальний дебіт, який можна дістати із свердловини за умови виконання вимог раціональної експлуатації покладу і раціонального використання експлуатаційного обладнання, називають технічною нормою видобутку нафти або оптимальним дебітом.

Значину заданого дебіту або вибійного тиску встановлюють у проекті розробки покладу. Проте в міру подальшого вивчення покладу І зміни умов його розробки виникає погреба уточнити їх.

Технологічний режим робота свердловини визначають за допомогою:

а) індлкаторної діаграми, на яку додатково наносять дані про кількість видобувної води (обводненість), газу (газовий фактор), піску залежно від депресії тиску (або вибійного тиску);

б) регулювальних кривих, які являють собою залежність дебіту та Інших показників робота свердловини від параметрів експлуата­ційного обладнання.

Під час нормування відберу всі свердловини поділяють на дві групи: з обмеженими і необмеженими відборами.

Обмежений дебіт свердловин зумовлюється геолого-техно- логічними і технічними причинами. До гволого-технологічних причин можна віднести такі: а) ступінь стійкості порід проду­ктивного пласта (руйнування пласта і винесення піску); б) наявність підошовної води і верхнього газу (про граничний безводний і безгазовий дебіт див. § 2.5); в) потребу в забезпеченні умови р_в>0,75р,! (див. §2.3); г) необхідність обмеження об’єму видобувної води (див. § 2.4, 2.7, 4.1) і зменшення середнього газового фактора в цілому по пласту (на режимах газонапірному і розчиненого газу); г) необхідність забезпечення рівномірного стягування ВНК і ГНК і попередження проривів води і газу.

Технічними причинами є: а) недостатня механічна міцність обсадної колони і можливе зім’яття її за значного зниження вибійного тиску р_в,

б) обмежена потужність експлуатаційного обладнання (див. § 4,1);

в) мінімальний вибійний тиск фонтанування; г) шкідливий вплив газу на роботу свердловинних насосів та ін. Таким чином геолого- технологічні і технічні причини обмежують значиму вибійного "Піску р_в, який визначає дебіт свердловини.

Необмежений відбір рідини допустимий у свердловинах: а) малодебітних, які експлуатують виснажені пласти з низьким плановим тиском, коли вони достатньо віддалені від ГНК чи НІГ а динамічний рівень рідини знижується до покрівлі чи навіть до підошви продуктивного пласта; б) у дуже обводнених (понад 80%) у разі форсування відбирань (див. § 3.3),

В обох випадках не повинні утворюватися піщані пробки у стовбурі, а також зростати газовий фактор і обводненість продукції. У разі призна­чення необмеженого відбору намагаються досягнути потенційного дебіту свердловини, а обмежуватися дебіт може тільки техніко-техно- логічними можливостями обладнання з піднімання рідини на поверх­ню. Такий відбір призначають, як правило, на пізніх стадіях розробки.

Встановлення доцільності діяння на привибійну зону пласта

У рівнянні припливу (5.14) значила пластового тиску р_т не може регулюватися у кожній конкретній свердловині. Показник степеня п опосередковано залежить від коефіцієнта пропорціональності Якіцо н= 1, то коефіцієнт пропорціональності К 6 чисельно дорівнює коефіцієнту продуктивності

^ _ 2пкк _ 2тге _/слоч

^гс 'с

Коефіцієнт гідропровідносгі є і коефіцієнт проникності к визначаються за даними дослідження на усталених (є_уст і к_у„) і неусталених (є_иеуст і к^^) режимах. Якщо Єу_СТ < є_н^_ст, то необхідно здійснити діяння на привибійну зону пласта з метою збільшення кое­фіцієнта проникності к або розширення працюючої товщини пласта А.

Доцільно для вибору методу діяння використовувати результати пошарового вивчення розрізу дебітометричними, термодина­мічними і геофізичними методами, що дасть змогу виділити вплив коефіцієнта проникності к і товщини /і на величину коефіцієнта гідропровідності £ І оцінити якість розкриття пласта та освоєння свердловини. Визначаючи зведений радіус г₀ оцінюють якість розкриття пласта перфорацією і коефіцієнт досконалості свердловини.

Зменшення величин к, її і г_с, а для аномальних нафт також ріст величини динамічного коефіцієнта ефективної в’язкості, який зале­жить від створеної депресії тиску, зумовлюють додаткові фільтраційні опори у привибійній зоні і, як наслідок, зниження продуктивності свердловини. Ці зміни відносять або до коефіцієнта проникності пласта, або до зведеного радіусу свердловини.

Погіршену зону розглядають також, як тонкий шар (скін), а її вплив на продуктивність свердловини називають скін-ефектом. Ве­личину скін-ефекту можна визначити за формулою В.М. Щелкачова

(5.29)

(5.30)

Ар 1, 2,25 кг

= —--ІП—г—,

2і 2,Л

'с

де 5 - скін-ефект; к, к] - коефіцієнти проникності віддаленої і погір­шеної зон, які визначаються відповідно за формулами (5.22) і (5.11); г_сд - радіус досконалої свердловини по долоту; решту позначень див. у § 5.5.

Дата добавления: 2015-08-29