Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


Коэффициентом продуктивности



Pdf көрінісі
бет73/107
Дата30.11.2023
өлшемі2,71 Mb.
#194349
1   ...   69   70   71   72   73   74   75   76   ...   107
Байланысты:
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs

Коэффициентом продуктивности 
добывающей скважины 
K
называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пла-
стовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту: 


Q
/(
Р
пл
– 
Р
заб
) = 
Q
/∆
Р
. (6.12) 
Если дебит измерять в т/сут (м
3
/сут), а перепад давления в пас-
калях, то размерность коэффициента продуктивности будет 
т/(сут·Па), или м
3
/(сут·Па). Однако величина 
паскаль
чрезмерно 
мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше поль-
зоваться кратными единицами – мегапаскалем (МПа) или килопас-
калем (кПа).
Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным 
индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолиней-
ный участок, который затем переходит в криволинейный, то коэф-
фициент продуктивности определяют только по прямолинейному 


 
131 
участку. Для установления коэффициента продуктивности по кри-
волинейному участку необходимо знать перепад давления, соответ-
ствующий этому коэффициенту. 
По полученному в результате исследования скважины коэффи-
циенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбира-
ют необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям 
этого коэффициента судят об эффективности обработок призабой-
ной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Срав-
нивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после 
обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины. 
Потокометрические методы
– скважинные дебито- и расхо-
дометрические исследования – позволяют выделить в общей тол-
щине пласта работающие интервалы и установить профили притока 
в добывающих и профили поглощения (приемистости) в нагнета-
тельных скважинах. При исследовании в работающую нагнетатель-
ную скважину на электрическом кабеле спускают скважинный при-
бор – расходомер (в добывающую скважину – дебитомер), датчик 
которого подает на поверхность электрический сигнал, соответ-
ствующий расходу жидкости. По данным измерений строят расхо-
до- или дебитограмму, по которым выделяют работающие интерва-
лы, определяют их долевое участие в общем расходе и оценивают 
степень охвата разработкой по толщине пласта. 
Профилем притока или приёмистости называют график зави-
симости количества 
Q
жидкости (газа), поступающей из единицы 
мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины ее за-
легания. Профиль притока жидкости при движении ее вверх по 
стволу скважины называется профилем притока, при движении вниз – 
профилем приёмистости. 
Изучение профилей притока и приёмистости начинается на 
начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периоди-
чески в течение всего срока нахождения ее в составе действующего 
фонда скважин. Дифференциальный профиль строится по расчет-
ным значениям удельного дебита (расхода) 
q
i
с помощью формулы 
q
i
= (
Q
i
max 
– 
Q
i
min 
) / ∆
l
, (6.13) 


 
132 
где 
Q
i
max

Q

min 
– соответственно расход в верхней и нижней точках 
изучаемого интервала глубин, относящихся к глубинам 
l
верх 
и 
l
ниж 
,

l
– величина выбранного интервала, ∆
l

l
ниж
– 
l
верх
. По этому про-
филю определяются расходы жидкости по отдельным участкам 
ствола скважины (рис. 6.16). 
Рис. 6.16. Пример построения профилей притока:
1
– точечные замеры; 
2
– интервал перфорации 


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   69   70   71   72   73   74   75   76   ...   107




©engime.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет