Индикаторная диаграмма - скважина
Cтраница 2
Известно [20, 40, 56, 92, 175], что в практике разработки нефтяных месторождений, можно встретить индикаторные диаграмм ы самой различной формы. На рис. 2 приведены индикаторные диаграммы скважин Речицкого и Ви-шанского нефтяных месторождений. Кривая а соответствует линейной зависимости Q / CAp и может быть описана линейным законом фильтрации жидкости ( законом Дарси) в призабойной зоне пласта. Коэффициент К ( коэффициент продуктивности) характеризует добывные возможности скважины - производительность нефтяной ( приемистость нагнетательной) скважины. В общем случае коэффициенты продуктивности и приемистости не равны друг другу. [16]
 |
Зависимость между относительной фазовой проницаемостью для жидкости и функцией. [17] |
Его расчеты связаны с индикаторными диаграммами скважин, эксплуатирующих пласты при режиме растворенного газа. В практике разработки пластов режимом растворенного газа называют тот, при котором пластовое давление ниже давления насыщения жидкости газом и, следовательно, происходит движение газированной смеси. [18]
Рабочий газлифтный клапан в каждой из скважин устанавливают в соответствии с заданным максимально допустимым дебитом нефти в данной скважине. На основании максимального q по индикаторной диаграмме скважины определяют забойное давление. Максимальное рабочее давление ввода газа задают предварительно, исходя из технических возможностей газокомпрессорной станции, на основе проекта разработки месторождения. Изложенные выше методики позволяют рассчитать длину участка ствола от забоя до рабочего клапана, потеря давления вдоль которого равняется разности забойного и рабочего давлений. Считают также, что заранее определено и фиксировано устьевое давление р, которое находят с учетом потерь давления в наземных коммуникациях и штуцерах. При этом используют методы расчета горизонтальных и наклонных трубопроводов, изложенные выше. [19]
В связи с этим после введения соответствующих обозначений решения, полученные в § 4, могут быть использованы при изучении движения газированной жидкости в трещиновато-пористых средах. В частности, из анализа этих решений следует, что индикаторная диаграмма скважины при фильтрации газированной жидкости в трещиновато-пористом пласте имеет выпуклость к оси расходов жидкости. [20]
Для расчета работы газлифтного подъемника с заданным дебитом по жидкости необходимо учитывать давление на забое эксплуатируемой скважины. Подобная корреляция может быть осуществлена с использованием данных об изменении пластового давления в рассматриваемый период разработки коллектора и индикаторной диаграммы скважины, вид которой существенно зависит от характера движения извлекаемого флюида в пласте, т.е. от наличия в фильтрующемся потоке различных фаз. [21]
В некоторых случаях при эксплуатации скважиной стратифицированного коллектора возможно одновременное поступление нефти и воды из различных изолированных друг от друга пропластков. Пластовое давление в водяном пропластке может превышать давление в нефтяном. При этом реально возникновение нежелательной ситуации, когда с ростом забойного давления происходит глушение нефтеносного участка и в дальнейшем проникновение в него пластовой воды. С этой целью строят индикаторные диаграммы скважины отдельно по нефти и воде, а также по суммарной продукции. [22]
Для устранения этих противоречий в теории необходим учет дополнительных физических факторов, на роль которых и были призваны, в частности, деформации пластов. Горное давление на пласт компенсируется как напряжениями пористой матрицы, так и давлением жидкости. Изменение последнего возмущает напряженно-деформированное состояние ( НДС) коллектора и вмещающих его горных пород. Соответствующие деформации пористой матрицы вызывают изменение структуры перового пространства и проницаемости среды. Таким образом, они являются посредником, обеспечивающим косвенную зависимость проницаемости пласта от давления, что и позволяет объяснить нелинейный характер индикаторных диаграмм скважины. [23]
Страницы: 1 2