Величина - коэффициент - продуктивность
Cтраница 3
В разработке нефтяных месторождений самой главной является реальная оптимизация режимов работы скважин, для чего необходимы: исходная информация, математический метод получения решения, технические средства осуществления полученного решения и метод оценки достигнутой эффективности. Но при разработке малопродуктивных нефтяных пластов, когда особенно необходима оптимизация, серьезные трудности возникают в самом начале ее осуществления при получении исходной информации - при определении величины коэффициента продуктивности у пробуренных скважин по методу установившихся отборов, так как очень медленно возникают установившиеся состояния. Преодолению отмеченных трудностей посвящен этот раздел. [31]
Выше было отмечено, что, установив аналитическое выражение зависимости ftnp. Я) и зная закон распределения Я -, можно найти число проектных добывающих скважин с заданным отношением Я геолого-промысловых и геофизических признаков, а затем и величину коэффициента продуктивности / ( пр. [32]
Отсюда следует очень важный вывод: в рассматриваемой ситуации и очень часто в реальности предельное повышение точности моделирования V2 0 и точности вычислений УЗ 0 почти не влияет на точность проектирования. Отсюда также следует практический вывод: чтобы повысить точность проектирования, необходимо коренным образом улучшить исследования скважин, прежде всего, по всем добывающим скважинам надо регулярно определять величину коэффициента продуктивности, а по всем нагнетательным скважинам регулярно определять величину коэффициента приемистости. [33]
На первом этапе проектирования разработки, когда используется информация, взятая по разведочным скважинам и по аналогии с другими, давно разрабатываемыми, месторождениями, проектные скважины различаются своими номерами и координатами. Они представляются: одинаковыми по эффективной толщине и эксплуатируемой площади нефтяных пластов, одинаковыми по начальным геологическим запасам и подвижным запасам нефти, одинаковыми по неравномерности вытеснения нефти, но различными по величине коэффициента продуктивности и по темпу отбора подвижных запасов нефти. Но это различие конкретных проектных скважин по коэффициенту продуктивности пока не конкретизируется, не задается конкретными значениями, которые еще остаются неизвестными, а задается функцией распределения значений, возможностью ( вероятностью) любого значения из заданного спектра значений. [34]
Зависимость удельного коэффициента продуктивности от проницаемости и геофизических параметров получена многочисленными исследователями по различным районам. Практика показала, что они применимы при определении потенциальной величины коэффициента продуктивности, так как они включают в себя основные параметры, определяющие фильтрационную особенность продуктивных пластов. [35]
Достоинство этого показателя неоднородности состоит в том, что при его расчете данные исходной совокупности рассматриваются с учетом их фактического положения на залежи. При этом он не теряет свойства статистической характеристики, поскольку устанавливается на основе всех исходных данных. Смысл оценки правильности принимаемой схематизации заключается в сопоставлении изменяемости величин коэффициентов продуктивности скважин, отстоящих на заданном расстоянии г, характеризуемой vfa и изменяемости всех их значений, в том числе и в более удаленных точках, определяемой vfc, рассчитываемым обычным способом. [36]
Точность при оценке проницаемости трещин имеет значительно большее значение, чем при оценке трещинной пустотности. В самом деле, погрешности в определении пустотности трещин ничтожны по сравнению с величиной общей пустотности и не повлияют на оценку величины объема пустот, занятых углеводородами, или так называемую общую емкость породы. В то же время погрешности определения проницаемости могут существенно исказить величину коэффициента продуктивности скважины, особенно в плотных породах. Следовательно, точность установления проницаемости имеет чрезвычайно важное значение. К сожалению, величина проницаемости, определенная по стандартной методике, совершенно неадекватна истинной величине, поскольку величина замеренной проницаемости зависит главным образом от ориентации трещин в образце относительно направления течения. [37]
Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждения оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения приемистости скважины. Именно с этой целью перед ремонтом проводят комплекс работ называемый обследованием. Он включает в себя определение глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещение в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину. [38]
Формулы ( 1) - ( 6) позволяют определить продолжительность периодов откачки жидкости iQ и накопления tH по заданной индикаторной кривой. Однако на практике часто встречаются случаи, когда зависимость между дебитом и понижением уровня в скважине неизвестна, известны лишь высота статического уровня и дебит при уровне жидкости у приема насоса. Предполагая, что приток происходит по линейному закону, по этим данным можно построить индикаторную кривую и таким образом определить приближенно величину коэффициента продуктивности / Спр. [39]
В разработке нефтяных месторождений самой главной является реальная оптимизация режимов работы скважин. Для чего необходимы: исходная информация, математический метод получения решения, технические средства осуществления полученного решения и метод оценки достигнутой эффективности. Но при разработке малопродуктивных нефтяных пластов, когда особенно необходима оптимизация, серьезные трудности возникают в самом начале ее осуществления при получении исходной информации - при определении величины коэффициента продуктивности у пробуренных скважин по методу установившихся отборов, так как очень медленно возникают установившиеся состояния. Преодолению отмеченных трудностей посвящена данная работа. [40]
Скважины, выбранные для вибровоздействия, предварительно исследуют. Определяют дебит, забойное и пластовое давления, газовый фактор, процент содержания воды, фракционный состав песка, выносимого из пласта, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин. Для нагнетательных скважин достаточно знать только коэффициент приемистости. Сопоставление величин коэффициента продуктивности скважины, определенных до и после обработки скважины, позволяет судить об изменении приемистости прпзабойной зоны. [41]
Эта индикаторная кривая состоит из двух различающихся по режиму фильтрации участков. От начала координат на небольшом участке эта кривая до точки М выражена прямой линией, а далее представлена криволинейным отрезком. На участке прямой линии показатель степени п является постоянной величиной и равен единице; за пределами точки М он делается величиной переменной ( п 1) и далее по мере увеличения депрессии становится все меньше и меньше. В связи с этим величина коэффициента продуктивности, определяемая на криволинейном участке, является правильной лишь для той точки депрессии, для которой она определена; для всякой другой точки она будет иметь иную величину. Поэтому коэффициент продуктивности обычно определяют лишь на прямолинейном участке индикаторной кривой. Прямолинейный участок рассматриваемой индикаторной кривой соответствует начальному периоду притока жидкости к скважине при водонапорном режиме пласта; в этот период приток происходит при небольших снижениях пластового давления и характеризуется ламинарным, линейным режимом фильтрации. [42]
 |
Индикаторная кривая испытания скважины на приток по трем точкам. [43] |
При эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения индикаторная кривая приближается по форме к параболе. Это объясняется тем, что в этих условиях в зоне влияния скважины образуется двухфазный поток. При этом чем больше перепад, тем большую долю занимает газовая фаза. Все это ведет к снижению величины коэффициента продуктивности. [44]
 |
Сопоставление индикаторных. [45] |
Страницы: 1 2 3 4