s
Sesiya.ru

Дебиты и продуктивность скважин

Информация о работе

Тема
Дебиты и продуктивность скважин
Тип Статьи
Предмет Энергетика
Количество страниц 3
Язык работы Русский язык
Дата загрузки 2015-05-23 00:44:15
Размер файла 37.63 кб
Количество скачиваний 23
Скидка 15%

Поможем подготовить работу любой сложности

Заполнение заявки не обязывает Вас к заказу


Скачать файл с работой

Помогла работа? Поделись ссылкой

Обоснование продуктивности проектных эксплуатационных (газовых) скважин является одной из важнейших задач в теории и практике проектирования разработки газовых месторождений.
Продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности скважины по дебиту пластовой продукции.
Коэффициент продуктивности — это отношение суточного дебита скважины к депрессии, создаваемой на её забое (разности пластового и забойного давлений):

где — коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)], Qг - дебит скважины [м³/сут], - депрессия [МПа], Pпл - пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа], Pзаб - забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].
В практике часто используются коэфф. удельной продуктивности, определяющий коэфф. продуктивности скважины, приходящийся на единицу мощности пласта:

где hгн – газонасыщенная толщина пласта.
Дебит газовой скважины рассчитывается по двухчленной формуле:
( )
где, , ( )
То есть, фильтрационный коэффициент «a» обратно пропорционален работающей толщине пласта, а коэффициент «b» - квадрату работающей толщины пласта.
Дебит скважины при атмосферном давлении на забое скважины называется абсолютно свободным дебитом:

Дебит скважины при атмосферном давлении на устье скважины называется свободным дебитом:

где Рк определяется по формуле §2.4.
Свободный и абсолютно свободный дебиты могут достигать нескольких миллионов кубических метров газа в сутки.
При малых депрессиях коэффициент продуктивности скважины по газу связан с фильтрационным коэффициентом «a» a соотношением:

Для монолитных пластов сеноманских газовых залежей, работающая толщина в значительной степени определяется интервалом перфорации. В табл.3.3. приведены фактических коэффициентов фильтрационного сопротивления для эксплуатационных скважин сеноманских газовых залежей по разрабатываемым месторождениям Западной Сибири.
Таблица 3. 3. Сопоставление фильтрационных коэффициентов разведочных и эксплуатационных скважин

Месторождение Коэффициент «а»,
сут/тыс.м3
(кг/см2)2 Коэффициент «b»,
сут/тыс.м3 (кг/см2) qг, тыс. м3/сут Депрессия на пласт, (кг/см2)
Медвежье 0,30 0,00127 1000 7,0
Уренгойское 0,25 0,00110 1000 5,7
Вынгапуровское 0,08 0,00015 500 0,4
Ямбургское 1,22 0,00148 1500 16,7
Комсомольское 0,20 0,00017 765 1,3
Западно- Таркосалинское 0,26 0,00018 476 0,7
Юбилейное 0,29 0,00057 1010 3,9
Среднее значение 0,37 0,00070 4,5
На рис. 3.4. приведены обобщенные эмпирические зависимости фильтрационных коэффициентов от величины интервала перфорации по основным месторождениям севера Западной Сибири, по которым можно оценить параметры a и b.

Рисунок 3.4. - Изменение фильтрационных коэффициентов в зависимости от перфорированной толщины
Из опыта разработки сеноманских газовых залежей известно, что залежи южной группы месторождений (Вынгапуровское, Губкинское, Западно-Таркосалинское, Комсомольское, Вынгаяхинское) отличаются меньшей глубиной залегания и сравнительно лучшими коллекторными свойствами и продуктивностью. Этот факт подтверждается зависимостями, приведенными на рисунке 3/4. Статистические линии зависимостей продуктивных характеристик залежей от величины интервала перфорации для южной группы месторождений лежат ниже кривых, описывающих те же зависимости по северным месторождениям (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское).

© Copyright 2012-2020, Все права защищены.