33. Формула Дюпюи для притока жидкости в скважину. Вывод.

Рассмотрим движение несжимаемой жидкости, имеющей вязкость μ, в однородном горизонтальном пласте постоянной толщины h в направлении от контура питания к скважине (рис.3). Давление на контуре питания Р_к, в скважине Р_с. Радиус контура питания r_к, скважины r_с. При постоянной мощности пласта и его однородном строении скорость фильтрации жидкости возрастает, достигая MAX-ма на стенках скважины. Движение жидкости предполагается установившимся плоскорадиальным; закон фильтрации – линейный (dv=f(dP)).

Если СКВ-на гидродинамически несовершенна, то вместо r_c вводят – приведённый радиус., где С=С1+С2. С1-учитывает несовершенство СКВ-ны по степени вскрытия. С2-по характеру вскрытия, S – скин-фактор. Разницу называют депрессией.

34. Исследование нефтяных скважин при установившихся режимах.

У становившийся режим – для определения свойств ОЗП(χ,ε,к). Индикаторную диаграмма Q=f(∆P). Если эксплуатационная скважина обводнена, то строят три индикаторные линии: по жидкости (суммарная), по нефти и по воде. Если вместо забойных давлений замеряют уровни (в глубиннонасосных скважинах), то по вертикальной оси откладывают, значения установившихся динамических уровней или установившуюся разность уровней где установившийся статический уровень при остановке скважины, измеренный от устья скважины; соответственно динамический уровень. С математической точки зрения индикаторная диаграмма нагнетательной скважины является зеркальным отображением индикаторной диаграммы эксплуатационной скважины. Индикаторная диаграмма 1 является прямой – соответствует линейному закону Дарси. Кривая 2 указывает на увеличение продуктивности за счет подключения новых прослоев и уменьшения или снятия сопротивлений в призабойной зоне. Одной из причин появления кривой 2 может быть искажение прямой за счет проведения исследования при неустановившемся притоке. В общем же случае кривые приведенных типов являются вполне нормальными. Кривая 3 влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа. Коэффициент продуктивности определяется выражением: . Формула Дюпюи для опред. притока жид-ти: . К числу факторов имеющих отношение на форму индикаторной диаграммы: 1)нарушение линейного закона фильтрации. 2)уменьшение проницаемости в ОЗП , при уменьшении забойного давления меньше давления насыщения. 3)уменьшение проницаемости вследствие его сжимаемости при уменьшении давления. 4)изменение физических свойств жидкости. 5)изменение рабочей толщины пласта некачественное проведение исследований. Обработка инд-ных диаграмм при нелинейном з-не фильтрации. В этом случае используется двучленная ф-ла притока ∆Р=АQ+ВQ² инд-ная диаграмма выпукла к оси дебита (т.е. кривая 3). Разделим. tgα=B – уклон прямой.

Зная k определяем Е= kh/μ

35. Исследование газовых скважин при установившихся режимах.

И сслед-е СКВ-ин позволяет определить: геом-ие размеры залежи; фильтр-ые параметры пласта и определить добывающие возможности скважины. Исслед-е СКВ-ин начинают с кратковременной её продувки для очистки её от тв. частиц, воды, конденсата. Затем скв. закрывают и измеряют статическоое давление и температуру на устье. открывают скв и изменяя диаметр штуцера меняют дебит скважины от мин-ого до макс. 6-8 точек, фиксируя Р и t при опред-ом Q.Затем исследуют при обратном ходе, уменьшая дебит (2-3 режима).По результатам исследований строят индикаторную диаграмму (кривая 1).

Д ебит СКВ-н приведенный к стандартным условиям . Если инд-ная линия не прямолинейная, то дебит определяется через двучленная формула притока Р²к - Р²с = А * Qат + В * Q²ат . Кривая 2 перестраивается в координатах (Qат; (Рк²-Рс²)/Qат для получения показатеей А и В. tgα=B – уклон прямой . . Зная k определяем коэф. Гидропроводности Е= kh/μ