3.2. Приток жидкости и газа в скважину

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Эту разницу давлений принято называть депрессией. Схема притока в скважину показана на рис. 3.1.

Формула Дюпюи для установившегося плоско-радиального притока несжимаемой жидкости (нефти) в гидродинамически совершенную скважину имеет вид:

q н 	2  k  h   Pк					 Р с			,	(3.1)
			 L n		R	к	
		н			R c		
							

где q_н – объемная скорость (дебит) нефти, м³/с; k – коэффициент проницаемости пласта, м²; h – толщина пласта, м;

μ_н – коэффициент динамической вязкости пластовой нефти, Па·с; Р_к – давление на контуре питания скважины, Па; Р_с – давление на стенке скважины, Па;

R_к – радиус контура питания, м; R_с – радиус скважины, м;

Для приведения дебита жидкости к стандартным условиям пользуются формулой:

q			q ж	,	(3.2)
	ж ст		b ж

где b_ж – объемный коэффициент жидкости.

Пласт

Rк

к

R_c

P_c

h

Рис. 3.1. Схема притока флюидов к скважине

49

Формула Дюпюи для имеет вид:

q	г с т

установившегося плоско-радиального притока газа

 k

 h

  P

2

 Р

2





к

с

,

(3.3)

Р

 z 



Т

п л

 L n



R

к







с т

г

Т с т

rc





где q_{г ст} – объемная скорость (дебит) газа при стандартных условиях, м³/с; z – коэффициент сжимаемости газа при пластовой температуре (Т_пл);

μ_г – коэффициент динамической вязкости газа при пластовых условиях,

Па·с.

Формулы (3.1) и (3.3) справедливы только для гидродинамически совершенной скважины. Гидродинамически совершенной называется скважина, вскрывшая продуктивный пласт полностью, имеющая открытый забой и естественную проницаемость породы пласта вокруг забоя скважины.