Приток к скважине: диаграмма работы скважины

Қысқаша негізгісі

Модель притока связывает три величины: дебит $q$ , забойное давление $p_{wf}$ и среднее пластовое давление $\bar p$ . Депрессия $\bar p - p_{wf}$ — «движущая сила» притока.
Коэффициент продуктивности $J$ — дебит на единицу депрессии. При однофазном притоке он постоянен, и линия притока на графике «давление — дебит» — прямая с наклоном $-1/J$ .
Давление от пласта до сепаратора расходуется на двух последовательных участках: в пласте (приток) и в подъёмнике (лифт). Скважина работает там, где линия притока пересекает кривую лифта.
Поток сходится к стволу, поэтому значительная часть депрессии тратится в первых метрах вокруг скважины. Отсюда особая роль призабойной зоны и скин-фактора.
Подъёмнику нужно почти одинаковое давление при любом дебите, поэтому при падении пластового давления дебит фонтанной скважины снижается гораздо быстрее давления.
Число добывающих скважин проекта — это плановая добыча, делённая на дебит одной скважины; поэтому продуктивность скважин определяет облик всего проекта.

Негізгі қатынастар

J = \dfrac{q}{\bar p - p_{wf}}

коэффициент продуктивности

p_{wf} = \bar p - \dfrac{q}{J}

линия притока при однофазном притоке

p_{wf} = p_{wh} + \rho g H + K q^2

кривая лифта для жидкости без свободного газа

\textstyle\sum_j q_{w,j} B_w + q_{aq} = q_o B_o

баланс закачки при поддержании давления (пластовые объёмы)

Жиі қателіктер

Путать начальное, среднее пластовое давление и давление на контуре питания: формулы притока с разными давлениями имеют разные постоянные.
Считать, что дебит определяется только пластом: его задаёт пересечение притока с лифтом.
Ожидать, что падение пластового давления на 15 % снизит дебит фонтанной скважины тоже на 15 %.
Сравнивать коэффициенты продуктивности, полученные по нестабилизированным замерам или по разным «пластовым» давлениям.

Сабақтан кейін сіз

назвать три величины, которые связывает модель притока, и различать начальное, среднее пластовое, забойное давление и давление на контуре питания;
объяснить, почему вблизи скважины течение можно считать радиальным и однофазным, и назвать случаи, когда это допущение нарушается;
определить депрессию и коэффициент продуктивности и построить по ним линию притока;
найти рабочую точку скважины на диаграмме работы как пересечение линии притока и кривой лифта и объяснить, как её сдвигает падение пластового давления;
оценить по дебиту одной скважины, сколько добывающих и нагнетательных скважин нужно для плановой добычи.

Модель притока: три величины

Скважина добывает, потому что давление в её стволе ниже, чем в пласте. Флюид движется из области высокого давления в область низкого и сходится к стволу со всех сторон. Чтобы рассчитать, сколько его придёт, связывают три величины — это и есть модель притока (well inflow model):

дебит $q$ — обычно в стандартных условиях, м³/сут;
забойное давление $p_{wf}$ (bottomhole flowing pressure) — давление в работающей скважине против пласта, приведённое к глубине середины интервала перфорации;
пластовое давление — чаще всего среднее давление $\bar p$ в той части пласта, из которой скважина получает флюид, — в её области дренирования.

Разность $\bar p - p_{wf}$ называют депрессией на пласт (drawdown): это «движущая сила» притока. Отношение дебита к депрессии — коэффициент продуктивности (productivity index, PI) — показывает, сколько кубометров в сутки даёт каждый мегапаскаль депрессии.

Коэффициент продуктивности

J = \frac{q}{\bar p - p_{wf}}

мұндағы:

$J$ коэффициент продуктивности, м³/(сут·МПа)
$q$ дебит в стандартных условиях, м³/сут
$\bar p$ среднее пластовое давление в области дренирования, МПа
$p_{wf}$ забойное давление работающей скважины, МПа

Бірліктер: метрические промысловые (м³/сут, МПа); в промысловых единицах — баррели в сутки на psi, 1 STB/(d·psi) = 23,06 м³/(сут·МПа)

Мына жағдайда орындалады

стабилизированный режим: дебит и давления не меняются за время замера;
однофазный приток: у нефтяной скважины забойное давление выше давления насыщения;
оба давления приведены к одной глубине; для разности годятся и абсолютные, и избыточные давления, если они одного вида.

При однофазном притоке $J$ постоянен: удвоив депрессию, получают удвоенный дебит. Он пропорционален гидропроводности пласта $kh/\mu$ и снижается при повреждении призабойной зоны; как его рассчитать по свойствам пласта, показано в уроке Установившийся радиальный приток.

Здесь есть ловушка: «пластовым» называют несколько разных давлений. Формулы притока, записанные через разные давления, отличаются постоянными, поэтому всегда уточняйте, о каком давлении идёт речь.

Какие давления встречаются в расчётах притока

Давление: Начальное пластовое
Обозначение: $p_i$
Что это: давление в пласте до начала разработки
Как определяют: опробователь пластов на кабеле, первое восстановление давления в новой скважине

Давление: Среднее пластовое
Обозначение: $\bar p$
Что это: среднее по объёму давление в области дренирования
Как определяют: по кривой восстановления давления с поправками, по материальному балансу

Давление: На контуре питания
Обозначение: $p_e$
Что это: давление на внешней границе области дренирования
Как определяют: в основном в расчётах; при заводнении близко к давлению посередине между добывающей и нагнетательными скважинами

Давление: Забойное
Обозначение: $p_{wf}$
Что это: давление в работающей скважине против пласта
Как определяют: глубинный манометр, датчик на приёме насоса, пересчёт с устья

Давление: Статическое
Обозначение: $p_{ws}$
Что это: давление в остановленной скважине
Как определяют: замер после остановки; растёт со временем и приближается к пластовому

Давление	Обозначение	Что это	Как определяют
Начальное пластовое	$p_i$	давление в пласте до начала разработки	опробователь пластов на кабеле, первое восстановление давления в новой скважине
Среднее пластовое	$\bar p$	среднее по объёму давление в области дренирования	по кривой восстановления давления с поправками, по материальному балансу
На контуре питания	$p_e$	давление на внешней границе области дренирования	в основном в расчётах; при заводнении близко к давлению посередине между добывающей и нагнетательными скважинами
Забойное	$p_{wf}$	давление в работающей скважине против пласта	глубинный манометр, датчик на приёме насоса, пересчёт с устья
Статическое	$p_{ws}$	давление в остановленной скважине	замер после остановки; растёт со временем и приближается к пластовому

Все давления приводят к одной глубине — обычно к середине интервала перфорации или к принятой для залежи отметке.

Почему приток к скважине считают радиальным

Течение в пласте в целом сложное: пространственное, часто многофазное, и на него влияют не только перепады давления, но и гравитация и капиллярные силы. Такие задачи решают численно, на гидродинамических моделях. Вблизи отдельной скважины картина нередко упрощается до предела: движется одна нефть, к оси ствола по радиусам, и гонит её только перепад давления.

Так бывает, пока давление всюду выше давления насыщения и свободного газа в пласте нет, вода или газ ещё не подошли к скважине, связанная вода неподвижна, а скважина вскрывает пласт на всю толщину. Тогда нефть течёт к стволу горизонтально и со всех сторон — радиально.

Каждая добывающая скважина собирает флюид со своего участка — области дренирования (drainage area). Её размеры и форму задают соседние добывающие и нагнетательные скважины, разломы и границы залежи. Между соседними добывающими скважинами проходят линии раздела потоков: флюид через них не перетекает, и для каждой скважины они работают как непроницаемая граница.

СызбаОбласти дренирования добывающих скважин (схема, не в масштабе). Между соседними скважинами проходят линии раздела потоков, справа блок ограничен разломом. Вблизи каждой скважины поток сходится радиально; круг радиусом

r_e

— условная круговая область той же площади, которой заменяют реальную в формулах притока.

Сходящийся поток — главная особенность радиального притока. Весь дебит проходит через каждую окружность вокруг скважины, а площадь сечения потока $2\pi rh$ к стволу уменьшается. Поэтому скорость фильтрации и градиент давления максимальны у стенки скважины, и значительная часть депрессии расходуется в первых метрах вокруг ствола. Например, у скважины радиусом 0,1 м с круговой областью радиусом 300 м почти треть перепада давления между контуром питания и забоем расходуется в первом метре вокруг ствола, а больше половины — в пределах 10 м. Отсюда особая роль призабойной зоны (Скин-фактор); количественно распределение давления разобрано в уроке Установившийся радиальный приток.

Когда простая картина не работает

забойное давление ниже давления насыщения: у скважины выделяется газ, и линия притока изгибается (Индикаторная кривая притока);
к скважине подтягивается конус воды или газа (Конусообразование воды и газа);
скважина вскрывает часть толщины пласта, наклонная или горизонтальная — поток становится трёхмерным (Несовершенство вскрытия и наклон скважины);
у газовых и высокодебитных скважин к вязким потерям добавляются инерционные (Приток при высоких дебитах: нелинейная фильтрация).

Путь флюида: где расходуется давление

От пласта до сепаратора давление падает от $\bar p$ до давления в сепараторе $p_{sep}$ . Эта разность — весь «бюджет» давления, которым располагает фонтанирующая скважина. По пути он расходуется:

в пласте и призабойной зоне — на фильтрацию к стволу и дополнительное сопротивление повреждённой зоны и перфорационных каналов; эти потери пропорциональны дебиту и образуют линию притока;
в подъёмнике — на удержание веса столба флюида в насосно-компрессорных трубах (НКТ), почти не зависящее от дебита, и на трение, растущее примерно как квадрат дебита; они образуют кривую лифта;
на поверхности — на штуцере, в выкидной линии и в сепарационной установке; при расчёте на забое их учитывают через давление на устье.

Для расчёта систему удобно разделить на две последовательные части: пласт, который отдаёт флюид в скважину, и подъёмник, который поднимает его на поверхность. Их разделяет забойное давление $p_{wf}$ . Пласт даёт тем больший дебит, чем ниже $p_{wf}$ ; подъёмнику, наоборот, для большего дебита нужно большее $p_{wf}$ . Скважина сама приходит к забойному давлению, при котором пласт отдаёт ровно столько, сколько подъёмник способен поднять.

Аналогия: два крана на одной трубе

Вода из бака течёт по трубе через два крана подряд. Расход определяют оба крана вместе, а давление между ними устанавливается само. Открыть шире первый кран полезно, только если именно он ограничивает поток: если почти всё сопротивление во втором кране, расход почти не изменится. В скважине первый «кран» — пласт с призабойной зоной, второй — подъёмник. Аналогия неполна: большую часть «сопротивления» подъёмника составляет вес столба флюида, который от расхода не зависит.

Подробный расчёт каждого элемента системы и выбор точки, в которой её делят на части, — предмет узлового анализа. Чтобы понять, как работает скважина, достаточно двух кривых.

Диаграмма работы скважины

Диаграмма работы скважины — это две кривые на одном графике: по горизонтали дебит, по вертикали забойное давление. Первая — индикаторная линия (линия притока, IPR): какой дебит отдаёт пласт при каждом забойном давлении. Вторая — кривая лифта (кривая оттока, VLP): какое забойное давление нужно, чтобы поднять каждый дебит на поверхность.

Линия притока (однофазный приток)

p_{wf} = \bar p - \frac{q}{J}

мұндағы:

$p_{wf}$ забойное давление при дебите $q$ , МПа
$\bar p$ среднее пластовое давление, МПа
$q$ дебит в стандартных условиях, м³/сут
$J$ коэффициент продуктивности, м³/(сут·МПа)

Бірліктер: любые согласованные единицы, например м³/сут и МПа

Мына жағдайда орындалады

однофазный приток ( $p_{wf}$ выше давления насыщения) и стабилизированные режимы;
коэффициент продуктивности не зависит от дебита: инерционных потерь нет.

Прямая начинается в точке $q = 0$ , $p_{wf} = \bar p$ и опускается на $1/J$ МПа на каждый кубометр в сутки: чем продуктивнее скважина, тем линия положе. Ниже давления насыщения она изгибается — см. Индикаторная кривая притока.

Кривая лифта для жидкости без свободного газа

p_{wf} = p_{wh} + \rho g H + K q^2

мұндағы:

$p_{wh}$ давление на устье (буферное), МПа
$\rho$ плотность жидкости в НКТ, кг/м³
$g$ ускорение свободного падения, 9,81, м/с²
$H$ глубина середины интервала перфорации по вертикали, м
$K$ коэффициент потерь на трение в НКТ, МПа/(м³/сут)²
$q$ дебит жидкости, м³/сут

Бірліктер: давления — МПа; произведение $\rho g H$ получается в паскалях и делится на $10^6$

Мына жағдайда орындалады

вертикальные НКТ до интервала перфорации; однофазная жидкость без свободного газа, плотность постоянна;
давление на устье поддерживается постоянным — штуцером или давлением в сборной сети;
$K$ зависит от диаметра труб, плотности и вязкости жидкости; как его рассчитывают, показано в уроке Узловой анализ добывающей системы.

При нулевом дебите на забое нужно удержать столб жидкости: $p_{wh} + \rho g H$ . С ростом дебита добавляется трение, и кривая загибается вверх. У газированной нефти столб легче, и кривую рассчитывают по корреляциям многофазного потока (Многофазный поток в лифтовых трубах).

Точка пересечения двух кривых — рабочая точка скважины: единственное сочетание дебита и забойного давления, при котором пласт отдаёт столько, сколько поднимает лифт. Депрессия в этой точке — та, которую «позволяет» подъёмник.

ЕсептеуРасчётная диаграмма работы скважины для данных примера ниже: линии притока при среднем пластовом давлении 24, 20 и 15 МПа (коэффициент продуктивности 40 м³/(сут·МПа)) и кривая лифта. А и Б — рабочие точки; при 15 МПа линия притока проходит ниже кривой лифта, и скважина фонтанировать не может.

Есептеу мысалыРабочая точка фонтанной скважины при падении пластового давления

Бастапқы деректер (шартты)

Коэффициент продуктивности $J$ (приток однофазный): 40 м³/(сут·МПа)
Среднее пластовое давление $\bar p$: 24 МПа сейчас, 20 МПа через несколько лет
Давление на устье $p_{wh}$: 1,2 МПа
Плотность жидкости в НКТ $\rho$ (свободного газа нет): 840 кг/м³
Глубина середины интервала перфорации по вертикали $H$: 1800 м
Коэффициент трения в НКТ $K$: $1{,}2\cdot10^{-5}$ МПа/(м³/сут)²

Шешім

Вес столба жидкости: $\rho g H = 840\cdot 9{,}81\cdot 1800$ Па $= 14{,}83$ МПа. Даже при нулевом дебите на забое нужно $p_{wh} + \rho g H = 16{,}03$ МПа.
Рабочая точка при $\bar p$ = 24 МПа: приравниваем $24 - q/40$ и $16{,}03 + Kq^2$ . Положительный корень уравнения $Kq^2 + q/40 - 7{,}97 = 0$ : $q_{\text{А}} = 281$ м³/сут, $p_{wf} = 16{,}98$ МПа.
Куда расходуются 24 МПа: депрессия 7,02 МПа (29 %), вес столба 14,83 МПа (62 %), трение 0,95 МПа (4 %), давление на устье 1,2 МПа (5 %).
При $\bar p$ = 20 МПа то же уравнение даёт $q_{\text{Б}} = 148$ м³/сут, $p_{wf} = 16{,}30$ МПа. Пластовое давление снизилось на 17 %, а дебит — на 47 %.
Фонтанирование прекратится, когда пластовое давление опустится до $p_{wh} + \rho g H = 16{,}03$ МПа: ниже него пласт не удержит столб жидкости даже при нулевом дебите.

Жауап: Сейчас скважина даёт около 281 м³/сут, после снижения пластового давления до 20 МПа — около 148 м³/сут; ниже 16,03 МПа она фонтанировать не сможет.

Бұл нені білдіреді. Подъёмник «забирает» около 16,03 МПа при любом дебите, поэтому на депрессию остаётся лишь разность $\bar p - 16{,}03$ : при 24 МПа это около 8,0 МПа, при 20 МПа — около 4,0 МПа, вдвое меньше. Вот почему дебит фонтанной скважины падает гораздо быстрее пластового давления. Продлить фонтанирование помогает поддержание давления закачкой воды, а когда его не хватает, скважину переводят на механизированную добычу: насос или газлифт опускают кривую лифта. Данные примера условные.

Рабочую точку сдвигает любое изменение одной из кривых. Истощение пласта опускает линию притока параллельно самой себе, если $J$ не меняется. Повреждение призабойной зоны поворачивает её вокруг точки $\bar p$ — она становится круче, обработка или гидроразрыв — положе. Меньшее давление на устье, насос или газлифт опускают кривую лифта; рост обводнённости поднимает её, потому что столб становится тяжелее. Полный перечень с расчётами — в уроке Узловой анализ добывающей системы.

От дебита скважины к проекту разработки

Продуктивность скважины определяет не только её собственную добычу, но и облик всего проекта. Крупное месторождение, особенно морское, обычно стремятся как можно быстрее вывести на плато — период постоянной добычи — и удерживать его, пока к скважинам не подойдёт вода. Уровень плато часто закладывают порядка 10 % извлекаемых запасов в год; это ориентир, а не правило, и в каждом проекте его выбирают по экономике.

Число добывающих скважин получают делением плановой добычи на дебит одной скважины. Поэтому ошибка в продуктивности вдвое — это вдвое больше или меньше скважин, а на шельфе — ещё и другое число и размер платформ. Для дорогих скважин проект вообще имеет смысл, только если дебит одной скважины выше некоторого минимального рентабельного. Этот минимум зависит от объёма запасов и цены нефти, от глубины моря, от того, далеко ли до действующих промыслов и трубопроводов и сколько стоит транспорт, поэтому его рассчитывают для каждого проекта отдельно.

Чтобы плато держалось, пластовое давление обычно поддерживают закачкой воды: нагнетательные скважины должны возмещать объём, который отбирают добывающие. Балансы составляют в пластовых условиях — в тех объёмах, которые флюиды занимают в пласте.

Баланс закачки при поддержании пластового давления

\sum_{j} q_{w,j} B_w + q_{aq} = q_o B_o

мұндағы:

$q_{w,j}$ расход закачки воды в $j$ -й нагнетательной скважине в стандартных условиях, м³/сут
$B_w$ объёмный коэффициент закачиваемой воды, близкий к 1, м³/м³
$q_{aq}$ приток воды из законтурной области (водоносного горизонта) в пластовых условиях, м³/сут
$q_o$ суммарный дебит нефти в стандартных условиях, м³/сут
$B_o$ объёмный коэффициент нефти, м³/м³

Бірліктер: любые одинаковые единицы расхода, например м³/сут

Мына жағдайда орындалады

период до прорыва воды к добывающим скважинам, давление выше давления насыщения: добывается только нефть с растворённым газом;
пластовое давление поддерживается постоянным — отбор полностью возмещён.

Нагнетательные скважины и законтурная вода вместе возмещают пластовый объём отобранной нефти. Число нагнетательных скважин нельзя определить, не оценив приток законтурной воды, а это одна из самых неопределённых величин в разработке. Отношение объёма закачки к объёму отбора в пластовых условиях в отечественной практике называют компенсацией отбора закачкой и выражают в процентах.

Есептеу мысалыСколько скважин нужно для плато

Бастапқы деректер (шартты)

Извлекаемые запасы нефти; плотность дегазированной нефти: 20 млн т; 850 кг/м³
Уровень плато: 10 % извлекаемых запасов в год
Коэффициент продуктивности скважины $J$: 30 м³/(сут·МПа)
Среднее пластовое давление $\bar p$ (поддерживается закачкой): 25 МПа
Забойное давление, нужное подъёмнику при рабочем дебите: 18 МПа
Объёмный коэффициент нефти $B_o$: 1,25 м³/м³
Приток законтурной воды (оценка); приёмистость нагнетательной скважины: 1500 м³/сут; 700 м³/сут

Шешім

Запасы в объёме: 20 млн т — это $20\cdot10^{9}$ кг, и $20\cdot10^{9}/850 = 23{,}53\cdot10^{6}$ м³. Плато — 10 % в год: 2,35 млн м³ в год, или 6446 м³/сут.
Дебит одной скважины: $q = J(\bar p - p_{wf}) = 30\cdot(25 - 18) = 210$ м³/сут.
Число добывающих скважин: $6446/210 = 30{,}7$ , с округлением вверх — 31.
Если щадящим вскрытием пласта поднять $J$ до 45 м³/(сут·МПа), дебит скважины составит 315 м³/сут, а число скважин сократится до 21.
Пластовый объём отбора: $q_o B_o = 6446\cdot 1{,}25 = 8058$ м³/сут. За вычетом законтурной воды закачивать нужно $8058 - 1500 = 6558$ м³/сут (объёмный коэффициент воды принят равным 1).
Нагнетательных скважин: $6558/700 = 9{,}4$ , с округлением вверх — 10.

Жауап: Для плато около 6446 м³/сут число добывающих скважин — 31 (при

J

= 45 — 21), нагнетательных — 10.

Бұл нені білдіреді. Рост продуктивности в полтора раза экономит около трети добывающих скважин — главный довод в пользу щадящего вскрытия пласта и качественного заканчивания. Число нагнетательных скважин при этом не меняется: его определяет пластовый объём отбора и неопределённая оценка законтурной воды. Расчёт упрощён: на деле учитывают простои скважин, рост трения в НКТ при большем дебите, различие скважин в центре и на краю залежи и падение дебита после прорыва воды. Данные примера условные.

Плато и прорыв воды

Плато обычно заканчивается, когда к добывающим скважинам подходит закачанная или законтурная вода: доля воды в продукции растёт, дебит нефти падает, а кривая лифта поднимается, потому что столб жидкости тяжелеет. Удержать добычу помогает бурение новых скважин, перевод скважин на насосы и регулирование закачки; обоснование этих решений — задача разработки (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти).

Три режима притока

Связь дебита с давлениями зависит от того, что происходит на внешней границе области дренирования и сколько времени прошло после последнего изменения режима. Различают три режима притока (flow regimes).

Режимы притока к скважине

Режим: Неустановившийся (transient)
Что на границе области: возмущение ещё не дошло до границы: пласт ведёт себя как бесконечный
Как меняется давление: у скважины снижается линейно по логарифму времени
Где используют: исследования скважин: Гидродинамические исследования: цели и виды

Режим: Установившийся (steady state)
Что на границе области: через границу поступает столько же, сколько отбирает скважина: закачка, водоносный горизонт
Как меняется давление: не меняется во времени
Где используют: приток при поддержании давления: Установившийся радиальный приток

Режим: Псевдоустановившийся (pseudo-steady state)
Что на границе области: граница непроницаема, подпитки нет
Как меняется давление: всюду снижается с одной и той же скоростью
Где используют: истощение замкнутой области: Псевдоустановившийся приток и коэффициент формы

Режим	Что на границе области	Как меняется давление	Где используют
Неустановившийся (transient)	возмущение ещё не дошло до границы: пласт ведёт себя как бесконечный	у скважины снижается линейно по логарифму времени	исследования скважин: Гидродинамические исследования: цели и виды
Установившийся (steady state)	через границу поступает столько же, сколько отбирает скважина: закачка, водоносный горизонт	не меняется во времени	приток при поддержании давления: Установившийся радиальный приток
Псевдоустановившийся (pseudo-steady state)	граница непроницаема, подпитки нет	всюду снижается с одной и той же скоростью	истощение замкнутой области: Псевдоустановившийся приток и коэффициент формы

После пуска скважины или смены дебита приток сначала неустановившийся. Когда возмущение давления доходит до границ, он становится установившимся или псевдоустановившимся — в зависимости от того, есть ли подпитка. Во всех трёх режимах давление вблизи скважины распределено одинаково — по логарифму расстояния, поэтому понятия коэффициента продуктивности и скин-фактора работают в каждом из них; меняется лишь логарифмический член формулы притока, а в неустановившемся режиме он ещё и растёт со временем.

Терминдер мен белгілер

Модель притока: связь дебита, забойного и пластового давления для данной скважины.
Депрессия на пласт: разность среднего пластового и забойного давления, $\bar p - p_{wf}$ ; «движущая сила» притока.
Коэффициент продуктивности $J$: дебит на единицу депрессии, м³/(сут·МПа); при однофазном притоке постоянен.
Область дренирования: часть пласта, из которой флюид поступает к данной скважине; в формулах её заменяют кругом радиусом $r_e$ .
Кривая лифта: забойное давление, необходимое, чтобы поднять данный дебит на поверхность при заданном давлении на устье.
Рабочая точка: пересечение линии притока и кривой лифта: фактический дебит и забойное давление скважины.
Плато добычи: период постоянной добычи месторождения после выхода на проектный уровень.
Компенсация отбора закачкой: отношение объёма закачанной воды к объёму отобранных флюидов в пластовых условиях.

Жиі қателіктер

Қате

«Дебит скважины определяется пластом: чем выше продуктивность, тем больше дебит».

Шын мәнінде

Дебит — пересечение притока и лифта. Если основную часть давления расходует подъёмник, рост продуктивности даёт прирост дебита меньше ожидаемого; см. Узловой анализ добывающей системы.

Қате

«Пластовое давление упало на 17 % — значит, и дебит упадёт на 17 %».

Шын мәнінде

У фонтанной скважины подъёмник забирает почти одно и то же давление при любом дебите, и на депрессию остаётся непропорционально меньше: в примере урока дебит упал почти вдвое.

Қате

«Пластовое давление — одно определённое число».

Шын мәнінде

Различают начальное, среднее по области дренирования, давление на контуре питания и статическое. Формулы притока через разные давления имеют разные постоянные, поэтому давление всегда называют явно.

Қате

«По стабилизированному замеру дебита и давления можно найти проницаемость пласта».

Шын мәнінде

Такой замер даёт только коэффициент продуктивности, в котором проницаемость и скин неразделимы. Их разделяют по переходному процессу — гидродинамическими исследованиями (Гидродинамические исследования: цели и виды).

Толық: тереңдетілген

Пластовый объём отбора в общем случае

Баланс из основного раздела верен, пока добывается только нефть с растворённым газом. После прорыва воды и при давлении ниже давления насыщения в пластовый объём отбора входят ещё попутная вода и свободный газ — газ сверх того, что был растворён в нефти.

Пластовый объём отбора нефти, воды и свободного газа

V = q_o B_o + q_w B_w + q_o\,(R_p - R_s)\,B_g

мұндағы:

$V$ отбор в пластовых условиях, м³/сут
$q_o,\ q_w$ дебиты нефти и воды в стандартных условиях, м³/сут
$B_o,\ B_w,\ B_g$ объёмные коэффициенты нефти, воды и газа при пластовом давлении, м³/м³
$R_p$ промысловый газовый фактор: добытый газ на кубометр нефти, стандартные условия, м³/м³
$R_s$ газосодержание нефти при текущем пластовом давлении, м³/м³

Бірліктер: м³/сут; газовый фактор и газосодержание — м³ газа на м³ нефти в стандартных условиях

Мына жағдайда орындалады

дебиты — в стандартных условиях, объёмные коэффициенты и газосодержание — при текущем пластовом давлении;
свободным считается газ сверх растворённого, $(R_p - R_s)\,q_o$ в стандартных условиях.

Слагаемое со свободным газом быстро растёт, когда давление опускается ниже давления насыщения: при пластовом давлении газ занимает большой объём. Поэтому давление обычно выгоднее поддерживать выше давления насыщения, чем потом возмещать огромный пластовый объём выделившегося газа. Объёмные коэффициенты и газосодержание разобраны в уроке Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты.

Басқа тақырыптармен байланыс

Узловой анализ добывающей системы — подробный расчёт всех элементов системы от пласта до сепаратора.
Индикаторная кривая притока — как строят линию притока, когда она не прямая.
Установившийся радиальный приток — формула притока через свойства пласта и распределение давления вокруг скважины.
Скин-фактор — почему призабойная зона так сильно влияет на продуктивность.
Гидродинамические исследования: цели и виды — как коэффициент продуктивности разделяют на проницаемость и скин.
Псевдоустановившийся приток и коэффициент формы — приток при истощении замкнутой области.
Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты — объёмные коэффициенты для пересчёта дебитов в пластовые условия.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Скважина при среднем пластовом давлении 22 МПа даёт 90 м³/сут при забойном давлении 18 МПа; приток однофазный. Какой дебит она даст при забойном давлении 16 МПа?
1. А.160 м³/сут
2. Б.Нельзя определить без проницаемости пласта
3. В.120 м³/сут
4. Г.135 м³/сут
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. 135 м³/сут
$J = 90/(22 - 18) = 22{,}5$ м³/(сут·МПа); при депрессии 6 МПа дебит $22{,}5\cdot 6 = 135$ м³/сут. При однофазном притоке линия притока прямая, и проницаемость знать не нужно.
2
Что на диаграмме работы скважины определяет её фактический дебит?
1. А.Пересечение линии притока и кривой лифта
2. Б.Наклон кривой лифта
3. В.Только пластовое давление
4. Г.Точка, где линия притока пересекает ось дебитов
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Пересечение линии притока и кривой лифта
Пересечение с осью дебитов — дебит при нулевом забойном давлении, недостижимый в действительности. Фактический режим — там, где пласт отдаёт столько, сколько поднимает лифт при том же забойном давлении.
3
Почему при снижении пластового давления с 24 до 20 МПа дебит фонтанной скважины из примера урока падает почти вдвое, хотя её коэффициент продуктивности не изменился?
Жауабын көрсету
Подъёмнику при любом дебите нужно не меньше $p_{wh} + \rho g H \approx 16$ МПа. На депрессию остаётся разность пластового давления и этой величины: около 8 МПа при 24 МПа и около 4 МПа при 20 МПа. Дебит пропорционален депрессии (с небольшой поправкой на трение), поэтому он и падает почти вдвое.
4
Плановая добыча месторождения — 5000 м³/сут нефти, одна скважина даёт 180 м³/сут. Сколько нужно добывающих скважин и как изменится ответ, если дебит скважины удастся поднять до 250 м³/сут?
Жауабын көрсету
$5000/180 \approx 27{,}8$ — нужно 28 скважин; $5000/250 = 20$ скважин. Рост дебита почти на 40 % экономит 8 скважин — поэтому от продуктивности скважин зависит экономика всего проекта.
5
Какое допущение модели однофазного радиального притока нарушится первым, если опустить забойное давление ниже давления насыщения?
1. А.Горизонтальность потока
2. Б.Неподвижность связанной воды
3. В.Однофазность: у скважины выделится свободный газ
4. Г.Постоянство толщины пласта
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Однофазность: у скважины выделится свободный газ
Газ начинает выделяться там, где давление наименьшее, — у самой скважины. Свободный газ снижает проницаемость для нефти, и линия притока изгибается: коэффициент продуктивности перестаёт быть постоянным.
6
Залежь разрабатывается с полным поддержанием давления: отбор нефти 4000 м³/сут при $B_o$ = 1,3, прорыва воды нет, законтурная вода не поступает. Сколько воды нужно закачивать?
1. А.3080 м³/сут
2. Б.5200 м³/сут
3. В.4000 м³/сут
4. Г.Столько же, сколько жидкости отбирается на поверхности
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. 5200 м³/сут
Балансируют пластовые объёмы: $q_o B_o = 4000\cdot 1{,}3 = 5200$ м³/сут. При объёмном коэффициенте воды около 1 столько же воды нужно закачать в стандартных условиях.

Жаңартылған: 30 сентября 2026 г.