Гидродинамические исследования скважин
Интерпретация кривых восстановления и падения давления: проницаемость и гидропроводность по наклону, скин-фактор и потери давления в призабойной зоне, радиус исследования, влияние ствола, дебит газовых скважин по индикаторной кривой.
14 расчётов
КВД и КПД
Скин-фактор по прямолинейному участку кривой восстановления давления (КВД) в полулогарифмических координатах.
S = C₁ × ((P1hr − Pwf) / m − log₁₀(k / (φ × μ × Ct × Rw²)) + C₂)Скин-фактор по прямолинейному участку кривой падения давления (КПД) в полулогарифмических координатах.
S = C₁ × ((Pi − P1hr) / m − log₁₀(k / (φ × μ × Ct × Rw²)) + C₂)Уклон m прямолинейного участка кривой восстановления (+) или падения (−) давления в полулогарифмических координатах, psi на логарифмический цикл.
m = C × q × B × μ / (k × h)Уклон m прямолинейного участка кривой восстановления (+) или падения (−) давления в полулогарифмических координатах, бар на логарифмический цикл.
m = C × q × B × μ / (k × h)Гидропроводность kh/μ, проводимость kh и проницаемость пласта по уклону прямолинейного участка кривой восстановления или падения давления в полулогарифмических координатах (радиальный режим течения).
kh/μ = ln 10 / (4π) · q · B / m = 0.1832 · q · B / mЭквивалентное время работы скважины перед КВД по накопленной добыче и последнему дебиту, отношение Хорнера (t_p + Δt)/Δt для оси графика и эквивалентное время Агарвала.
t_p = 24 · N_p / qПродуктивность и скин
Планирование исследования
Как далеко от скважины дошло возмущение давления за время исследования, и коэффициент пьезопроводности пласта: для выбора продолжительности КВД/КПД и оценки, «увидит» ли исследование границы.
χ = k / (φ · μ · c_t)Коэффициент влияния ствола скважины при движении уровня жидкости и при сжатии флюида в закрытом стволе, и время, после которого на КВД/КПД появляется прямолинейный участок радиального режима.
C = V_u / (ρ · g) + V_w · c_wЧерез сколько часов после пуска скважины с постоянным дебитом давление начинает падать одинаково во всей области дренирования: для планирования КПД до границ и исследований на пределы пласта.
t_pss = t_DA · φ · μ · c_t · A / kГазовые скважины
Коэффициенты C и n уравнения притока газа q = C · (P̄² − P_wf²)ⁿ по двум установившимся режимам и абсолютно свободный дебит — дебит при забойном давлении, равном атмосферному.
q = C · (P̄² − P_wf²)ⁿКоэффициенты фильтрационного сопротивления a и b двучленной формулы P̄² − P_wf² = a · q + b · q² по двум установившимся режимам и абсолютно свободный дебит — основной способ обработки исследований газовых скважин в отечественной практике.
Δ = P̄² − P_wf² = a · q + b · q²Другие направления
Общая сжимаемость системы «порода — флюиды» по насыщенностям и сжимаемостям нефти, воды, газа и пор, и упругоёмкость пласта φ·c_t — исходные данные для интерпретации ГДИС, радиуса исследования и пьезопроводности.
c_t = S_o · c_o + S_w · c_w + S_g · c_g + c_fИз раздела «Разработка пластов и интенсификация»Коэффициент продуктивности по замеру дебита и забойного давления на установившемся режиме, депрессия на пласт и дебит при другом забойном давлении (прямолинейная индикаторная линия).
J = q / (P_res − P_wf)Из раздела «Добыча нефти и газа»Результаты — инженерные оценки по стандартным формулам; для проектных решений сверяйте их с нормативами, проектной документацией и расчётами специалистов. Формулы, перенесённые из исходного набора расчётов, оставлены без изменений, а их ошибки описаны в примечаниях.