Что такое градиент давления в скважине

ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ

Темпы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в значительной степени зависят от величины градиента давления в пластах:

grad=DР/L,

где DР =Pпл.н—Рзаб.д— перепад давления между контуром питания и зоной отбора; Рпл.н—пластовое давление на контуре питания (при заводненни—на линии нагнетания воды); Рзаб.д—забойное давление в добывающих скважинах: L—расстояние между контуром питания и зоной отбора.

Увеличение градиента давления достигается как уменьшением величины L путем активизации системы заводнения (уменьшение ширины блоков, увеличение плотности сетки скважин, применение площадного заводнения), так и повышением давления на линии нагнетания или снижением давления на забое добывающих скважин.

Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целесообразным поддерживать на 10—20 % выше начального пластового. Это способствует не только увеличению годовой добычи нефти, но и более полному включению объема залежи в процесс разработки. Необходимое пластовое давление на линии нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устье нагнетательных скважин при закачке воды.

Повышение давления нагнетания имеет геологические ограничения. Необходимо учитывать вероятные последствия возможного гидроразрыва пласта. При внутриконтурном заводнении превышение давления нагнетания над давлением, при котором породы с той пли иной литологической характеристикой подвержены гидроразрыву, может привести к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добывающим скважинам по образующимся трещинам. В условиях законтурного заводнения при высоком давлении нагнетания значительная часть закачиваемой в пласт воды может теряться в связи с ее оттоком в водоносную область водонапорной системы. Возрастает также вероятность перетока воды из разрабатываемого горизонта в соседние по разрезу продуктивные или водоносные горизонты с меньшим пластовым давлением.

Снижение забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно путем массового перевода скважин на механизированный способ эксплуатации, По залежам с низкой продуктивностью для обеспечения достаточных уровней добычи нефти механизированную эксплуатацию скважин следует применять с самого начала разработки. Высоко- и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время (до появления значительной доли воды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации скважин. В 1956 г. А. П. Крыловым научно обоснована целесообразность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью.

Как показали исследования Э. Д. Мухарского, на механизированную эксплуатацию необходимо переводить не только скважины, не способные фонтанировать, но и все (или почти все) остальные скважины объекта разработки или его крупного участка, в том числе и устойчиво фонтанирующие. В противном случае механизированная эксплуатация простаивавших скважин приведет к снижению дебита фонтанных скважин. И в целом по объекту значительного прироста добычи не будет получено.

При неоднородном по разрезу строении эксплуатационного объекта снижение давления на забое добывающих скважин способствует и увеличению нефтеотдачи пластов, так как при этом обеспечивается включение в работу прослоев и пластов с пониженной проницаемостью, уменьшаются возможности задавки малопроницаемых прослоев попутной водой, скапливающейся в стволе скважины вследствие недостаточной скорости подъема жидкости.

С экономической точки зрения увеличение перепада давления путем снижения забойного давления менее эффективно. чем повышение давления нагнетания, так как перевод скважин на механизированную эксплуатацию—процесс более капиталоемкий. Тем не менее оно приносит значительный экономический эффект.

При определении допустимых минимальных значений забойного давления в добывающих скважинах следует учитывать следующее. Снижение забойного давления ниже давления насыщения допустимо по разным залежам лишь на 15—25% от его величины. При большем снижении забойного давления раз-газирование нефти в пласте может привести к снижению нефтеотдачи вследствие значительного проявления режима растворенного газа. При слабой цементации породы-коллектора, при наличии обширных водонефтяных или подгазовых зон необходимо обосновывать предельную величину забойного давления, при которой не происходит значительного выноса песка или конусообразования.

Необходимую величину перепада давления между областями питания и отбора и уровень определяющих ее давлений на линии питания и в зоне отбора обосновывают по каждому эксплуатационному объекту с учетом его геологопромысловой характеристики.

При низкой продуктивности залежей возрастает необходимость создания более высоких градиентов давления для обеспечения достаточно высоких уровней добычи нефти и соответственно необходимость все более полного использования геолого-технических возможностей применения высокого давления нагнетания воды и эксплуатации добывающих скважин при низком забойном давлении.

Источник

Пластовое давление

Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности k_a:

l_пл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.

Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину k_a для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения k_a – величина постоянная. Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.

На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления k_a . У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине L_а изменяется индекс аномальности k_a , и линия скачком переходит на другой луч и так далее. В результате образуется ломаная линия 0abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений. На рис. 1. этому соответствует участок efghi.

Величина q_пл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:

где p_пл2 и p_пл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L₂и L₁ (например, в подошве и кровле пласта).

Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина q_пл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.

Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):

1. Участок 0′ a отражает изменение р_пл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли («сухой» отрезок 0-0′). Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a’ и a. Вычисляя теперь по формуле (1.1) коэффициенты аномальности k_a (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины k_a для указанных глубин (прямые 0а и 0а’ не совпадают). Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом k_a, найденным по глубине L_a, приведет к завышению р_пл для всех глубин, меньших L_a.

2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства k_a и q_пл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.

4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными. Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис. 2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше «нормального» и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи. Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):

где p_пд и p_кр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;

r_н— плотность нефти в пластовых условиях;

Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления q_пл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.

На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин. Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно. Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.

Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине L_i до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:

Понятие «эквивалентная плотность» применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.

Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.

— коэффициент аномальности k_a = 21,6*10 6 / (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),

— коэффициент аномальности k_a = 27*10 6 / (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),

— градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
q_пл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,

Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).

Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление «рукотворным». Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Начальное пластовое давление

При практических расчетах формулу используют в следующем виде:

где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины или величиной абсолютной отметки.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

Высоту столба жидкости h в зависимости от решаемой задачи обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора – такой столб жидкости h1 называют пьезометрической высотой (рис. 33) – или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой горизонтальной плоскости – этот столб жидкости высотой h2 = h1 + z, где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим напором.

В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (рис. 34, скв1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1, а также плотность воды rв (она обычно больше 1 в следствии того, что пластовые воды минерализованы): Рпл1 = [(H1—h1)/102] rв. (37)

В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (рис. 34, скв2),

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 34, скв 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление pу на их герметизированных устьях:

Где ру = h3pв/102, h3 – превышение пьезометрического уровня над устьем скважины.

Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим величину изменения pпл на 1 м глубины скважины: grad p = pпл/Н.

Из рисунка видно, что на величину grad p в различных скважинах заметное влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезиметрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0, 008 до 0, 025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.

Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод, т е единым генезисом напора.

В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные (рис. 35), различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора. Соответственно залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

— залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;

— залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

Источник

Градиент давления: что это такое и как рассчитывается?

Содержание:

Например, в бассейне, наполненном водой, есть градиент давления положительный в вертикальном направлении вниз, потому что давление увеличивается с глубиной. С каждым метр (или сантиметр, фут, дюйм) глубины давление линейно растет.

Однако во всех точках, расположенных на одном уровне, давление одинаковое. Следовательно, в пуле градиент давления равен нулю (нулю) в горизонтальном направлении.

В нефтяной промышленности очень важен градиент давления. Если давление на дне отверстия выше, чем на поверхности, масло будет выходить легко. В противном случае перепад давления пришлось бы создавать искусственно, путем перекачки или нагнетания пара.

Жидкости и их интересные свойства

Это обстоятельство принимается во внимание, наблюдая, что твердые тела сохраняют фиксированную форму, в то время как жидкости, как уже упоминалось, принимают в большей или меньшей степени форму контейнера, в котором они находятся.

Газы и жидкости считаются жидкостями, потому что они ведут себя подобным образом. Газ полностью расширяется, чтобы заполнить емкость.

С другой стороны, жидкости не достигают такого количества, поскольку они имеют определенный объем. Разница в том, что жидкости можно считать несжимаемыйа газов нет.

Это последнее ограничение важно, поскольку в действительности почти любое вещество может вести себя как жидкость при определенных условиях экстремальной температуры и давления.

В недрах земли, где условия можно считать экстремальными, камни, которые на поверхности были бы твердыми, тают в магма и они могут вытекать на поверхность в виде лавы.

Расчет давления

Чтобы найти давление, оказываемое столбом воды или любой другой жидкости на дно контейнера, считается, что жидкость имеет следующие характеристики:

Столб жидкости в этих условиях оказывает прочность на дне контейнера, в котором он находится. Эта сила эквивалентна его весу W:

Теперь плотность жидкости, которая, как объяснено выше, является частным между ее массой м и его объем V, это:

Плотность обычно измеряется в килограммах / кубических метрах (кг / м 3 ) или фунтов на галлон (ppg)

Подставляя выражение для плотности в уравнение веса, получаем:

Гидростатическое давление п Он определяется как отношение силы, действующей перпендикулярно к поверхности, и ее площади A:

Давление = Сила / Площадь

Подставляя объем столба жидкости V = площадь основания x высота столба = A.z, уравнение давления принимает следующий вид:

Приведенное выше уравнение показывает, что более плотные жидкости будут оказывать большее давление. И давление тем больше, чем меньше поверхность, на которую оно действует.

Подставляя объем столба жидкости V = площадь основания x высота столба = A.z, уравнение давления упрощается:

Приведенное выше уравнение показывает, что более плотные жидкости будут оказывать большее давление. И давление тем больше, чем меньше поверхность, на которую оно действует.

Как рассчитать градиент давления?

Уравнение P = ρgz указывает, что давление п столба жидкости линейно увеличивается с глубиной z. Поэтому вариант ΔP давления, будет связано с изменением глубины Δz следующим образом:

Определение новой величины, называемой удельным весом жидкости γ, определяемой по формуле:

Что переписывается как:

Это градиент давления.Теперь мы видим, что в статических условиях градиент давления жидкости постоянен и равен ее удельному весу.

Единицы градиента давления такие же, как и удельный вес, но могут быть переписаны как Паскаль / метр в Международной системе. Теперь можно визуализировать интерпретацию градиента как изменение давления на единицу длины, как определено в начале.

Удельный вес воды при температуре 20 ºC составляет 9,8 килопаскаль / м или 9800 Па / м. Это означает, что:

«На каждый метр, опущенный в толщу воды, давление увеличивается на 9800 Па».

Коэффициент преобразования плотности

Значения плотности и удельного веса любой жидкости были определены экспериментально для различных условий температуры и давления. Они доступны в таблицах значений.

Чтобы найти числовое значение градиента давления между различными системами единиц, необходимо использовать коэффициенты преобразования, которые ведут от плотности непосредственно к градиенту.

Коэффициент преобразования 0,052 используется в нефтяной промышленности для перехода от плотности в фунтах на галлон к градиенту давления в фунтах на квадратный дюйм / фут. Таким образом, градиент давления рассчитывается следующим образом:

GP = коэффициент преобразования x плотность = 0,052 x плотность_ppg

Например, для пресной воды градиент давления составляет 0,433 фунта на квадратный дюйм / фут. Значение 0,052 получается с помощью куба, стороны которого измеряют 1 фут. Для наполнения этого ведра требуется 7,48 галлона жидкости.

Сейчас в 1 футе 2 там 144 квадратных дюйма, поэтому в 1 футе 3 на каждый фут длины будет 144 квадратных дюйма. Деление 7,48 / 144 = 0,051944, что примерно равно 0,052.

Например, если у вас есть жидкость с плотностью 13,3 фунта на галлон, ее градиент давления будет: 13,3 x 0,052 фунта на квадратный дюйм / фут = 0,6916 фунта на квадратный дюйм / фут.

Источник

О стационарном притоке газа к скважине с учетом статического градиента давления

Рубрика: 1. Общие вопросы

Дата публикации: 15.02.2018

Статья просмотрена: 109 раз

Библиографическое описание:

Гасанов, И. Р. О стационарном притоке газа к скважине с учетом статического градиента давления / И. Р. Гасанов, М. А. Джамалбеков, Р. И. Гасанов. — Текст : непосредственный // Науки о Земле: вчера, сегодня, завтра : материалы IV Междунар. науч. конф. (г. Казань, май 2018 г.). — Казань : Молодой ученый, 2018. — С. 1-4. — URL: https://moluch.ru/conf/earth/archive/293/13776/ (дата обращения: 23.12.2021).

В данной работе показано, что для стационарного притока углеводородов к скважине с учетом статического градиента давления, в отличие от существующей формулы для дебита, значение начальной депрессии зависит от радиуса контура питания нелинейным образом. Получена более точная формула для распределения давления.

Ключевые слова: начальный градиент, дебит, распределение давления, стационарный приток.

In the development of deposits with abnormal properties of hydrocarbons, a number of complex and specific problems arise related to the study of the physical and hydrodynamic foundations of the manifestation of the non-Newtonian nature of filtration in a porous medium.

The conducted studies show that the presence of an initial gradient takes place not only on oil, but also in gas fields. This effect is observed, for example, when the gas moves in a porous medium and there are clay fractions and residual water. In this case, the greater the residual water saturation and clay content, the greater the initial pressure gradient. In addition, the initial gradient basically does not remain unchanged in the development process, but often changes. He can both disappear and grow in time. This may be due to a change in reservoir properties in a porous medium as a result of a change in operating power, those additional operating power with different initial gradients may occur. This can also be associated with a change in the structural and mechanical properties of hydrocarbons [1–4].

As can be seen from the above, the presence of an initial gradient negatively affects the filtration of oil and gas in the formation. In this connection, the radius of the drainage zone decreases. And this in turn leads to the formation of «stagnant zones». Therefore, the study of the influence of the initial gradient on the filtration of hydrocarbons is of great importance.

In this paper, it is shown that for a steady flow of hydrocarbons to a well, taking into account the static pressure gradient, in contrast to the existing formula for production rate, the value of the initial depression depends on the radius of the power contour in a nonlinear manner. A more accurate formula for the pressure distribution was obtained.

Keywords: initial gradient, flow rate, pressure distribution, stationary inflow.

При разработке залежей с аномальными свойствами углеводородов возникает ряд сложных и специфических задач, связанных с изучением физических и гидродинамических задач, связанных с изучением физических и гидродинамических основ проявления неньютоновского характера фильтрации в пористой среде.

В отличие от обычных нефтяных пластов, в залежах с аномальными нефтями для начала фильтрации требуется некоторый минимальный перепад давления сдвига, зависящий от напряжений сдвига, т. е. от свойств жидкости и коллектора.

Проведенные исследования показывают, что наличие начального градиента имеет место не только на нефтяных, но и на газовых месторождениях. Этот эффект наблюдается, например, при движении газа в пористой среде и наличии глинистых фракций и остаточной воды. При этом, чем больше остаточная водонасыщенность и содержание глины, тем больше начальный градиент давления. Кроме того, начальный градиент в основном не остается неизменным в процессе разработки, а часто изменяется. Он может как исчезать, так и возрастать во времени. Это может быть обусловлено изменением коллекторских свойств в пористой среде в результате изменения работающей мощности, т. е. может произойти подключение дополнительных мощностей с разными начальными градиентами. Это может быть также связано с изменением структурно-механических свойств углеводородов [1–4].

Как видно из сказанного, наличие начального градиента отрицательно влияет на фильтрацию нефти и газа в пласте. В связи с этим радиус зоны дренирования уменьшается. А, в это свою очередь, приводит к образованию «застойных зон». Поэтому изучение влияния начального градиента на фильтрацию углеводородов имеет большое значение.

Как известно, при установившейся фильтрации газа с учетом начального градиента уравнение имеет следующий вид:

(1)

. (2)

Используя формулу для плотности в (2) и проводя некоторые преобразования, получаем:

(3)

или

Интегрируя, получаем его общее решение в виде:

. (4)

Постоянные интегрирования С₁ и С₂ находятся из граничных условий, которые в данном случае можно записать в виде:

Подставляя граничные условия в общее решение (4) находим:

откуда , (5)

(6) Здесь – среднее значение давления.

Подставляя (5) и (6) в (4), получаем закон распределения давления в плоскорадиальном потоке:

(7)

Градиент давления и скорость определяем, взяв производную правой и левой части (7):

. (8)

(9)

Тогда для дебита получается следующая формула:

(10)

Если сравнить дебиты по формуле (10) и по формуле где

(11)

то они также почти полностью совпадают, то есть, взяв мы получаем погрешность меньше, чем 1 %.

Действительно, если обозначим полученный нами дебит через , то для различных значений входящие в них параметры значений выражения составляют меньше 1 %.

Следовательно, в работе показано, что для стационарного притока углеводородов к скважине с учетом статического градиента давления, в отличие от существующей формулы для дебита скважины, значение начальной депрессии зависит от радиуса контура питания нелинейным образом. В связи с чем получена более точная формула для распределения давления и для дебита скважины.

Ключевые слова

Похожие статьи

К вопросу о стационарном притоке нефти к скважине с учетом.

распределение давления, формула, начальный градиент, общее решение, статический градиент давления, стационарный приток углеводородов, значение дебита, существующая формула.

Обобщеннaя формула Дюпюи | Статья в журнале «Молодой. »

распределение давления, формула, начальный градиент, общее решение, статический градиент давления, стационарный приток углеводородов, значение дебита, существующая формула.

Изучение особенностей проявления неньютоновских свойств.

где G0 — начальный градиент давления, — предельное напряжение сдвига

С целью вывода уравнения притока с начальным градиентом давлении формулу (3) преобразуем в

Для нахождения поступим следующим образом. Так как при дебит. q = 0, то из (18)

Об изучении влияния инерционных сил при двучленном законе.

Ключевые слова: начальный градиент, дебит, распределение давления, стационарный.

О стационарном притоке газа к скважине с учетом статического. Получена более точная формула для распределения давления.

К вопросу упрощения решений гидродинамических задач.

начальный градиент, пористая среда, формула, график изменения, кубическое уравнение, вид, общая формула, начальный градиент давления, градиент давления, характер сопротивления.

Проведения гидродинамических исследований (ГДИ) по.

В данной работе показано, что для стационарного притока углеводородов к скважине с учетом статического градиента давления, в отличие от существующей формулы для дебита, значение начальной депрессии зависит от радиуса контура питания нелинейным образом.

Индикаторные исследования как метод выявления техногенной.

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной.

OBG — градиент порового давления; v — коэффициент Пуассона. Формула расчёта градиента гидроразрыва пласта (ГРП)

Следующие скважины: 1069Г, 1044Г и 1360Г показывают точно такой же результат. Диаграмма (рисунок 4) отображена с учётом погрешности в 5 %.

Источник