Интегральный метод Э. Б. Чекалюка

В данном случае основной формулой является

 

 (7.18)

 

где D(t) — интеграл Дюамеля;

Q₀ — дебит скважины до ее остановки;

n – масштабный коэффициент

V(t) —суммарный приток жидкости в скважину к моменту времени t после ее закрытия на устье.

Если ввести в уравнение (7.18) координаты ;

 

 (7.19)

 

где п — масштабный коэффициент, получим прямую линию с угловым коэффициентом

 

 (7.20)

 

и отрезком на оси у

 

 (7.21)

 

Изменение суммарного притока жидкости «в скважину после ее закрытия на устье

 

, (7.22)

где F_зат, F_тр — площади сечений столбов жидкости в затрубном пространстве и в подъемных трубах, соответственно;

р_заб (t), р_зат (t), р_буф (t) — приращения давления на забое скважины, в затрубном пространстве и на буфере, начиная от момента ее остановки;

 — плотность нефти в пластовых условиях.

Для построения зависимости (7.18) необходимо вычислить координаты трех-четырех точек. Предварительно кривая восстановления давления строится в специальных координатах  в предположении, что исследование скважины длилось заданное время

и т. д. Величины G( ) определялись с помощью палеток (рис. 7.3), а интеграл Дюамеля — по предыдущим кривым путем графического интегрирования:

 (7.23)

Здесь  — выбранный шаг по оси абсцисс при определении интеграла.

Рис. 7.3. Палетки для определения вспомогательной функции.

 

Дифференциальный метод Ю. Н. Борисова

Основной расчетной формулой в данном методе является

 (7.24)

где

. (7.26)             и           (7.25)

. (7.30)

 

В формуле (7.30) и (7.25):

 

 (7.27) где

 

; (7.28)

;  (7.29)

 

где D — внутренний диаметр обсадной колонны скважины;

d₁ — внешний диаметр колонны фонтанных труб;

d — внутренний диаметр этой колонны;

 — интервал времени между двумя соседними точками (одинаковый).

Кривую строят в координатах

 

По прямолинейному участку кривой, построенной в координатах , определяется уклон к оси абсцисс

 

 (7.31)

и отрезок , отсекаемый на оси ординат.

 

Параметры пласта и скважины определяются по формулам (7.9)-(7.11), (7.15)-(7.17).

- гидропроводность пласта e :

 (7.9)

- подвижность нефти в пласте:

 (7.10)

- коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины:

 (7.11)

- определяют пьезопроводность пласта χ:

1) Если скважина совершенная и r_c известен по долоту то,

 (7.14)

2) Если скважина несовершенная, то χ определяют по формуле Щелкачева

 (7.15)

где b _ж - коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости;

b _с – коэффициент объёмный упругости пористой среды;

m – коэффициент пористости.

Параметры, входящие в формулу (7.15) могут быть определены в лабораторных условиях.

- по величине χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство

 

 (7.16)

- дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины:

 

 (7.17)

где - объемный коэффициент нефти;

- плотность нефти в поверхностных условиях.

 

---

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 262; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!