6. Выявление зависимости дебита от радиуса дренирования и длины гор. участка. Формула джоши нефть


Методы расчёта дебита горизонтальной скважины

Для определения производительности горизонтальной скважины при установившемся режиме потока существует множество решений. Рассмотрим несколько методов расчёта для установившегося притока [28].

Расчёт дебита горизонтальной нефтяной скважины по методу Джоши в эллиптическом пласте.Преимущества скважин с горизонтальным стволом наилучшим образом можно обосновать путем простого анализа работы скважины. Поведение горизонтальной скважины анализируется, когда приток пластовой жидкости происходит по всей длине горизонтального ствола в продуктивном пласте, что отвечает открытому стволу, с хвостовиком, имеющим щелевидные отверстия, или перфорированной колонне с достаточно высокой плотностью, что позволяет не учитывать дополнительные фильтрационные сопротивления за счет перфорации, а также скин-эффект, обусловленный загрязнением призабойной зоны. Для выполнения более надежных сравнений необходимо рассматривать как переходный, так и псевдостационарный процессы фильтрации. Это особенно важно для низкопроницаемых коллекторов, в которых продолжительность переходного режима фильтрации очень высока. Однако для достаточно больших периодов работы скважин вполне приемлемо рассмотреть псевдостационарный процесс фильтрации.

Установившийся приток к горизонтальной скважине в зависимости от его длины, можно рассчитать по формуле Джоши:

, (1.38)

, (1.39)

где - коэффициент проницаемости по горизонтали, - коэффициент проницаемости по вертикали, - толщина продуктивного пласта, - перепад давления, - коэффициент динамической вязкости нефти, - объемный коэффициент нефти, - длина горизонтального ствола, - радиус скважины, - большая полуось эллипса дренирования, - радиус дренирования для горизонтальной скважины (условный радиус контура питания).

Решение для установившегося притока жидкости к горизонтальным скважинам с круговым контуром питания. В работах В.С. Евченко получена формула для расчёта дебита горизонтальной скважины [31]:

, (1.40)

где - толщина пласта, - перепад давления, - коэффициент динамической вязкости нефти, - коэффициент проницаемости, - длина горизонтального ствола, - дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные расположением скважины, длиной скважины, продуктивной толщиной и анизотропией пласта, и определяемые ориентировочно по формулам [31]:

, при , (1.41)

где -характеристика анизотропного пласта.

, при , (1.42)

где -условный радиус контура питания, определяемый из условия геометрии контура питания и площади дренирования .

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Исследование дебитов горизонтальных и наклонных скважин методом Борисова

Дебиты горизонтальных скважин вычислены для однородного изотропного пласта от длины горизонтального ствола при прочих равных условиях [2,26,27] на примере скважины Усть-Харампурского месторождения. Требуется определить дебит скважины при установившемся режиме фильтрации различными методами. Исходные данные для расчета имеют следующие значения: радиус контура питания – 400м, радиус скважины - 0,15 м, толщина пласта – 10 м, коэффициент проницаемости – 20 мД, вязкость нефти – 1,5 мПа·с, депрессия – 5,0 МПа, объемный коэффициент нефти – 1,2.

Расчеты дебита горизонтальной и совершенной (вертикальной) скважины приведены на рис. 3.1.

 

Рис. 3.1. Расчеты дебита горизонтальной скважины

 

Из рисунка видно, что дебиты горизонтальных скважин значительно больше дебита вертикальной скважины. Расчеты дебитов горизонтальных скважин проведены по формулам Борисова, Джоши и Джайджера. Как видно, формула Борисова дает несколько завышенные значения, чем две другие формулы. Следует отметить, что формулы Джоши и Джайджера дают более близкие значения.

Зависимость дебита горизонтальной скважин (ГС) от длины ствола при прочих равных условиях приведена на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Зависимость дебит горизонтальной скважины

от длины ствола

 

Из рисунка видно, что увеличение длины горизонтального ствола приводит к росту дебита скважины. Например, при L=50м дебит скважины составляет 78м3/сут. Двукратное увеличение длины ствола горизонтальной скважины приводит к увеличению дебита на 24%.

Графики зависимости дебита горизонтальной скважины от длины ствола и толщины пласта приведены на рис. 3.3 при прочих равных условиях.

Рис. 3.3. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола и толщины пласта

Показано, что дебит горизонтальной скважины растет не только с увеличением длины пласта, но и увеличением толщины пласта. Например, при L=100м и h=10м дебит составляет 100м3/сут. Трехкратное увеличение толщины пласта (h=30м) при прочих равных условиях приводит к росту дебита ГС до 240м3/сут, то есть прирост составил 59%. При L=300м прирост дебита составляет 62%.

Программный продукт позволяет построить трехмерную модель зависимости ГС от длины ствола и толщины пласта (рис. 3.4).

Толщина пласта, м

Рис. 3.4. Трехмерная модель зависимости дебита горизонтальной скважины от длины ствола и толщины пласта

 

Трехмерная модель представляет собой поверхность, которая учитывает те особенности, перечисленные выше.

Зависимость дебита ГС от вязкости нефти и проницаемости пласта приведены на рис. 3.5.

Рис. 3.5. Зависимость дебита горизонтальной скважины от проницаемости пласта и вязкости нефти

Показано, что с увеличением проницаемости пласта дебит ГС растет. Например, при k =20мД, =3мПа·с дебит составляет 60м3/сут. Двукратное увеличение проницаемости пласта (k =40мД), при прочих равных условиях приводит к приросту дебита ГС на 50%. Трехкратное увеличение вязкости нефти приводит к двукратному увеличению дебита ГС.

На рис. 3.6. приведена трехмерная визуализация результатов исследования.

 

Вязкость, мПа·с

Рис. 3.6. Трехмерная модель зависимости дебита горизонтальной скважины от проницаемости пласта и вязкости нефти

 

Показано, что результатом визуализации является поверхность, которая учитывает все особенности влияния k и на дебит ГС при прочих равных условиях.

Таким образом, применение ГС для добычи нефти позволяет значительно увеличить дебиты скважин и повысить эффективность разработки нефтегазовых месторождений. Причем влияние длины горизонтального ствола на увеличение дебита скважины значительнее, чем другие факторы.

Ниже приводим результаты расчетов дебита наклонных скважин по методу Борисова с использованием разработанного программного продукта. Расчеты ведутся в предположении, что пласт является однородно-изотропным. Расчеты дебита для наклонных и вертикальных скважин приведены на рис. 3.7.

Рис.3.7. Расчеты дебита для наклонной скважины

 

Как видно, дебиты наклонных скважин (НС), вычисленных по методу Борисова, значительно превосходят данные вертикальных скважин. Поэтому можем утвердительно сказать, что применение наклонных скважин кратно эффективнее, чем вертикальные скважины.

Зависимости дебита наклонной скважины от длины наклонного ствола, толщины пласта, вязкости нефти и проницаемости приведены на рис. 3.8, 3.9 и 3.11.

Рис. 3.8. Зависимость дебита наклонной скважины от длины ствола

Рис. 3.9. Зависимость дебита наклонной скважины

от длины ствола и толщины пласта

 

Рис. 3.10. Зависимость дебита наклонной скважины от проницаемости пласта и вязкости нефти

 

Из рисунков видно, что с увеличением длины наклонного ствола, толщины и проницаемости наблюдается рост дебита скважины. Увеличение вязкости в три раза приводит к уменьшению дебита на 66%. Увеличение толщины пласта в три раза приводит к росту дебита скважины на 55% при длине ствола наклонной скважины 50м.

Результаты 3D визуализации расчетов дебита наклонных скважин приведены на рис. 3.11 и 3.12.

Толщина пласта, м

Рис. 3.11. Трехмерная модель зависимости дебита наклонной скважины

от длины ствола и толщины пласта

 

Вязкость, мПа·с
Проницаемость, мД

Рис. 3.12. Трехмерная модель зависимости дебита наклонной скважины от проницаемости пласта и вязкости нефти.

 

Трехмерные модели зависимости дебита наклонной скважины от длины наклонного ствола и толщины пласта, а также от вязкости нефти и проницаемости пласта представляют собой поверхности. Зависимости q (L, h) выпуклые, а q (k, ) – вогнутые.

Сравнивания трехмерные модели зависимости дебита ГС и наклонной скважины от L и h видим, что дебит ГС больше, чем у наклонной скважины. При этом необходимо отметить, что длина ствола наклонной скважины колеблется в пределах не более 50-60м. В то время как длина ствола ГС значительно больше. Поэтому эффективность применения ГС достигается, прежде всего, за счет длины горизонтального ствола. Аналогичные исследования дебитов горизонтальных и наклонных скважин от проницаемости пласта и вязкости показали, что их влияние в этих скважинах незначительное. Например, при проницаемости пласта 20мД в ГС q=60м3/сут, а в НС - q=50м3/сут. В то время как при k=40мД дебит q=120м3/сут в ГС, а в НС - q=100м3/сут при прочих равных условиях.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

6. Выявление зависимости дебита от радиуса дренирования и длины гор. участка. Оценка производительности горизонтальных нефтяных скважин

Похожие главы из других работ:

Анализ работы газовой скважины в секторе с углом π/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси

1. Исследование зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора;

2. Нахождение распределения давления вдоль луча, проходящего через вершину сектора и центр скважины. 2. Анализ работы газовой скважины в секторе с углом р/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси 2...

Анализ работы газовой скважины в секторе с углом π/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси

3.1 Исследование зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора

1) Исследование зависимости дебита газовой скважины от угла б между непроницаемой границей и направлением на скважину при фиксированном расстоянии от вершины сектора до центра скважины...

Исследование движения жидкости и газа в пористой среде

4.1 Исследование зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора

1) Исследование зависимости дебита газовой скважины от угла б между непроницаемой границей и направлением на скважину при фиксированном расстоянии от вершины сектора до центра скважины...

Математические методы в геологии

Дифференциальные зависимости

Динамика подготовки запасов Q= Q(t) Динамику подготовки запасов можно разделить на 3 этапа. На 1-м этапе (1961-1970 гг.) видно, что подготовка запасов с 1961 г. была высокой и резко упала до 215622тыс.т. к 1970 году. На 2-м этапе (1970-1975гг.) наблюдается скачок...

Математические методы в геологии

Интегральные зависимости

Динамика открытия залежей. N=N(t) Динамика открытия залежей разделяется на 3 этапа. Из данного графика видно сначала постепенное, а затем резкое увеличение объема открытых залежей. На 1-м этапе (1961-1970 гг.) было открыто 2 залежи...

Направленное бурение

1. Выявление закономерностей естественного искривления скважин

Закономерности естественного искривления скважин выявляются на основании фактических замеров искривления по группе скважин. Замеры зенитных и азимутальных углов по скважинам 15, 2, 24, 38, 50 приведены в табл. 1...

Оперативные электромагнитные предвестники землетрясений

2.2 Суточные зависимости

В основе регулярных вариаций электромагнитного излучения лежит суточная компонента. Суточные вариации ОНЧ излучения проявляются во все времена года, но форма вариации подвержена сезонным изменениям...

Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения

Глава 2. исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения и выявление осложнений

В рамках проекта государственного значения - развития нового добывающего региона в 2003 г. ОАО «Сургутнефтегаз» начало работу в Восточной Сибири...

Подземная гидромеханика

8. Определение дебита каждой скважины и суммарного дебита, если данный круговой пласт разрабатывается пятью скважинами

Определяем дебит каждой скважины и суммарный дебит, если данный круговой пласт разрабатывается пятью скважинами, из которых 4 расположены в вершинах квадрата со стороной А = 500 м , а пятая - в центре...

Применение концепций, основанных на использовании скоростей распространения сейсмических волн

2.3 Выявление зон аномального давления

“Нормальное” давление в пластах пород существует тогда, когда давление флюидов в поровом пространстве породы равно гидростатическому, соответствующему глубине залегания породы. Если плотность флюида равна ?f, давление флюида равно Рf= ?fz...

Проект массового взрыва

5.1 Определение радиуса зоны, опасной по разлёту кусков породы

Ширина развала взорванной породы (В, м) приближена может быть рассчитана по формулам: ,м где - коэффициент характеризует взрываемость породы (к=33,5;2,53;22,5 соответственно для легко-, средне- и трудновзрываемых пород) принимаем 2,5; - коэффициент...

Расчет динамики подземных вод

5. Методы определения коэффициента фильтрации горных пород. Определение радиуса влияния

Как видно из приведенных в предыдущем параграфе формул, в большинстве из них присутствуют величины коэффициента фильтрации и радиуса влияния, на методах определения которых мы и остановимся...

Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины Комсомольского газового месторождения

4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем, как правило, вертикальная проницаемость kв значительно меньше горизонтальной kг...

Типы степенных распределений на примере Новошешминского и Северного нефтяных месторождений Татарстана

3. Выявление закономерностей распределения числа скважин в зависимости от накопленной добычи и дебита на примере Новошешминского и Северного месторождения. Построение графиков степенных распределений

Основываясь на исходные данные (таблица 1) и информацию, представленную в предыдущих главах, проведём анализ данных по добыче Новошешминского и Северного месторождений, с целью выявления закономерностей между дебитами...

Трассирование участка новой железнодорожной линии

2.Выявление и анализ возможных направлений проектируемой линии

Выполнение работ необходимо начать с изучения орографических условий района проектирования. В частности, рекомендуется выделять все реки и их притоки, а также направление простирания водоразделов...

geol.bobrodobro.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Джоши

Cтраница 1

Джоши [ 918а ], пользуясь преобразованием Лапласа, решили, задачу о неустановившемся притоке жидкости к горизонтальной скважине в ограниченном по простиранию пласте и на основе своего решения разработали методику определения производительности пласта и его границ с помощью кривых восстановления давления, построенных по результатам исследований горизонтальных скважин.  [1]

Джоши [66] разработал метод, состоящий в осаждении урана в виде селенита уранила из водно-спиртовой среды при рН 4 - 5; осадок после отделения растворяют в соляной кислоте и титруют селенистую кислоту раствором иода.  [2]

Джоши и Капур [213] предложили метод вычисления статистически средних значений констант сополимеризации гг и га по формулам rj Sri tg 9 / S tg 6 и ra Sr2 tg 6 / S tg в, где fj и r2 - точки пересечения прямых, построенных по методу Льюиса [214] на основе данных двух опытов с различным составом смеси мономеров, а 9 - угол пересечения прямых.  [3]

Джоши [66] разработал метод, состоящий в осаждении урана в виде селенита уранила из водно-спиртовой среды при рН 4 - 5; осадок после отделения растворяют в соляной кислоте и титруют селенистую кислоту раствором иода.  [4]

Дешмукх и Джоши [461 ] нашли, что гидролиз солей уранила при рН 4 2 - 4 3 проходит количественно при нагревании до 60 - 70 с избытком 0 1 М раствора иодата калия и иодида калия. При этом выделяется эквивалентное количество кислоты, которое приводит к образованию соответствующего количества свободного иода.  [5]

Наконец, Джоши и Паусон [24] обработали натриевую соль карбонилгидрида кобальта иодидом циклопентадиенил-дикарбонилжелеза и получили смешанное соединение, содержащее один атом железа, один атом кобальта, одну циклопентадиениль-ную группу и шесть лигандов-окись углерода. И в этом случав показано присутствие мостиковых и концевых карбонильных групп.  [6]

Дешмукх и Джоши [460] к восстановленному с помощью металлического алюминия раствору урана ( IV) добавляют избыток титрованного раствора феррицианида, раствор подщелачивают для завершения окисления урана ( IV) до урана ( VI), затем снова подкисляют 2N раствором серной кислоты, добавляют иодид калия и выделившийся иод титруют раствором тиосульфата натрия или арсенита натрия, применяя крахмал в качестве индикатора.  [7]

Дешмукх и Джоши [461 ] нашли, что гидролиз солей уранила при рН 4 2 - 4 3 проходит количественно при нагревании до 60 - 70 с избытком 0 1 М раствора иодата калия и иодида калия. При этом выделяется эквивалентное количество кислоты, которое приводит к образованию соответствующего количества свободного иода.  [8]

Дешмукх и Джоши [ 4601 к восстановленному с помощью металлического алюминия раствору урана ( IV) добавляют избыток титрованного раствора феррицианида, раствор подщелачивают для завершения окисления урана ( IV) до урана ( VI), затем снова подкисляют 2N раствором серной кислоты, добавляют иодид калия и выделившийся иод титруют раствором тиосульфата натрия или арсенита натрия, применяя крахмал в качестве индикатора.  [9]

Хэм [524] и Джоши [525], исходя из предположения о влиянии предпоследней мономерной единицы на реакционную способность полимерного радикала, рассчитали константы сополимеризации акрилонитрила со стиролом.  [10]

По методикам различных авторов: Джоши, Бабу-Оде, Григу - лецкого - Никитина и Трофимова - произведена оценка гидродинамической эффективности использования ГС, в результате которой установлено, что при длине горизонтального участка 300 м продуктивность ГС в 3 раза, при длине 450 м - в 2 5 - 3 5 раза и при длине 600 м - в 3 5 - 4 5 раза выше продуктивности вертикальной ( наклонно-направленной) скважины.  [11]

Дешмукх и Джоши [462] предложили определять уран ( IV) по количеству выделяющегося в осадок элементарного селена при обработке анализируемых растворов селенистой кислотой.  [12]

Он очень чувствителен к действию кислорода. Стабильный радикал ( 4) получил Коппингер [4] окислением соединения ( 3) двуокисью свинца в эфире, а также Караш и Джоши [5] - окислением щелочным раствором К.  [13]

Здесь отметим только, что в этом приборе энтальпия реакции определяется по массе теплообменной жидкости, испарившейся при ее нормальной температуре кипения вследствие поглощения теплоты, выделившейся в реакционном сосуде. Для проверки надежности работы прибора полностью воспроизвели прецизионные опыты Джоши [4] по измерению энтальпии радикальной полимеризации метилметакрилата ( ММА) и стирола ( СТ), выполненные в калориметре такого же типа. Результаты авторов и Джоши совпадают в пределах ошибок измерений.  [14]

Из кислот цикла Кребса чаще всего накапливаются яблочная и лимонная кислоты. Эти кислоты, по-видимому, наиболее известны в качестве главных компонентов мясистых плодов, причем в апельсинах, лимонах, землянике, красной и черной смородине, крыжовнике и в плодах томата преобладает лимонная кислота, а в яблоках, сливах и вишнях - яблочная. Действительно, в большинстве органов растений содержатся в легко обнаружимых количествах одна или обе эти кислоты; в некоторых же органах зеленых растений, в которых обмен кислот протекает по типу, характерному для представителей сем. IV), накапливаются значительные количества яблочной кислоты в течение ночи, а в течение следующего дня на свету эта яблочная кислота потребляется. Величина этих суточных колебаний варьирует в зависимости от типа органа, от стадии развития, от общих климатических условий, а также от ряда других факторов. Максимальная величина колебаний, достигавшая 2682 мг на 100 г сырого веса, была отмечена Барухом и Джоши в Бомбее для листьев Вгуор-hyllum calycinum в зимние месяцы. В условиях умеренного климата наблюдаемое изменение достигает 500 - 1000 мг на 100 г сырого веса.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Алгоритм расчета продуктивности горизонтальных скважин

1. Задать исходные данные:

- коэффициент проницаемости, мД

-толщина продуктивного пласта, м

- перепад давления, МПа

- коэффициент динамической вязкости нефти, мПа·с

- объемный коэффициент нефти,

-длина горизонтального ствола, м

-радиус скважины, м

- радиус дренирования для скважины (условный радиус контура питания), м.

2. Рассчитаем коэффициент продуктивности совершенных по степени вскрытия пласта наклонных и горизонтальных скважин по формулам

;

при одинаковых исходных параметрах, сравниваем полученные значения.

3. Рассмотрим изменения коэффициентов продуктивности, полученных по данным формулам, в зависимости от толщины пласта, длины горизонтального ствола скважины, проницаемости пласта и вязкости нефти, сравним полученные значения

4. Рассмотрим продуктивность пласта для горизонтальных скважин, используя формулы Джоши, Джайджера, Ренарду и Дюпюи:

по Джайджеру

;

по Ренарду и Дюпюи

;

 

 

по Джоши

.

5. Продуктивность пласта для наклонной скважины рассчитаем по формуле Борисова:

.

 

6. Построим зависимости продуктивности пласта от проницаемости, толщины пласта, длины горизонтального участка скважины, радиуса.

7. Найдем значения подвижности и гидропроводности для горизонтальных и наклонных скважин, рассмотрим влияние параметров на значения данных величин.

8. Построим зависимости.

Похожие статьи:

poznayka.org

Дебит горизонтальной скважины Коэффициент продуктивности Построение индикаторной диаграммы

Дебит горизонтальной скважины. Коэффициент продуктивности. Построение индикаторной диаграммы. Перец Дмитрий 24. 11. 2016 Газпром нефть 1

Повторение Тест Газпром нефть 2

Формула Дюпюи Без учета скин-фактора С учетом скин-фактора Газпром нефть 3

Установившийся приток к скважине Приток к вертикальной скважине на установившемся режиме Пласт. условия Поверх. условия Газпром нефть 4

Задача по определению площади дренирования горизонтальной скважины Методика решения: Горизонтальную скважину можно представить как множество расположенных вдоль ее горизонтального участка вертикальных скважин. Эта концепция применима в том случае, когда эффективная толщина пласта значительно меньше размеров площади дренирования. Таким образом, площадь дренирования для горизонтальной скважины, в случае известной эффективной площади для вертикальной скважины, можно приблизительно вычислить. Наиболее распространенные схемы: 1) Площадь представляется как сумма площадей o прямоугольника со следующими сторонами: длина горизонтального участка скважины и двойной эффективный радиус дренирования для вертикальной скважины; o Двух половин круга, которые являются половинами эффективной площади дренирования вертикальной скважины. 2) Предполагается, что область дренирования горизонтальной скважины представляет собой эллипс, полуоси которой: o o Малая – эффективный радиус дренирования для вертикальной скважины; Большая – сумма полудлины горизонтального участка скважины и эффективного радиуса дренирования для вертикальной скважины. Общий вид формул: rev rev 1) L 2) - эффективный радиус дренирования для вертикальной скважины rev L/2+rev - эффективный радиус дренирования для горизонтальной скважины Газпром нефть 5

Определение продуктивности горизонтальной скважины на стационарном режиме. Методика решения: Для расчета дебита горизонтальной скважины при стационарном режиме фильтрации существует множество авторских формул. Среди них: 1) формула Борисова 2) формула Гигера 3) формула Джоши Газпром нефть 6

Индикаторная кривая Газпром нефть 7

Индикаторная кривая Соотношение забойного давления с дебитом (индикаторная кривая / IPR), основанное на законе Дарси, является прямой линией (для нефтяной скважины). Pr 1 Наклон = коэфф. продуктивности (PI) 1 qmax (IPR – Inflow Performance Relationship) IPR определена на отрезке между средним пластовым давлением (Pr) и атмосферным давлением (Pатм). Производительность, соответствующая атмосферному давлению на забое – это максимально возможный теоретический дебит скважины (qmax). Дебит при забойном давлении, равном среднему пластовому давлению, равен нулю. Газпром нефть 8

Многофазный поток Когда давление падает ниже давления насыщения, из нефти выделяется газ. Давление, при котором выделяется первый пузырек газа, называется давлением насыщения (Pb). P > Pb P = Pb P

Многофазный поток(Pwf

Многофазный поток: метод Вогеля Уравнение Вогеля: Для сравнения, индикаторная кривая по формуле Дюпюи задается следующим уравнением: Газпром нефть 11

Многофазный поток: метод Вогеля Процедура: 1) Значения p¯, pwf и qo по исследованиям 2) Рассчитать (qo)max 3) Спрогнозировать добычу нефти при различных депрессиях и различных pwf (дебит будет максимальным, если нам удастся достичь Pwf = Ратм, i. e. нулевое забойное давление) Газпром нефть 12

Расчет qmax по Вогелю Газпром нефть 13

Расчет qmax по Вогелю Математическое отношение qmax Вогеля и абсолютного потенциального дебита Дарси (AOF) Газпром нефть 14

Многофазный поток (Pwf

Предположения Вогеля 1. При Pwf

Построение индикаторной кривой Вогеля . и окончательно строим индикаторную кривую по Газпром нефть 17

Построение индикаторной кривой Вогеля Газпром нефть 18

Построение индикаторной кривой Вогеля Газпром нефть 19

Коэффициент продуктивности Газпром нефть 20

Коэффициент продуктивности (КПРОД, PI, J) – абсолютное значение наклона индикаторной кривой (IPR). Используя коэффициент продуктивности можно рассчитать дебит. (J – Productivity Index) Газпром нефть 21

После этой лекции я должен знать 1. Варианты определения площади дренирования горизонтальной скважины 2. Что такое индикаторная кривая 3. Когда необходимо учитывать поправку Вогеля 4. Что такое коэффициент продуктивности Газпром нефть 22

present5.com