ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Опеределение коэффициента продуктивности из "Теория и практика газлифта" При решении задачи о технологическом режиме эксплуатации газлифтной скважины необходимо применять системный подход, который заключается в рассмотрении всех элементов, входящих в указанный комплекс. Эти элементы таковы пласт — движение флюида в нем характеризуется коэффициентом продуктивности подъемник — потери давления в этом элементе рассчитывают с использованием теоретико-экспериментальных зависимостей течение рабочего агента через клапан движение смеси через штуцер движение смеси по наземным трубопроводам или проложенным в море коммуникациям. [c.6] При рассмотрен задачи о расчете газлифтного процесса в общую математическую модель следует включать в качестве подпрограмм указанные расчетные зависимости. [c.6] Детальная классификация видов индикаторных кривых предлагается В.Н. Щелкачевым. Математические методы обработки индикаторных кривых для трещинных и трещиновато-пористых пластов принадлежат А.Т. Горбунову и Д.Н. Кузьмичеву. [c.8] Определяющим фактором при вычислении коэффициента продуктивности является фазовая проницаемость пласта. [c.8] С увеличением давления растет насыщенность породы нефтью и, следовательно, относительная проницаемость коллектора по жидкости. Поэтому подынтегральная функция в (1.6) является монотонно возрастающей с уменьшающейся первой производной по р. Из этого следует, что при одинаковом перепаде давления между пластом и забоем интеграл тем больше, чем выше абсолютное давление. [c.9] Уравнение (1.9) с хорошей точностью аппроксимирует характеристики процесса фильтрации на ранних стадиях разработки (до 10% выработки всего запаса нефти). Однако для приближенных оценок можно использовать (1.9) и при выработке до 14%. При использовании этого соотношения для поздних стадий разработки увеличивается относительная погрешность при определении дебита. Но, поскольку в эти периоды уменьшаются значения дебитов, абсолютная погрешность оказывается не очень высокой. Наибольшие относительные погрешности при адаптации зависимости (1.9) к условиям конкретной скважины наблюдаются при испытаниях скважи- И 1 на низких дебитах. Опыт практического применения этой зависимости указывает на то, что погрешность не превышает 10 %. [c.10] Подстановка этой формулы в (1.10) позволит определить К как функцию дебита нефти. [c.10] Изложенный метод может дать большие погрешности при нахождении параметров эксплуатации коллектора, разрабатываемого при наложении на режим растворенного газа других режимов, в частности, если давление в пласте выше давления насыщения. Кроме того, возможны ошибки, если в пласте происходит трехфазная фильтрация. Соотношение (1.9) неадекватно описывает условия с резко ухудшенными свойствами призабойной зоны (скин-эффект). [c.11] Затем по (1.13) вычисляем = 2,6 10 = м / (с МПа). [c.12] Существуют также графические методы предсказания вида индикаторной диаграммы [25], основанные на эмпиричес1д1х выводах о линейной зависимости коэффициента продуктивности от накопленной добычи в полулогарифмических координатах и о линейности зависимости дебита нефти от разницы между пластовым и забойным давлением в полностью логарифмических координатах. [c.12] Вернуться к основной статье