2.1.3 Приплив флюїду до свердловин
Процес руху флюїду в пористому середовищі називається фільтрацією. Така назва цьому процесу дана тому, що, на відміну від руху трубами, в пористому середовищі флюїд переміщається не суцільним потоком, а окремими дрібними цівками, які багато раз змінюють свій напрям, фільтруючись крізь канали, утворені частинками породи.
Фільтрація флюїду в пласті можлива тільки при перепаді тиску в різних ділянках пласта. Цей процес проходить від ділянок з підвищеним тиском до зон з меншим тиском – вибою свердловин, які експлуатуються. На рідину і газ в пласті діє певний тиск – пластовий. Пластовий тиск – це тиск, виміряний в закритій свердловині за відсутності відбору з неї флюїду.
Встановлений при цьому рівень рідини в свердловині, називається статичним рівнем. Відстань до рівня вимірюється зверху від устя свердловини, а висота стовпа рідини від вибою до статичного рівня Нст.
,
(2.1)
де Н – глибина свердловини;
h – висота стовпа рідини.
Якщо пластовий тиск перевищує тиск стовпа рідини, яка заповнює свердловину, то при відкритому усті зі свердловини рідина переливатиметься. За показами манометра, встановленого на усті, при закритій свердловині, визначають різницю між пластовим тиском і тиском вище стовпа рідини, яка заповнює свердловину.
При експлуатації свердловини тиск на вибої (вибійний тиск) стає нижчим від пластового тиску і в свердловині, (у її затрубному просторі), встановлюється новий рівень рідини, що називається динамічним. Природно, що динамічний рівень завжди нижчий від статичного.
Кількість нафти, яка надходить до вибою свердло-вини, залежить від проникності порід пласта, в’язкості нафти і перепаду тиску або різниці між пластовим і вибійним тиском. Найкраще простежується залежність між кількістю видобутої нафти (дебітом свердловини) і перепадом тиску. Ця залежність у певних границях дебіту близька до лінійної, тобто із збільшенням перепаду на одиницю тиску отримують приблизно той самий приріст дебіту свердловини. Рівняння припливу нафти в свердловину при цьому має вигляд
,
(2.2)
де Q – дебіт нафти, т/добу;
K – коефіцієнт продуктивності, чисельно дорівнює приросту дебіту свердловини на одиницю зниження вибійного тиску (враховується, що пластовий тиск величина стала); рпл = const; рпл і рвиб – пластовий і вибійний тиск.
Якщо відомі коефіцієнт продуктивності і пластовий тиск, можна визначити дебіт свердловини, задаючись величиною зниження вибійного тиску.
Коефіцієнт продуктивності визначають за даними спеціальних дослідних робіт, техніка проведення яких різна і залежить від способу експлуатації свердловини. Суть дослідження свердловини на приток полягає в таких операціях. Заміряють дебіт свердловини, експлуатованої на якомусь певному режимі, і одночасно заміряють вибійний тиск. Потім змінюють режим роботи свердловини і знов одночасно заміряють її дебіт і вибійний тиск. За даними замірів встановлюють залежність дебіту свердловини від вибійного тиску. Якщо відомі дебіт рідини і відповідні їм перепади тиску (депресії), можна побудувати криву залежності притоку рідини від депресії, яка називається індикаторною лінією. Для цього будують графік, на якому на вертикальній осі відкладають величини перепадів тиску, а на горизонтальній – величину дебіту. На цьому графіку кожній величині перепаду тиску відповідає певний дебіт рідини. За формою індикаторні лінії можуть бути не тільки прямими, але і випуклими до осі дебіту (крива 2 на рис. 2.1).
Рисунок 2.1 – Індикаторні лінії залежності дебіту