25400 (686830), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Из теоремы о нахождении тангенса угла в прямоугольном треугольнике знаем, что он равен отношению противолежащего катета к
прилежащему поэтому 
Коэффициент A в свою очередь равен:
.
2.2 Расчёт теоретических значений коэффициентов фильтрационного сопротивления для гидродинамически совершенной скважины
В расчетах были использованы следующие исходные данные:
Таблица 1
| Название параметра | Обозначение | Значение |
| Мощность пласта, м | h | 30 |
| Глубина вскрытия, м | b | 15 |
| Проницаемость, 10-12 м2 | k | 0,29 |
| Радиус контура питания, м | Rк | 300 |
| Радиус скважины, м | rс | 0,08 |
| Атмосферное давление, 106 Па | pат | 0,1 |
| Атмосферная температура, К | Тат | 293 |
| Плотность при pат и Тат, кг/м3 | ρат | 1,967 |
| Динамическая вязкость нефти, мПа*с | μ | 0,012 |
| Коэффициент сверхсжимаемости | z | 0.72 |
| Пластовая температура, К | Тпл | 301 |
| Доп. коэффициент пористой среды | β | 15 |
По формуле для двучленной фильтрации совершенной скважины получаем:
(31)
где 
Найдём коэффициент гидродинамического сопротивления А:
Коэффициент гидродинамического сопротивления В равен:
Введя коэффициенты несовершенства скважины по степени вскрытия С1 и С1’ получим двучленную фильтрацию для несовершенной скважины.
С1 и С1’ находим по формулам (25) и (26) соответственно.
Зная С1 и С1’, а также степень вскрытия пласта
=h/b по формуле (30) находим коэффициенты гидродинамического сопротивления А и В, приняв за ноль коэффициенты несовершенства скважины по характеру вскрытия С2 и С2’, так как фильтрация происходит через фильтр, а не через перфорационные отверстия.
2.3 Оценка гидродинамического несовершенства скважины
Зная теперь значения коэффициентов А и В для совершенных и несовершенных скважин можем найти несовершенство скважины.
Оно записывается в виде:
(32)
Qсов и Qнесов находим из уравнения(31),взяв 
=2,99МПа2 и 
=2,25МПа2.
0,003·
+0,27·
-0,74=0
D=(0,27)2-4·0,003·(-0,74)=0,08178
0,011·
+0,4·
-0,74=0
D=(0,4)2-4·0,011·(-0,74)=0,193
Из этого следует:
Если выразить 
в процентах, то получим: 
.
Выразим δ по следующей формуле:
(33)
где С=С1
Получим:
или в процентах: δ=65%.
Вывод
1.По данным гидродинамических исследований газовой скважины был построен график зависимости забойного давления(pзаб) от дебита(Q) из которого, исключив неправильное значение pзаб, было найдено пластовое давление(pпл) методом экстраполяции этой кривой до пересечения с осью ординат, а также коэффициенты гидродинамического сопротивления А и В, путём построения графика зависимости (
)/Qат от Qат . Эти значения коэффициентов гидродинамического сопротивления соответствуют несовершенной скважине.
2.По формулам двучленной фильтрации были вычислены коэффициенты гидродинамического сопротивления А и В для совершенной скважины, причём при сравнении их с коэффициентами Ан и Вн, вычисленными по тем же формулам для несовершенной скважины, выяснилось, что извилистость каналов фильтрации оказывает большее влияние на течение жидкости, чем её вязкость, т.е. ΔB > ΔA.
3.Зная значения коэффициентов гидродинамического сопротивления А и В и то что скважины эксплуатировались при одинаковых условиях нашли несовершенство скважины, причём и по отношению дебитов Q и Qат, и по отношению коэффициентов А и Ан оно практически одинаково и отличается лишь на 1% , что может быть связано с неточность подсчётов.
4. Вычисленные теоретически и практически для несовершенной скважины коэффициенты гидродинамического сопротивления А одинаковы, в отличии от коэффициентов В, которые отличаются почти в 5 раз, это связано с тем, что оценка извилистости каналов фильтрации по известным давлениям и дебитам менее точна, чем та же оценка по известным фильтрационным характеристикам пласта. 4.
Список используемой литературы
1. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993г.
2. Ш. К. Гиматудинов Физика нефтяного и газового пласта М.: Недра, 1971г.
3.Лекции по подземной гидромеханике.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
