При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах ПЛАСТ- СКВАЖИНА – КОЛЛЕКТОР, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.
Рассмотрим; эти системы
ПЛАСТ
Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым. Пластовое давление – показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.
Начальное пластовое давление – давление в пласте до начала его разработки, как правило, находится в прямой связи с глубиной залегания нефтяного (газового) пласта и может быть определено приближенно по формуле :
|
где: Рпл.н – начальное пластовое давление
Н – глубина залегания пласта
r – плотность воды
g – ускорение свободного падения (9.81 м/сек2)
104 – переводный коэффициент, Па.
Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле. Такое его значение определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют забойное давление – давление на забое работающей или простаивающей скважины.
При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением.
Перепад давления = Рпл. – Рзаб.
Движение нефти начинается с какого – то расстояния, по мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет гидродинамическое давление. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта, равной 0.8 – 1.5 метра. Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Наибольший перепад давления в призабойной зоне пласта приводит к различным явлениям, например выпадение в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, смол, асфальтенов, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти явления уменьшают течение жидкости из пласта и называются скин – эффектом.
 Индекс продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости. |
J = PI = qн / Рпл. – Рзаб.
Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит по закону Дарси и определяется по формуле при стабильном состоянии скважины
 |
· при псевдо-стабильном состоянии скважины
 |
Где μн – вязкость пластового флюида
Rскв. – радиус скважины
k – проницаемость
S – скин
βн – пластовый объемный фактор
rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча
h –мощность пласта
Формула Вогеля для нефтяной скважины
Формула для для пласта не имеющего нарушений и с добычей придавлении ниже давления насыщения. Основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа.
 |
Комбинированная формула Дарси- Вогеля для нефтяных скважин.
Максимальный дебит по комбинированной формуле Дарси- Вогеля:
 |
Где pнас – давление насыщения
Qнас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения
Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.
При движении жидкости по пласту наибольший перепад давления наблюдается в ПЗП зоне 1-2 метра перед зоной перфорации. В связи с этим наибольший ущерб пласту наступает именно в этой зоне.