Замер дебита и приемистость

Контроль за разработкой нефтегазовых месторождений.

I Основные параметры фильтрации.

1.Проницаемость (фазовая и абсолютная) [Да, м²].

2.Подвижность - отношение проницаемой нефти к вязкости нефти: ί = k/µ [м²/Па∙с].

3.Гидропроводность - свойство пористой среды проводить жидкость. ξ = k∙h/µ [м³/Па∙с].

4.Пьезопроводность - свойство пористой среды передавать изменение давления флюида.

æ = k/(µ∙(mβ_ж+β_с)) [м²/с], где m-пористость

β_ж,с-сжимаемость жидкости и скелета.

5.Коэффициент продуктивности - количество жидкости, которое может быть добыто из скважины при создании депрессии давления на его забое.

K = Q/ΔP [м³/Па∙сут].

Цель контроля за разработкой:

1.Оценка эффективности принятой системами разработки в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению.

2.Получение информации необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по ее совершенствованию.

II Обязательный комплекс исследований.

Определяют на не обустроенных площадях при пробной эксплуатации при помощи мерника (мерная емкость).

V_зам = S∙h_взл , где h_взл - высота взлива за время замера

S - площадь поперечного сечения.

q_ж.о. = V_зам / t_зам ∙ 24, [м³/сут].

q_н = q_ж.о. ∙ ρ_л, [т/сут].

q_н.о. = (q_ж.о.(100 - B)/100)∙ ρ_л, [т/сут].

На обустроенных площадях – с помощью ГЗУ «Спутник»

Приемистость измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленного на КНС.