Дебит скважины нефтяной: определённый расчёт дебита скважины, формула нефти

Высокие дебиты скважин

Проблема

Для совершенствования управления эксплуатацией скважин важную роль играет использование измерений многофазных потоков. Неправильные данные о дебитах могут привести к тому, что операции по увеличению дебита скважины окажутся неэффективными, вложенные средства пропадут зря в случае выдачи завышенных значений дебитов. К тому же на высокодебитовых скважинах требуется отслеживать расход всех трех фаз непрерывно.

Альтернативы

Существующие на рынке альтернативы — зарубежный многофазный расходомер с изотопом и многофазный расходомер без источника ионизирующего излучения. Минусы данных решений — отсутствие производства, сервисного обслуживания и ЗИП в РФ, валютная зависимость, ограничения применимости в сложных условиях.

Решение

При принятии решения относительно продолжения работ с использованием либо традиционных, либо многофазных замеров добываемого продукта может существовать некоторый компромисс. Применение многофазных расходомеров пока не является таким решением всех задач. Но все же их использование доказывает, что они являются эффективным решением проблемы получения измерений при опробовании скважин во многих случаях. Практика управления добычей извлекает выгоду как из более качественных измерений, так и из более глубокого взгляда на нужды измерений и решения. В любом случае многофазные измерения занимают прочные позиции в управлении эксплуатацией.

Для получения высокоточных измерений применяются измерительные установки «ОЗНА-МАССОМЕР», «ОЗНА-Vx» для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа как сепарационным методом, так и бессепарационным методом измерений путем подключения скважины к измерительной установке «ОЗНА-МАССОМЕР» или к расходомеру(ам) многофазному(ым) Vx , Vx Spectra.

В установках используются сепарационный и бессепарационный методы измерений.

Сепарационный метод измерений основан на применении установки измерительной «ОЗНА-МАССОМЕР», в состав которой входят нефтегазовый сепаратор, расходомеры жидкости массовые, расходомеры газа массовые или объемные, влагомеры, преобразователи температуры и давления.

Сепаратор выполнен в виде одного цилиндра или двух, расположенных один над другим, оборудован циклоном, который является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из нефтегазоводяной смеси, а также для осушки нефтяного газа с помощью каплеотбойников. Конструкция сепаратора также обеспечивает сбор и отстой сырой нефти, в процессе которого происходит выделение из нефти растворенного газа.

Регулирование циклов накопления и слива нефтегазоводяной смеси и величины расхода через расходомеры-счетчики сырой нефти и нефтяного газа осуществляется двумя способами:

— при помощи заслонки, устанавливаемой в месте подключения трубопровода для отвода нефтяного газа (газовая линия) и поплавкового устройства, механически связанных друг с другом с помощью рычагов и тяги. На трубопроводе для отвода сырой нефти (жидкостная линия) устанавливается регулятор расхода.

Измерительная автоматизированная установка «ОЗНА-Vx» является единственным в стране локализованным западным решением с собственным сервисом в России. Оборудование позволяет осуществлять непрерывные измерения дебитов нефти, воды и газа, а также фракционного состава многофазных потоков практически любой сложности. Использование установки позволяет контролировать режим добычи эксплуатируемого фонда скважин в самых разнообразных промысловых условиях.

Результат

Преимущества применения установок «ОЗНА-МАССОМЕР» и «ОЗНА-Vx» — надежность получаемых данных, непрерывные измерения – данные в реальном времени для анализа и принятия решений ранняя идентификация водопроявления, сокращение объема работа по пробоотбору и химическому анализу, оптимизация рабочих режимов применяемого оборудования, сокращение капитальных затрат на обустройство за счет реализации компактных технических решений.

Установка автоматизированная измерительная «ОЗНА-Массомер»

Измерительная установка «ОЗНА-Vx»

Контакты:

Коммерческий отдел 
тел./факс: +7 (34767) 9-50-11, 4-01-59 
эл. почта: [email protected]

1760 т нефти в сутки – новый дебит скважины на Приразломном — Нефтянка

Skip to content

«Газпром нефть» ввела в строй на своем арктическом активе две новые добывающие скважины. Новости российского импортозамещения: впервые на шельфе Арктики на одной из скважин начала работать установка электрического центробежного насоса отечественного производства.

Как сообщает компания, теперь на месторождении в Печорском море в эксплуатации десять скважин: шесть добывающих, три нагнетательных и одна поглощающая скважина. Одна из введенных скважин оборудована установкой электрического центробежного насоса отечественного производства – первый опыт использования высокотехнологичного российского оборудования на арктическом шельфе. Уже в первые дни работы новой установки дебит нефти на скважине с российской установкой достиг 1760 т нефти в сутки. Всего проект освоения Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря предусматривает ввод в эксплуатацию 32 скважин. «Ввод в эксплуатацию первой установки электрического центробежного насоса отечественного производства на арктическом шельфе – значимое достижение для всей российской промышленности. Важно, что именно эта установка обеспечила самую высокую скорость нефтедобычи за всю историю работы «Приразломной». Мы продолжим повышать эффективность разработки месторождения, строго следуя требованиям промышленной и экологической безопасности», – комментирует генеральный директор «Газпром нефть шельфа» Геннадий Любин.

Приразломное – единственный на российском арктическом шельфе нефтедобывающий проект. Напомним, что промышленная разработка месторождения начата в декабре 2013 г. Новый сорт нефти ARCO впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 г. Недропользователем проекта является «Газпром нефть шельф», дочерняя компания «Газпром нефти». Месторождение открыто в 1989 г. и располагается в Печорском море в 60 км от берега. Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн т. Для его разработки создана морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная». Она рассчитана на эксплуатацию в экстремальных природно-климатических условиях, отвечает самым современным требованиям безопасности и способна выдержать максимальные ледовые нагрузки.

Как отмечает пресс-служба «Газпром нефти», все скважины, эксплуатируемые на месторождении, находятся внутри платформы – ее основание одновременно является буфером между скважиной и открытым морем. Глубина моря в районе месторождения – 20 м. Кроме того, установленное на скважинах оборудование позволяет предотвратить возможность неконтролируемого выброса нефти или газа. Система хранения нефти на платформе предусматривает «мокрый» способ размещения сырья в резервуарах, что исключает попадание в емкости кислорода и образование взрывоопасной среды.

Отгрузочная линия по перекачке нефти на танкер оборудована системой аварийной остановки, которая срабатывает мгновенно. Рядом с платформой несут постоянное аварийное дежурство специализированные ледокольные суда, оборудованные новейшими комплексами нефтесборного оборудования. «Приразломная» работает в соответствии с принципом «нулевого сброса»: использованный буровой раствор, шлам и другие технологические отходы закачиваются в специальную поглощающую скважину.

См. также

См. также

Как рассчитать дебит нефти и газа

Как рассчитать дебит нефти и газа

3

АКЦИИ

Расход в нефтегазовой отрасли чрезвычайно важно понимать, особенно знать, как правильно его рассчитать. Прочтите это руководство для получения дополнительной информации.

Нефтегазовая промышленность является крупным коммерческим предприятием на энергетическом рынке и всегда играет очень влиятельную роль в мировой экономике. Это первоисточник в мире. Системы и процессы, связанные с добычей и распределением нефти и газа, являются капиталоемкими, очень сложными и всегда требуют передовых технологий.

В этой статье кратко обсуждается обеспечение потока, способы расчета расхода нефти и газа, обеспечение потока и значение расхода в нефтегазовой отрасли.

Flow Assurance

Растущий спрос на значительное количество энергии, наряду с колебаниями цен на природный газ и нефть, требует пересмотра существующих технологий добычи, транспортировки и хранения нефти и газа. Также были внедрены новые современные технологии для разработки нефтяных и газовых скважин, которые значительно повышают эффективность производства и экономичность.

Однако по мере того, как компании начинают копать глубже под землей и под водой, возникает одно из основных препятствий: как с финансовой точки зрения доставить высокоценные углеводородные ресурсы из пласта потребителю или конечному пользователю.

Это побудило ученых и производителей нефти и газа ввести термин: обеспечение потока.

Обеспечение потока – это экономичный и успешный поток углеводородных потоков из резервуара к потребителю или точке продажи. Основное внимание уделяется производственному и инженерному жизненному циклу, т. е. от резервуара до переработки и переработки, чтобы обеспечить беспрепятственную транспортировку углеводородов из резервуара на нефтеперерабатывающий завод без перерыва.

Обеспечение потока охватывает несколько вопросов, связанных с потоком, в том числе;

• Забивка
• Эмульсии
• Образование гидратов
• Производство песка
• Восковые образования и т. д.

Причины отказа обеспечения притока

Наиболее заметное препятствие, возникающее при добыче из газоконденсатного пласта, связано со скоростью потока или с тем, как беспрепятственно доставить жидкость из скважин на перерабатывающую установку практически без давления уронить.

Перепады давления в многофазных потоках являются основной функцией структуры потока и удержания жидкости. Определение схемы течения в трубопроводе, а также задержки жидкости помогает точно предсказать падение давления.

Пробковое течение

Пробковое течение представляет собой явление, которое происходит в многофазном потоке и чаще встречается на большинстве морских технологических установок. Это часто включает стояки к платформам обработки, а также трубопроводы морского дна.

Поэтому очень важно правильно предсказать частоту образования пробок для правильной конструкции перерабатывающего предприятия, включая точные размеры пробкоуловителей и сепараторов.

Кристаллизация гидратов

Наличие свободной воды в газопроводах способствует ускорению образования гидратов. Обычно это происходит при определенных условиях давления и температуры.

Гидраты представляют собой метастабильные затвердевшие соединения, стабильность и свойства которых зависят от физических условий, таких как температура и давление. Эти льдоподобные соединения газовых гидратов легко кристаллизуются из более легких углеводородов, сероводорода, свободной воды, зародышей (ил/накипь) и других газов.

Когда гидраты кристаллизуются, они полностью или частично блокируют беспрепятственный поток жидкости внутри труб. Это приводит к значительному снижению дебита скважины и противодавлению на устье.

Образование гидратов может легко разрушить скважину. Точные прогнозы кристаллизации гидратов в трубопроводах помогают легко оценить проблему, а затем принять необходимые меры для ее решения.

Вот почему важно изучать поток или скорость потока в трубе с помощью расходомеров для достижения эффективности и успешного производства.

Скорость потока и важность измерения скорости потока

Скорость потока связана с объемом жидкости, который проходит через заданную площадь поперечного сечения в единицу времени. Обычно его точно измеряют с помощью расходомера. Важность измерения скорости потока невозможно переоценить. Точная скорость потока обеспечивает бесперебойную работу процессов управления жидкостью, экономично и безопасно.

Точное измерение расхода дает ряд преимуществ. Но перед этим давайте обсудим, как рассчитать дебит нефти и газа.

Как рассчитать расход нефти и газа

Большинство устройств для измерения расхода обеспечивают расчеты логического расхода, основанные главным образом на скорости жидкости. Перепад давления, который заставляет жидкость проходить прямо через трубу, определяет скорость жидкости.

Площадь поперечного сечения трубы остается постоянной, что делает среднюю скорость жидкости высоконадежным критерием или критерием расхода.

Преимущества измерения расхода нефти и газа

Точное измерение расхода имеет 3 явных преимущества, описанных ниже:

• Контроль качества

Измерение скорости потока является одним из важнейших параметров в нескольких приложениях. Всегда крайне важно убедиться, что нужная жидкость проходит через правильный канал и в нужное место в нужное время, независимо от того, измеряете ли вы жидкости или газы.

Измерение расхода имеет гораздо большее значение в приложениях, требующих строгого или очень детального контроля качества, таких как контроль партии, процессы дозирования под давлением в фармацевтической промышленности и т. д.

Строгое соблюдение чрезвычайно высоких стандартов безопасности предприятия и контроля качества имеет несколько неотъемлемых экономических преимуществ.

Например, в пищевой промышленности и фармацевтике регулярное использование расходомеров обеспечивает обнаружение мертвых ветвей и помогает свести к минимуму потери очень дорогих сред. Это одно из многих экономических преимуществ, связанных с регулярным измерением расхода.

Более того, если машины и трубопроводы будут работать в оптимальном режиме, последующее сокращение общих затрат на техническое обслуживание обеспечит ощутимую экономию.

• Здоровье и безопасность

Общее здоровье и безопасность операторов или персонала всегда должны быть в центре внимания каждого производственного процесса, в том числе тех, которые тесно связаны с газами и жидкостями. Регулярное проведение точных и высоконадежных измерений расхода остается одним из лучших и наиболее эффективных способов обеспечения безопасности или защиты персонала.

Когда окружающая среда полностью безопасна для выполнения персоналом своих обязанностей, это порождает гораздо более продуктивное состояние дел. Время простоя сведено к минимуму, а оборудование работает эффективно.

Заключение

Важность обеспечения потока в нефтегазовой отрасли невозможно переоценить. Когда обеспечение потока не работает, результат может быть катастрофическим.

Вот почему всегда важно измерять и рассчитывать расход нефти и газа. Это помогает обнаруживать узкие места или тупиковые участки, которые можно легко устранить, чтобы предотвратить минимизацию производительности или сбой обеспечения потока.

СВЯЖИТЕСЬ С НАМИ СЕГОДНЯ!

Производительность нефтяных скважин — PetroWiki

При рассмотрении производительности нефтяных скважин часто предполагается, что производительность скважины можно оценить по индексу продуктивности. Однако Evinger и Muskat ^[1] указали, что для многофазного потока существует кривая зависимость между расходом и давлением и что прямолинейный индекс производительности не применяется к многофазному потоку. Концепция постоянного индекса продуктивности подходит только для нефтяных скважин, работающих в условиях однофазного потока, при давлениях выше давления насыщения пластового флюида. Для пластовых давлений, меньших давления насыщения, пластовый флюид существует в виде двух фаз, пара и жидкости, и для прогнозирования работы нефтяной скважины должны применяться методы, отличные от индекса продуктивности.

Содержание

• 1 Характеристики притока
  • 1.1 Соотношение производительности притока Фогеля
  • 1. 2 Использование изохронного тестирования
  • 1.3 Многоскоростные тесты, включающие поток без Дарси
  • 1.4 Другие методы
  • 1,5 Однофазный и двухфазный поток
  • 1.6 Трехфазный поток
  • 1.7 Пример
  • 1.8 Раствор
• 2 Будущие методы работы
• 3 Номенклатура
• 4 индекса
• 5 Каталожные номера
• 6 примечательных статей в OnePetro
• 7 Внешние ссылки
• 8 См. также
• 9 Категория

Характеристики притока

Было предложено множество эмпирических соотношений для прогнозирования работы нефтяной скважины в условиях двухфазного потока. Некоторые из основных методов описаны ниже.

Зависимость производительности притока Фогеля

Фогель ^[2] был первым, кто представил простой в использовании метод прогнозирования производительности нефтяных скважин. Его эмпирическое соотношение производительности притока (IPR) основано на результатах компьютерного моделирования и определяется как

. …………………(1)

Чтобы использовать эту взаимосвязь, инженеру необходимо определить дебит нефти и гидравлическое забойное давление по результатам эксплуатационных испытаний и получить оценку среднего пластового давления на момент проведения испытаний. Имея эту информацию, можно оценить максимальный дебит нефти и использовать его для оценки дебитов для других гидравлических забойных давлений при текущем среднем пластовом давлении.

Использование изохронного тестирования

Fetkovich ^[3] предложил изохронное исследование нефтяных скважин для оценки продуктивности. Его уравнение производительности основано на эмпирическом уравнении производительности газовой скважины, предложенном Роулинзом и Шеллхардтом. ^[4]

………………….(2)

, и для получения значений C и n требуется множественный тест скорости. Ожидается, что логарифмический график зависимости квадрата давления от расхода будет представлять собой прямую линию. Инверсия наклона дает оценку n, показателя потока. Коэффициент расхода можно оценить, выбрав скорость потока и давление на логарифмическом графике и используя информацию в Уравнение 2 для расчета C. IPR можно разработать, переформулировав уравнение доставляемости Фетковича, чтобы получить Eq. 3 .

………………….(3)

Многоскоростные тесты, включающие поток без Дарси

Джонс, Блаунт и Глэйз ^[5] также предложили метод многоскоростного теста, в котором они попытались включить эффекты потока без Дарси. Основное уравнение для описания потока нефти:

………………….(4)

, где a представляет собой коэффициент ламинарного потока, а b — коэффициент турбулентности. Чтобы использовать этот метод, необходимо получить информацию о множественных тестах скорости, аналогичную методу Фетковича. Ожидается, что график отношения перепада давления к расходу в зависимости от расхода на координатной бумаге будет представлять собой прямую линию. Коэффициент ламинарного потока a представляет собой точку пересечения графика, а наклон кривой дает коэффициент турбулентности b. Как только a и b были определены, дебит при любом другом динамическом давлении в стволе скважины может быть получен путем решения

………………….(5)

Максимальная скорость потока может быть оценена из уравнения . 5 , доведя динамическое забойное давление до нуля.

Другие методы

В литературе имеется несколько других двухэтапных методов IPR. Gallice и Wiggins ^[6] предоставляют подробные сведения о применении некоторых из этих методов, сравнивают и обсуждают их использование для оценки производительности нефтяных скважин с указанием преимуществ и недостатков.

Однофазный и двухфазный поток

При определенных обстоятельствах в резервуаре может возникать как однофазный, так и двухфазный поток. Это происходит, когда среднее пластовое давление выше давления насыщения пластовой нефти, в то время как динамическое забойное давление меньше давления насыщения. Чтобы справиться с этой ситуацией, Neely ^[7] разработал составную IPR, которую демонстрирует Brown ^[8] . Композитный IPR объединяет IPR Фогеля для двухфазного потока с однофазным индексом продуктивности. Соотношение, которое дает максимальный дебит нефти:

………………….(6)

Соотношения для определения дебита нефти при различных гидродинамических забойных давлениях:

………………….(7)

, когда динамическое забойное давление больше, чем давление насыщения, и

………………….(8)

, когда динамическое забойное давление меньше давления насыщения. Скорость потока при давлении насыщения, qb, используемом в уравнении . 8 определяется с Уравнение 7 , где pwf равно pb.

Соответствующий J для использования в уравнениях. 6 и 7 зависит от гидравлического забойного давления контрольной точки. Если динамическое забойное давление больше, чем давление насыщения, то скважина находится в условиях однофазного течения и J определяется по формуле

. …………………(9)

Когда динамическое забойное давление меньше давления насыщения, J определяется из

…………………(10)

После того, как значение J определено для условий испытаний, оно используется для расчета полной кривой производительности притока как выше, так и ниже давления насыщения с помощью Eqs. 7 и 8 . Составной IPR применим только тогда, когда среднее пластовое давление больше, чем давление насыщения.

Трехфазный поток

Wiggins ^[9] представил простой в использовании IPR для трехфазного потока, который по форме аналогичен IPR Фогеля. Он был основан на серии симуляционных исследований. Она дает результаты, аналогичные двум другим моделям трехфазного потока ^{[8] [10]} и проще в реализации. Уравнения. 11 и 12 дают обобщенные трехфазные IPR для нефти и воды соответственно.

………………….(11)

………………….(12)

Пример

В таблице 1 представлены данные многоточечного испытания на добывающей нефтяной скважине, использованные для демонстрации двухфазных методов IPR. Среднее пластовое давление для этого примера составляет 1734 фунтов на квадратный дюйм.

• Таблица 1

Решение

Чтобы применить методы IPR, получите информацию о результатах испытаний, которая включает дебиты, динамическое забойное давление и оценку среднего пластового давления. ПИС Фогеля представляет собой отношение с одной ставкой, и самая высокая тестовая ставка используется для демонстрации этой интеллектуальной собственности. Данные, полученные при наибольшей депрессии давления, можно использовать с уравнением . 1 для определения максимального дебита нефти.

………………….(13)

Расчетная максимальная добыча нефти составляет 2 065 барр. баррелей в день. Затем это значение используется для оценки дебита при других значениях динамического забойного давления для построения полной кривой характеристик притока. Еще раз, Eq. 1 будет перекомпонован для расчета производительности при динамическом забойном давлении 800 фунтов на квадратный дюйм.

………………….(14)

ПИС Фетковича требует нескольких контрольных точек для определения показателя доставляемости n. Таблица 2 показывает тестовые данные, подготовленные для построения графика. Данные нанесены на логарифмический график, который используется для оценки наклона наиболее подходящей прямой линии по данным. Показатель доставляемости n является обратной величиной наклона. Как только n определено, Eq. 3 можно использовать для оценки максимального дебита нефти. Рис. 1 представляет собой график данных, который показывает, что наиболее подходящая прямая линия имеет наклон 1,347, что дает значение n, равное 0,743. Расчетный максимальный дебит нефти 1,497 STB/D, как экв. 15 шоу.

………………….(15)

После оценки максимальной скорости она используется с Eq. 3 для оценки дебита при других значениях динамического забойного давления, чтобы построить кривую характеристик притока способом, аналогичным показанному с помощью IPR Фогеля. Для метода Фетковича производительность оценивается в 1253 баррелей в сутки при динамическом забойном давлении 800 фунтов на квадратный дюйм.

Чтобы применить метод Джонса, Блаунта и Глэйза к этому набору данных, Таблица 3 была подготовлена, и данные нанесены на график координат, как показано на Рис. 2 . Наиболее подходящая прямая линия дала наклон 0,0004 фунтов на квадратный дюйм абс./(STB/D) ² , что является коэффициентом турбулентности b. Точка пересечения представляет собой коэффициент ламинарного потока и составляет 0,23 фунта на кв. дюйм/STB/D. Эти значения используются в Eq. 5 для определения максимального дебита нефти 1814 баррелей в сутки при динамическом забойном давлении 0 фунтов на квадратный дюйм.

………………….(16)

Это же соотношение используется для оценки дебита при других значениях динамического забойного давления для построения кривой характеристик притока. При динамическом забойном давлении 800 фунтов на квадратный дюйм дебит оценивается в 1267 баррелей в сутки.

Из этого примера каждый из трех методов дал разные значения максимального дебита нефти, а также дебита при динамическом забойном давлении 800 фунтов на квадратный дюйм. В результате оценки добычи будут зависеть от IPR, используемого в анализе, и инженер-нефтяник должен помнить об этом при проведении любого анализа.

Применение объединенных прав интеллектуальной собственности и прав интеллектуальной собственности Wiggins является прямым и аналогичным применению прав интеллектуальной собственности Фогеля. При применении составного IPR необходимо использовать соответствующее соотношение для оценки J, поскольку оно зависит от гидродинамического забойного давления контрольной точки. С помощью IPR Wiggins получаются оценки дебитов как нефти, так и воды. Кривая производительности притока будет построена путем добавления расчетных дебитов нефти к дебитам воды для получения общего дебита жидкости.

Методы будущей производительности

После того, как инженер-нефтяник оценил текущую продуктивную мощность скважины, часто требуется спрогнозировать будущую производительность для целей планирования. Standing ^[11] был одним из первых, кто обратился к прогнозированию будущей производительности скважин на основе прав интеллектуальной собственности. Он использовал IPR Фогеля с модифицированным многофазным индексом продуктивности, чтобы связать текущую производительность скважины с будущей производительностью. К сожалению, его взаимосвязь требует знания свойств жидкости и поведения относительной проницаемости. Это затрудняет использование метода Стэндинга, поскольку необходимо оценивать насыщенность, относительную проницаемость и свойства флюида при будущем пластовом давлении.

Феткович ^[3] предположил, что модифицированные коэффициенты многофазной продуктивности Стэндинга могут быть аппроксимированы отношением давлений. Он предложил, чтобы будущий максимальный дебит нефти можно было оценить по текущему максимальному дебиту с

………………….(17)

Феткович применил эту идею к использованию своих прав на интеллектуальную собственность. Показатель n в уравнении . 17 — показатель доставляемости из его прав на интеллектуальную собственность; тем не менее, метод будущей производительности Фетковича был применен к другим методам ПИС, позволяя показателю степени быть равным единице, что во многих случаях дает хорошие результаты. Этот метод требует для применения не больше информации, чем информация, полученная для применения различных ПИС. Важно отметить, что метод Фетковича предполагает, что показатель доставляемости не меняется между настоящими и будущими условиями. Ури и Блаунт ^[12] и Келкар и Кокс ^[13] также предложили будущие методы работы с двухфазным потоком, которые требуют данных дебита и давления при двух средних пластовых давлениях.

В то время, когда Виггинс ^[9] предложил свои трехфазные ОИС, он также представил будущие соотношения производительности для нефтяной и водной фаз. Эти отношения представлены в уравнениях. 18 и 19 .

. …………………(18)

………………….(19)

Во всех случаях, как только будущий максимальный дебит будет оценен по текущим данным, можно построить кривые производительности притока при интересующем будущем среднем пластовом давлении с IPR по своему выбору.

Номенклатура

и	=	Коэффициент ламинарного потока, м 2 /L 5 t 3 , фунт/кв. или мл 4 /т, фунтов на квадратный дюйм/STB/D
б	=	коэффициент турбулентности, м 2 /L 8 t 2 , psia2/(Mscf/D) 2 или m/L 7 t, psia 2 91Msc/9) 2 или мл 7 , фунтов на квадратный дюйм/(STB/D) 2
J	=	Индекс производительности, л 4 т/м, СТБ/Д/псиа
р	=	давление, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
	=	среднее забойное давление, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
р б	=	давление насыщения, м/л 2 , фунт/кв. дюйм абс.
р д	=	внешнее граничное давление, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
р п	=	давление в узле, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
р р	=	псевдодавление газа, м/л 3 , фунтов на квадратный дюйм 2 /cp
р р	=	среднее пластовое псевдодавление, м/л 3 , фунтов на квадратный дюйм 2 /cp
р р ( р вф )	=	гидравлическое забойное псевдодавление, м/л 3 , фунтов на квадратный дюйм 2 /cp
	=	среднее пластовое давление, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
р с	=	давление в сепараторе, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
р пк	=	стандартное давление, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
р вф	=	забойное давление, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
р вфс	=	забойное давление на песчаном забое, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
р белый	=	устьевое давление, м/л 2 , фунтов на квадратный дюйм
к	=	расход, л 3 /т, STB/D или Mscf/D
к б	=	Расход нефти при давлении насыщения, л 3 /т, стб/д
q г	=	расход газа, л 3 /т, тыс. куб. футов/сутки
q г,макс.	=	AOF, максимальный расход газа, л 3 /т, тыс. куб. фут./сут.
q L	=	расход жидкости, л 3 /т, стб/д
	=	расход масла, л 3 /т, стб/д
q o,max	=	максимальный расход масла, л 3 /т, СТБ/Д
	=	расход воды, л 3 /т, стб/д
q w,макс.	=	максимальный расход воды, л 3 /т, стб/д

Индексы

Ссылки

1. ↑ Evinger, H. H. и Muskat, M. 1942. Расчет теоретического коэффициента производительности. Пер., AIME 146: 126.
2. ↑ Vogel, J.V. 1968. Взаимосвязь производительности притока для раствор-газовых скважин. J Pet Technol 20 (1): 83–92. СПЕ 1476-ПА. http://dx.doi.org/10.2118/1476-PA.
3. ↑ ^{3.0 3.1} Феткович, М.Дж.: «Изохронные испытания нефтяных скважин», документ SPE 4529, представленный на Ежегодном собрании SPE 1973 года, Лас-Вегас, Невада, 30 сентября – 3 октября.
4. ↑ Роулинз, Э.Л. и Шеллхардт, Массачусетс 1935. Данные противодавления в скважинах с природным газом и их применение в производственной практике, Серия монографий № 7, Горное бюро США. Балтимор, Мэриленд: Lord Baltimore Press.
5. ↑ Джонс, Л.Г., Блаунт, Э.М., и Глейз, О.Х. 1976. Использование краткосрочных испытаний потока с несколькими дебитами для прогнозирования работы скважин с турбулентностью. Представлено на Ежегодной осенней технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 3-6 октября 1976 г. SPE-6133-MS. http://dx.doi.org/10.2118/6133-MS.
6. ↑ Галлис, Ф. и Виггинс, М.Л. 2004. Сравнение двухфазных отношений производительности притока. SPE Prod & Opera 19 (2): 100-104. SPE-88445-PA. http://dx.doi.org/10.2118/88445-PA.
7. ↑ Нили, А.Б. 1967. Использование кривых IPR. Хьюстон, Техас: Shell Oil Co.
8. ↑ ^{8,0 8,1} Браун, К.Е. 1984. Технология методов механизированной добычи, 4. Талса, Оклахома: PennWell Publishing Co.
9. ↑ ^{9,0 9,1} Виггинс, М.Л. 1994. Обобщенные зависимости производительности притока для трехфазного потока. SPE Res Eng 9 (3): 181-182. SPE-25458-PA. http://dx.doi.org/10.2118/25458-PA.
10. ↑ Sukarno, P. 1986. Кривые зависимости производительности притока в условиях двухфазного и трехфазного потока. Кандидатская диссертация, Университет Талсы, Талса (1986).
11. ↑ Стэндинг, М.Б. 1971. Относительно расчета производительности притока скважин, добывающих растворенные газовые резервуары.