Page 52 - 6773

5 ВИЗНАЧЕННЯ ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ
ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА

Визначення дебіту та приймальності свердловини

Визначення дебіту в експлуатаційних свердловинах
входить до складу систематичних геолого-промислових
спостережень і здійснюється шляхом вимірювання часу,
протягом якого рідину заповнює ємкість відомого об’єму.
Приймальність нагнітальних свердловин оцінюється за
показами витратомірів, які встановлені на насосній станції.
Проте, за показами поверхневих вимірів, можна судити про
продуктивність і приймальність нафтонасиченого колектора,
якщо він представлений одним пластом. Якщо поклад нафти
складений декількома пластами, то однозначно вирішити цю
задачу не можна. Тому для пошарових визначень дебіту і
приймальності свердловин використовують дані, що
отримуються за результатами дослідження свердловин
витратомірами. Покази пакерного механічного витратоміру
приводяться до поверхневих умов:

K K
Q вп  по Q п і Q нп  по Q , (5.1)
п
K п K п b  гн

де Q вп – витрата водоносного пласта; Q нп – витрата
нафтоносного пласта; K по – коефіцієнт пакерування для
градуювальної кривої, яка побудована по воді на
гідродинамічному стенді; K пμ – коефіцієнт пакерування для
градуювальної кривої, яка побудована при в’язкості рідини μ
у свердловинних умовах; Q п – виміряне об’ємне значення
витрати рідини; b гн=V но/V н – об’ємний вміст газу в нафті
(V но – об’єм нафти з розчиненим у ній газом при забійному
тиску і температурі, V н – об’єм нафти, виміряний на
поверхні після дегазації). Величина b гн залежить від

51