Симптомы

Дебит и депрессия

27.07.2018

ДЕБИТ (от франц. debit — сбыт, расход * а. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zuflu ß rate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) — объём жидкости (воды, нефти) или газа, поступающий в единицу времени из естественного или искусственного источника (колодца, скважины); измеряется л, м 3 , т в секунду, час, сутки. Для водозаборных скважин также используют термин «удельный дебит скважины» — объём продукта, выдаваемый скважиной при понижении уровня воды в ней на 1 метр дебита скважины — основной показатель промышленной ценности водоносных горизонтов и нефтегазоносных залежей. Дебиты скважин одного и того же месторождения могут изменяться в 50-100 раз, а дебиты скважин, расположенных на разных участках одной и той же залежи, — в 5-10 раз. Наибольший дебит скважин наблюдается при вскрытии высоконапорных водоносных горизонтов или продуктивных пластов нефти и газа с повышенной водо-, нефтегазоотдачей горных пород, а также при больших запасах; он зависит также от диаметра эксплуатационной скважины. Дебит скважины при откачке воды варьирует от нескольких м 3 /сутки до тысячи м 3 /сутки и более, при откачке нефти от 1-2 т/сутки и менее до 1500-3000 т/сутки и более, а при фонтанировании скважины достигает 4000-5000 т/сутки, при добыче газа — до десятков тысяч м 3 /сутки.

Дебит скважины на воду определяется коэффициентом фильтрации водоносных пород, их мощностью, величиной понижения уровня (напора) воды в скважине, запасами воды в водоносном горизонте, а также конструкцией фильтра. Дебит скважины на нефтяных промыслах прямо пропорционален депрессии на пласт (перепаду между пластовым и забойным давлением), толщине пласта и его проницаемости и обратно пропорционален вязкости нефти. Основные факторы, определяющие дебит скважины, поддаются регулированию (например, депрессия на пласт, варьирующая на разных месторождениях от 0,2 до 20 мПа). С целью увеличения дебита скважины проводится повышение или поддержание пластового давления в залежах путём нагнетания в них под давлением воды или газа. Снижение забойных давлений в добывающих скважинах достигается увеличением диаметра штуцера или спуском в скважины насоса пониженной производительности. Высокая вязкость нефти снижается прогревом пласта паром или горячей водой.

Дебит скважины определяется дебитомерами различных конструкций. Дебит скважины — величина непостоянная во времени. Различают установившийся и неустановившийся дебит скважины; при наличии в нефти или воде большого количества растворённого газа вначале получают завышенные значения дебита. Начальный дебит скважины характеризует возможность добычи продукта из неистощённого пласта. Он сохраняется длительное время (до 3 лет), но по мере извлечения запасов нефти, обводнения добываемой продукции или истощения пластовой энергии начальный дебит скважины снижается до предела экономии, рентабельности эксплуатации скважины. По результатам наблюдений за изменением дебита скважины строят кривые его зависимости от времени, по которым с помощью математических расчётов устанавливают коэффициент падения дебита скважины, используемый при подсчёте запасов.

mining-enc.ru

Как лечить невротическую депрессию различного генеза?

Невротическая депрессия является заболеванием, которое возникает после событий, травмирующих психику человека. Расстройство психики имеет затяжную форму неврозов и депрессий. Астенические, тревожно-фобические, ипохондрические синдромы просматриваются в поведении человека во время протекания болезни.

Ситуативная депрессия соединяет в себе одновременно несколько психологических болезней таких, как невроз и депрессия. Но не стоит по этим принципам оценивать состояние здоровья как тяжелое.

В стрессовых ситуациях проявляется первые признаки развития психического расстройства. Не смотря на то, что симптомы невротической депрессии не носят яркий характер, больной воспринимает их очень болезненно. Наследственность и предрасположенность на генетическом уровне невротической депрессии сведена к минимуму.

В современном мире все чаще встречается невротическая депрессия. Основная масса людей стараются самостоятельно справиться с неврозом и депрессией, а этого не стоит делать. Не каждому под силу справится самому с таким состоянием. Боязнь и своего рода стыд перед специалистами может привести к более сложной форме невротической депрессии.

Невротическая депрессия имеет широкий спектр симптомов, который колеблется, от ярко выраженных, до скрытых форм. Именно скрытые симптомы невротической депрессия приводят к затруднению в постановке диагноза и несут огромный риск недооценивания тяжести формы заболевания, тем самым осложняется назначение лечения.

Скрытая форма депрессивного невроза характерна в основном для детей подросткового возраста. Как следствие невротической депрессии, подростки кардинально меняют жизненный образ, тем самым разрушая личность. Это может быть прием наркотических веществ, употребление алкоголя и тому подобное.

Иногда случается так, что депрессия выдает себя за соматическое заболевание. Больному приходится множество раз проходить обследования и лечения, которые не приводят к выздоровлению, а наоборот увеличивают депрессивный фон.

При достижении пикового развития болезни невротическая депрессия приводит к тяжким последствиям. Развивается реактивно невротический синдром. Человек не видит выхода в сложившейся ситуации, начинает обвинять себя во всех грехах, его начинаю преследовать мысли о смерти и он способен к суициду. Во избежание такого исхода следует вовремя обратиться к специалисту. Своевременно установленный диагноз невротической депрессии позволит незамедлительно приступить к лечению.

Причины возникновения депрессивного генезиса

Одной из причин способствующих возникновению невротической депрессии, являются факторы, которые травмируют психику. Зачастую люди испытываю стрессовые ситуации у себя дома. К ним относятся: домашние конфликты, затруднительное финансовое положение, а также проблемы на работе.

Зачастую провокатором такого состояния выступает неоправданные надежды, развал планов, потеря желания к жизни и цели к которой стремится здоровый человек. Все эти факторы в совокупности приводят к внутреннему конфликту и накатывают как снежный ком.

Также к психическому расстройству могут привести сложные и на первый взгляд неразрешимые на данный период времени, ситуации. К примеру, женщина, находящаяся в декретном отпуске и ухаживает за несколькими малолетними детьми. Постоянные физические нагрузки и нервное напряжение могут привести к невротической депрессии. Она находится целый день дома и должна всех выслушать, накормить, позаниматься, убраться и так далее. На себя времени практически не получается выкроить. Со временем, это начинает нервировать, раздражать и постепенно подводит к депрессии различного генезиса.

Постепенное накопление негатива проявляется под действием не интенсивных, регулярных ситуаций. К этому относятся те люди, которые не умеют организовать для себя качественный и активный отдых, которые в свою очередь приводят к снятию напряжения и усталости. Постепенно теряется желание жить, что и приводит к нервным срывам и невротическим депрессиям.

Немаловажную роль в развитии невротической депрессии ситуативного или невротического происхождения играет среда окружения. Больше всего подвергаются расстройству психики люди, проживающие в крупных городах. Постоянная суета, загазованность, толпы народа и прочие раздражители. И если ко всему этому присоединяется домашний конфликт, неприятности на работе и прочие факторы, избежать невротической депрессии очень сложно.

Симптоматика невротической депрессии различного генеза

Для того чтобы понять, что такое невротическая депрессия, стоит разобраться в основных симптомах недуга. В большинстве случаев классическая депрессия от невротической депрессии имеют различия. Зачастую человек и его окружение даже могут и не подозревать, что болезнь развивается и пора начинать лечение. Ошибочным мнением считается, что невротическая депрессия рассосется сама собой, уйдет плохое настроение и нужно просто хорошо отдохнуть. На начальном этапе заболевания недуг проявляется в виде хронической усталости. Полное отсутствие желания и жизненной энергии, периодически появляется ощущение апатии, тоскливости, грусти. Данная форма заболевания не влечет за собой поведенческого изменения характера и человек просто продолжает жить своей привычной жизнью.

Также на этом этапе развития невротической депрессии, страдающий человек часто грустит, раздражается и плачет по поводу и без. Он не видит своего будущего, постоянно присутствует тревога. Эта стадия относится к легкой форме и зачастую хватает работы с психологом или лечиться самостоятельно, для того чтобы невротическая депрессия отступила.

В чем проявляется легкая невротическая депрессия:

  • излишняя плаксивость, переходящая в жалость к самому себе;
  • присутствует слабость во всем организме, ощущение подавленности;
  • легкая потеря аппетита;
  • нарушение сна: с вечера не хочется спать, пробуждение ранним утром, не крепкий сон, который периодически прерывается;
  • больной сохраняет свою личность;
  • ясное понимание причины возникновения невротической депрессии.

Средняя и тяжелая стадии невротической депрессии могут проявить себя соматической симптоматикой:

  • нарушается работа пищеварительной системы;
  • боли в суставах;
  • упадок потенции;
  • сбой менструального цикла;
  • головные боли носят сжимающий и давящий характер;
  • сердечные заболевания.
  • Больной ясно оценивает ситуацию и понимает причину происхождения невротической депрессии. Он пытается себя контролировать. По выражению лица и по мимике, можно понять, какой фактор оказывает стрессовое влияние на него. Стоит переключиться на другую тему, лицо возвращается в прежнее состояние спокойствия.

    Невротическая депрессия не влияет на качество выполнения работы, не страдает профессионализм, больной контролирует себя и ситуацию. Он старается не оглядываться назад, а строит планы на будущую жизнь. Жизнь протекает в реальном времени и общение с окружающими людьми не прекращается.

    Ситуативная депрессия от других видов отличается тем, что в целом психическое состояние здоровья пациента отличное. Полностью отсутствуют психопатические симптоматики. Такая форма невротической депрессии является более распространенной среди населения.

    Если вовремя не проведена диагностика и не проводится лечение, здоровье ухудшается, а симптоматика невротической депрессии усугубляется. Появляются регулярные приступы хронической усталости, ощущение того, что человек никому не нужен, а жизнь его ничего не стоит. Появляется тревожно невротическое состояние сложного генезиса. На самой пиковой стадии невротической депрессии присутствуют постоянные мысли о суициде, истерические припадки, боязнь покинуть жилище. Если не принять меры по комплексному лечению, невротическая депрессия переходит в хроническую форму, а с ней человек может прожить долгое время.

    Как лечить невротическую депрессию?

    Для назначения лечения невротической депрессии, следует обратиться к врачу психиатру, который поможет избавиться от депрессивного состояния. Он в свою очередь подберет индивидуальную методику лечения невротической депрессии, основываясь на форму и сложность психического расстройства. Для успешного лечения назначаются не только медикаменты, но и курс психотерапии. Не стоит путать психолога и психиатра. Психолог способен помочь только на начальной стадии невротической депрессии, далее уже принимается за работу психиатр.

    Если невротическая депрессия сохраняется без изменений более 4 месяцев, в мозгу происходит биохимическое изменение и помочь остановить процесс или восстановить функции, можно только медикаментозно и совместно с психотерапией. Опыт и квалификация врача психиатра позволяет найти слабые места, и определить события, которые спровоцировали данное заболевание. Затем он подберет наиболее правильные пути для разрешения невротической депрессии.

    Для выздоровления помимо восьмичасового здорового сна и организованного режима питания, пациент в обязательном порядке должен избавиться от пагубных привычек, организовать регулярные прогулки на улице, полюбить спорт и научиться правильно расслабляться. Исследования показали, что неумение правильно снять напряжение, приводит к проблемам с психикой и к невротической депрессии.

    stopvsd.net

    12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.

    Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

    Принципы выбора оптимального режима. При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные являются результатами геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов.

    В частности, как правило, газовые залежи неоднородны но площади и по разрезу, их емкостные и фильтрационные параметры, запасы определяются неточно, в начальный период разработки отсутствует достаточное число скважин для получения достоверной информации.

    На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказатся неправильным.

    Для установления наиболее обоснованного технологического режима работы скважин необходимо учесть:

    • географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты, форму, тип, размер и режим залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки), наличие и активность подошвенной и красных вод;

    • условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойства промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью; устойчивость пласта к разрушению, влияние изменения давления на параметры пласта, водогазонефтенасыщенность пластов, их давления и температуры; совершенство скважин но степени и характеру вскрытия пласта;

    • состав газа, конденсата, нефти (при наличии оторочки) и воды, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов – H2S, СО2, ртути и др.; наличие отдельных пропластков и характер их изменения по толщине и по площади, наличие органических кислот в пластовой воде; влагосодержание газа, физико-химические свойства газа, конденсата, воды и нефти и их изменение по площади и по разрезу;

    • конструкцию скважин, оборудование забоя и устья скважины; схему сбора, очистки и осушки газа на промысле и условия очистки, осушки и транспортировки газа; характеристики применяемого скважинного ипромыслового оборудования;

    • условия потребления газа по темпу отбора, неравномерность потребления, теплотворную способность газа.

    Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом «всех» факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, можно отнести следующие:

    • деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

    • наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

    • условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов газ-нефть или газ-вода;

    • возможность образования жидкостных или песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации;

    • наличие коррозионно-активных компонентов в составе добываемого газа и пластовой воды, концентрацию этих компонентов, давление, температуру и скорость потока по стволу скважины;

    • многопластовость, различие составов газов, давлений и температур отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между ними и последовательность их залегания, одинаковость уровня газоводяных контактов, неоднородность разреза по прочностным и фильтрационным признакам.

    По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.

    Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим максимально допустимой депрессии на пласт. Этот распространенный на практике режим математически записывается в виде:

    где: Рк(t) — пластовое давление в районе рассматриваемой скважины в момент времени t;

    Рc(t) — забойное давление в той же скважине в момент времени t;

    ? ?допустимая депрессия на пласт.

    В результате исследования скважины при различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения коллектора и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласт. Время (t) в (12.13) соответствует моменту проведения исследования скважины.

    Согласно прогнозным расчете, при дальнейшей разработки месторождения и падении пластовых около скважин забойное давление в некоторой конкретной скважине изменяется во времени так, чтобы тождественно выполнялось равенство (12.13).

    Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых коллекторов, строго говоря, не оптимален. В подобных случаях целесообразнее поддерживать на поверхности перфорационных каналов максимально допустимый градиент давления. Именно градиенту давления, а не депрессии на пласт пропорциональна разрушающая скелет породы сила.

    Для совершенной по степени и характеру вскрытия скважины режим допустимого градиента давления с на стенке скважины характеризуется следующей формулой

    А и B – коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине;

    Rк – радиус удельной зоны дренирования скважины.

    Для несовершенной по степени и характеру вскрытия скважины

    где: Fс – суммарная площадь поверхности перфорационных отверстий;

    ? — коэффициент, учитывающий извилистость поровых каналов.

    По результатам исследования скважины определяются максимальный дебит и соответственно такое минимальное забойное давление, при котором коллектор не разрушается.

    При разработке месторождений природных газов происходит падение пластового давления. В газоконденсатных месторождениях падение давления приводит к выпадению в пласте конденсата.

    В настоящее время считается, что большая часть выпавшего в пласте конденсата практически не может быть извлечена. В определенной мере это связано с окончанием разработки месторождения при некотором конечном допустимом пластовом давлении. При значительном содержании конденсата в газе потери конденсата можно сократить поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды. При поддержании пластового давления для эксплуатационных скважин путем расчетов определяются и задаются значения забойных давлений из условия сокращения потерь конденсата в пласте.

    При разработке газоконденсатных месторождений с активным водонапорным режимом также возможно поддержание требуемого забойного давления в скважинах для уменьшения потерь конденсата. Однако в большинстве подобных случаев отбор из месторождения будет с течением времени уменьшаться.

    При значительном содержании конденсата в газе раннее падение добычи из месторождения иногда может быть оправданным. Следовательно, при разработке газоконденсатных месторождений допустимым технологическим режимом эксплуатации скважин можно считать режим заданного во времени забойного давления

    Эта зависимость изменения во времени забойного давления определяется технико-экономическими расчетами. Частным случаем такого режима является режим допустимого постоянного во времени забойного давления .

    В ряде случаев технологические условия потребления газа, например местным потребителем, приводят к необходимости поддержания заданного во времени дебита скважин или заданного давления на устье скважин. Следовательно, условия потребления газа могут диктовать следующие технологические режимы эксплуатации скважин: режим заданного давления на устье скважины

    Технологический режим заданного давления на устье скважины поддерживают исходя из требования дальнего транспорта газа по магистральному газопроводу при отсутствии дожимной компрессорной станции или задержке ее строительства.

    Свободный дебит – это дебит, который давала бы совершенная скважина при давлении на устье равном 0,1МПа. Свободный дебит характеризует скважину.

    где: a и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины;

    S – безразмерный параметр;

    zср – средний коэффициент сжимаемости газа;

    Tср – средняя температура газа по стволу скважины;

    ? – коэффициент сопротивления;

    Dэф – эффективный диаметр труб, по которым движется газ.

    Абсолютно-свободный дебит. Абсолютно-свободный дебит – это дебит, который бы давала бы совершенная скважина при давлении на забое равном 0,1МПа. Абсолютно-свободный дебит характеризует продуктивные возможности пласта

    studfiles.net

    Исследования влияния анизотропии пласта и радиуса контура питания на дебит горизонтальных скважин

    Практика разработки нефтегазовых месторождений показывает, что различие вертикальной и горизонтальной проницаемости оказывает существенное влияние на эффективность эксплуатации добывающих скважин. Поэтому учет анизотропии пласта по проницаемости существенным образом расширяет возможности регулирования процессов извлечения нефти.

    Зависимость влияния радиуса контура питания на дебит ГС приведена в табл. 2.5 и на рис. 2.16.

    Как видно из рис. 2.16, при h=10 м и L=300 м, увеличение радиуса конура питания приводит к уменьшению дебита горизонтальной скважины. Метод Борисова показал, что при увеличении Rk на 50% дебит упадет на 80,8 м 3 /сут (табл. 2.5). Увеличение Rk до 800 м приводит к падению дебита до 122 м 3 /сут (по Борисову) и до 121,9 м 3 /сут (по методу Ренарда и Дюпии). Показано, что эти методы дают практически одинаковые результаты.

    Рис. 2.16. Зависимость дебита ГС от радиуса контура питания

    Результаты расчета дебита горизонтальной скважины

    при разных радиусах контура питания

    Из анализа влияния радиуса контура питания на дебиты ГС можно сделать вывод, что с увеличением Rk дебит горизонтальной скважины снижается. Сравнивая каждый из методов на чувствительность изменения дебита ГС на рост , установили, что метод Джоши показал самое низкое значение дебита, а метод Giger самый высокий.

    3D визуализация изменения дебита в зависимости от (в диапазоне от 400 до 800 м) и L (от 50 до 750 м) приведены на рис. 2.17-2.20. Данные зависимости позволяют сделать вывод, что увеличение радиуса контура питания приводит к уменьшению дебита горизонтальной скважины, но при росте длины горизонтального ствола L дебит возрастает.

    Рис. 2.17. Зависимость дебита ГС от радиуса контура питания и длины ствола (метод Борисова)

    Рис. 2.18. Зависимость дебита ГС от радиуса контура питания

    и длины ствола (метод Джоши)

    Рис. 2.19. Зависимость дебита ГС от радиуса контура питания

    и длины ствола (метод Giger)

    Рис. 2.20. Зависимость дебита ГС от радиуса контура питания

    и длины ствола (метод Ренарда и Дюпии)

    При оценке дебита горизонтальной скважины необходимо принимать во внимание влияние вертикальной и горизонтальной проницаемости. Для этого проведем анализ дебитов ГС тремя методами для установившегося притока жидкости в анизотропном пласте (где вертикальная и горизонтальная проницаемость отличаются).

    Исходные данные для расчета представлены в табл. 2.6. Определим дебит горизонтальной скважины при установившемся режиме фильтрации методами Борисова, Джоши, Ренарда и Дюпии в анизотропном пласте.

    Исходные данные для расчета

    Результаты расчета дебита по методу Борисова, Джоши, Ренарда и Дюпии показаны в табл. 2.7.

    Результаты расчетов дебита ГС от длины ствола в анизотропном пласте приведены в табл. 2.8. Для анализа дебита горизонтальной скважине в анизотропном пласте построены зависимости дебита от длины горизонтального ствола (рис. 2.21). Наибольшее значение дебита Q=380,3 м 3 /сут при L=300 м дает метод Ренарда и Дюпии, а наименьшее метод Джоши — Q=346,3 м 3 /сут. Дебит ГС рассчитанный по методу Борисова составил 366,4 м 3 /сут.

    Результаты расчетов дебита ГС от длины ствола в анизотропном пласте

    Рис. 2.21. Зависимость дебита от длины горизонтального ствола в анизотропном пласте

    Исследуем дебит ГС в анизотропном пласте в зависимости от длины ствола.

    Как видно из табл. 2.8 и рис. 2.21 метод Ренарда и Дюпии дает наибольшее увеличение дебита при увеличении длины горизонтального ствола. Например, при увеличении длины ствола от 50 до 100 м дебит горизонтальной скважины увеличился на 62,8 м 3 /сут, а дебит, рассчитанный по методу Джоши, составил 60,2 м 3 /сут. Метод Борисова при прочих равных условиях дает прирост дебита, равный 62 м 3 /сут.

    Таким образом, метод Борисова является наиболее приемлемым способом расчета дебитов скважин. Метод Джоши дает заниженные, а метод Ренарда и Дюпии – повышенные значения дебита ГС. Погрешность расчетов не превышает 2%.

    Ниже для оценки влияния проницаемости пласта на дебит горизонтальной скважины в анизотропном пласте применены эти же три метода. Результаты исследования приведены на рис. 2.22.

    На рис. 2.22 приведена зависимость дебита ГС от вертикальной проницаемости в диапазоне от 3 мД до 90 мД, при L=300 м и Кг=30 мД. В табл. 2.9 приведены результаты расчета дебита при вертикальных проницаемостях 3, 12, 24, 30, 54 и 90 мД.

    Результаты расчета дебита скважины от величины вертикальной проницаемости

    Из рис. 2.23 и табл. 2.9 видно, что при увеличении вертикальной проницаемости до 30 мД дебит ГС интенсивно возрастает. Дальнейшее увеличение проницаемости пласта приводит к снижению интенсивности роста дебита. Например, при увеличении проницаемости от 3 до 30 мД дебит вырос на 66,6 (метод Борисова), 77,4 (метод Джоши) и 52,4 м 3 /сут (метод Ренарда и Дюпии). Следовательно, заниженное значение дебита дает метод Джоши. Наибольшие значения дебита дал метод Ренарда и Дюпии. Но как видно из рис. 2.22 с увеличением вертикальной проницаемости (более 30 мД) дебит скважин становится ниже дебита, рассчитанного по методу Борисова. Например, при вертикальной проницаемости 90 мД дебит скважины по Борисову составляет 445,4 м 3 /сут, а по методу Ренарда и Дюпии 441,1 м 3 /сут.

    При увеличении проницаемости (свыше 30 мД) рост дебита скважин замедляется. Например, при изменении вертикальной проницаемости от 30 до 90 мД дебит скважин увеличивается на 12,5 (метод Борисова), 16 (метод Джоши) и 11,3 м 3 /сут (метод Ренарда и Дюпии).

    Рис. 2.22. Зависимость дебита ГС от вертикальной проницаемости в анизотропном пласте

    Рассмотрим влияние горизонтальной проницаемости на дебит горизонтальной скважины в анизотропном пласте при L=300 м, h=10 м и Kв= 3 мД.

    Из рис. 2.23 видно, что увеличение проницаемости по горизонтали приводит к значительному росту притока жидкости в ГС.

    Рис. 2.23. Зависимость дебита ГС от горизонтальной проницаемости в анизотропном пласте

    Показано, что метод Ренарда и Дюпии дает завышенное значение дебита скважины при увеличении горизонтальной проницаемости в анизотропном пласте. Например, при увеличении горизонтальной проницаемости от 30 до 50 мД дебит скважин возрос на 222 м 3 /сут. Если проницаемость увеличится до 90 мД, то дебит скважин возрастет на 627,6 м 3 /сут. Метод Борисова дает увеличение дебита скважин на 555 м 3 /сут. Для метода Джоши наблюдается снижение дебитов скважин по сравнению с другими методами. При изменении Кг от 30 до 90 мД дебит скважин увеличится на 503,6 м 3 /сут.

    Таким образом, рассматриваемые методы дают удовлетворительную сходимость и могут быть использованы с одинаковым успехом на практике. Погрешность прогноза не превышает 2-4%

    Эффективность горизонтальной скважины в значительной степени зависит не только от вертикальной проницаемости, но и от горизонтальной. Поэтому большой интерес представляет для науки исследование влияния анизотропии пласта на приток жидкости к ГС.

    Результаты расчетов приведены в табл. 2.10 при Кг=30 мД и L=300 м. Анализируя эти данные видим, что чем меньше коэффициент анизотропии, тем больше дебит скважин. Это означает, что чем больше вертикальная проницаемость, тем больше дебит ГС. Эти результаты подтверждают предыдущие выводы.

    Результаты расчета дебитов ГС с учетом анизотропии пласта

    poznayka.org