Условия притока нефти к скважинам. Понятие о коэффициенте продуктивности

Приток нефти, газа, воды и их смесей к забоям скважины происходит при образовании на забое скважин давления меньше давления в продуктовом пласте. При разработке нефтяных залежей приток нефти и газа к скважинам происходит по радиально сходящимся к скважинам линиям. По мере приближения жидкости и газа к скважине площадь этих поверхностей уменьшается, а скорость фильтрации жидкости при постоянном расходе непрерывно растёт, достигая максимума у стенок скважины, следовательно, не перемещаются единицы объёма жидкости в направлении скважины, должны непрерывно возрастать затраты энергии и связанные с этим перепады давления на единицу пути. Скорость фильтрации жидкости, согласно закону Дарси, прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости. V = Q/F = K/µ(мю) * ∆P/∆L, Q – объём расхода жидкости через породу за 1 с, F – площадь фильтрации, К – коэффициент проницаемости породы, µ(мю) – вязкость, ∆P – перепад давления, ∆L – длина элемента фильтрации жидкости. K = (Q∆L / F∆P)* µ. Объём нефти, поступающей к забою скважины, зависит от коллекторных св-тв пласта, вязкости нефти и перепада давления, т. е. разницы м/у пластовым давлением и забойным давлением. Уравнение притока нефти к скважине: Q=K(Pпл – Рзаб)=К∆P. К – коэффициент продуктивности, равный приросту дебита скважины в сутки на единицу снижения забойного давления при постоянном пластовом давлении. На практике коэффициент продуктивности определяют по данным исследовательских работ в скважине.