По данным, приведенным в таблице №7.5, можно построить индикаторную кривую (Рис. 5). Отрезок отсекаемый этой кривой на оси ординат равен коэффициенту фильтрационного сопротивленияА, а коэффициент В как тангенс угла наклона к оси. Из рис. 5 можно определить, что А=0,0031 и В=0,00000255.

Коэффициент проницаемости k. Известны такие параметры, как ТПЛ = 303 К, коэффициенты несовершенства скважины С1 = 1,3 и С2 = 0,33; коэффициент сверхсжимаемости ZCP = 0,8; радиус скважины rC = 0,1 м; радиус контура питания RK = 500 м; эффективная толщина пласта h = 10 м; вязкость газа в пластовых условиях μПЛ = 0,05 мПа*с. А также ТСТ = 293, РСТ = 0,1013 МПа. Из таблицы №7.5. возьмем значение РПЛ = 6,04 Мпа.

Используя, найденное по рис. 5, значение коэффициента фильтрационного сопротивленияА = 0,0031 и воспользовавшись формулой (5.6), найдем значение коэффициента проницаемости k:

=0,212 мкм2.

Зная коэффициент проницаемости k мы можем по формуле (5.12) определить коэффициент продуктивности К:

Через коэффициент продуктивности К можно по формуле (5.13) найти коэффициент гидропроводности

В результате проведенных расчетов были определены коэффициент проницаемости k, коэффициент продуктивности К, коэффициент гидропроводности. Как видно из проведенного исследования резко уменьшилась проницаемость пласта (с 0,4 до 0,2 мкм2), что, по-видимому, объясняется проведением капитального ремонта скважины, проводившегося с использованием жидкости глушения, проникновение ее в пласт и обусловило ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, в частности проницаемости/[6].

На основании результатов проведенного исследования сделали вывод, что для востанавления исходного дебита необходимо кислотная обработка ПЗП. Однако данная проблема могла и должна была быть решенной использованием жидкости глушения на основе ПАВ.

После проведенных мероприятий было решено провести еще одно исследование с целью определения эффективности принятых мер. Результаты повторного исследования газовой скважины №1048 приведены в приложений №3. В ходе исследования были получены значения таких величин как пластовое давления Рпл, устьевое давление Ру и температура Ту. Зная их можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс, величину ΔР2 и значение ΔР2/q, которые нам необходимы при определение коэффициентов А и В. Методика и алгоритм определения выше перечисленных величин такой же, как и при проведении первого исследования.

Исходные данные, для определения коэффициента сжимаемости Z изменятся, так как значения температур и давлении будут другими. В таблице №7.6 приведены данные для определения коэффициента сжимаемости Z, а в таблице №7.7 результаты расчета.

Таблица №7.6 Данные для определения коэффициента z и ρ

Таблица №7.7. Результаты расчета z и ρ

Все интересующие нас величины вычислены с помощью программного приложения Microsoft Excel. Программа, расчет и результаты проведенного расчета представлены на следующей странице и в таблице №7.8. Приведем графический метод определения коэффициентов А и В по данным таблицы №7.8 с помощью программного приложения Microsoft Excel. Проведем обработку результатов исследования, построив зависимость ΔР2/q от q, и с помощью индикаторной кривой определим коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

Таблица №7.8 Результаты исследований газовой скважины №1048