Гидродинамическое совершенство скважины.

Как уже говорилось, приток жидкости к забою гидродинамический совершенной скважины описывается уравнением Дюпюи, представленном в формуле (1.3). Гидродинамический совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта радиусом Rк, свойства которого изотропны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Т.к. приток жидкости к скважине носит радиальный характер, можно утверждать, что в гидродинамический совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг стенок скважины. Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамический совершенную скважину тем, что в при скважинной зоне пласта и в самой скважине против продуктивного горизонта возникают дополнительные фильтрационные

сопротивления из-за искривления и загустения линий тока пластовых флюидов. Учитывая современные представления о фильтрации жидкостей и газов в пористых средах и о технологиях закачивания скважин, выделяют три типа гидродинамического несовершенства скважин (Рисунок 1.1):

Рисунок 2. Схемы притока в гидродинамический совершенную (а) и гидродинамически несовершенные скважины по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного горизонта.

 

*по степени вскрытия пласта (скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю его мощность (Рисунок 2, в);

*по характеру вскрытия пласта (связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы (Рисунок 2, г);

*по качеству вскрытия (проницаемость пористой сферы, или цилиндра, в при скважинной зоне уменьшена по отношению к первоначальной проницаемости пласта (Рисунок 2, б).

Известно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью – зона проникновения фильтрата промывочной жидкости радиусом Rз.п., м и зона колматации rк. (Рисунок 2). Такие скважины называют несовершенными по качеству вскрытия пласта. Обозначим давление на радиусе проникновения Rз.п. через р2, на радиусе кольматации rк через р1, пластовое через рпл, а на входе в скважину через рс. Тогда, если приток идет от контура питания Rк к скважине с воображаемым радиусом rс, согласно формуле (1.3) дебит будет равен

 

 

Аналогично для движения жидкости в зоне проникновения фильтрата

 

 

И для движения жидкости через зону кольматации

 

 

Исходя из условия неразрывности потока, когда Qпл = Qз.п. = Qз.к., и, сравнив их, получим

 

 

или

 

 

Отношения и показывают, насколько проницаемости зон проникновения фильтрата и кольматации ухудшены по сравнению с естественной. В нефтегазовой практике дополнительные фильтрационные сопротивления за счет изменения проницаемости породы в призабойной зоне называют скин-эффектом S. Тогда формула (1.12) может быть приведена к виду

 

 

 

где Sб = S1 + S2 – скин-эффект за счет бурения, состоящий из суммы скин-эффектов в обеих зонах снижения проницаемости – кольматации и проникновения фильтрата.

 

Из формул (1.12) и (1.13) получается, что

 

 

Если зона кольматации отсутствует, т.е rк = rc, то формула (1.14) принимает вид

 

 

И наоборот, если применяют принудительную кольматацию, в результате которой невозможна фильтрация в пласт, то

 

 

Для оценки влияния глубины и степени загрязнения при забойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением, вводится коэффициент гидродинамического несовершенства скважины

Qс – дебит гидродинамический совершенной скважины.

В этой формуле числитель характеризует величину основных фильтрационных сопротивлений, возникающих при плоскорадиальной фильтрации от радиуса контура питания скважины до ее ствола. При равномерной сетке расположения скважин с расстоянием между ними 600 м и при радиусе скважины по долоту 0, 1м значение числителя равно 8. На Рисунок и Рисунок изображено, как изменяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от параметров зон кольматации и проникновения фильтрата промывочной жидкости. При этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации размером 5 см снижена в 20 раз, то скважина будет работать лишь на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 %. Как было отмечено ранее, скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю его мощность, то такая скважина несовершенна по степени вскрытия. В обоих случаях фактический дебит при общих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызываемых искривлением и сгущением линий потоков жидкости и газа в около скважинной зоне пласта и на стенке скважины, вернее, на границе скважина-пласт. Сгущение потоков, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, который вскрыл бы продуктивный горизонт на всю его мощность.

Таким образом, несовершенство по степени и характеру вскрытия продуктивного горизонт характеризуется коэффициентом гидродинамического несовершенства

 

 

С1, С2 – безразмерные коэффициенты, учитывающие дополнительные

фильтрационные из-за несовершенства скважины соответственно по

степени и по характеру вскрытия пласта.

 

Рисунок 3 – Влияние параметров зоны кольматации на коэффициент гидродинамического совершенства скважины при β 2 = 1. β 1 - степень снижения проницаемости (2, 5, 10, 20, 50, 100, 200).

 

 

 

Рисунок 4 – Влияние параметров зоны проникновения фильтрата на коэффициент

гидродинамического совершенства скважины при β 1 = 1. β 2 – степень снижения проницаемости (2, 5, 10, 20, 50, 100, 200).

 

Коэффициент С1 определяется степенью вскрытии продуктивного пласта, а коэффициент С2 зависит от длины lк и диаметра dк перфорационных каналов и плотности перфорации. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В.И. Щурова, построенным по результатам экспериментов. При этом принимается, что перфорационные каналы идеальны в геометрическом и гидродинамическом отношении, т.е. имеют правильную цилиндрическую форму, являются чистыми по всей длине, и вокруг них нет зоны с пониженной проницаемостью. Для такой идеализированной картины графики В.И. Щурова, как показали сравнения с математическим решением числовым методом М. Харриса задачи о притоке жидкости к геометрически несовершенной скважине, дают довольно точный результат в пределах исследованных значений параметров перфорации.

 

Указанные выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину, когда поровая среда во всех точках пласта имеет одинаковую проницаемость, а цилиндрические каналы чисты по всей своей длине. Реальная же картина далека от идеализированной. Схематичное изображение при скважинной зоны перфорированного пласта показано на Рисунок 5. Из него следует, что в формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины необходимо ввести еще и коэффициент Sп (скин-эффект перфорации), учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в при скважинной зоне вокруг перфорационных каналов.

На основании указанного выше формула для расчета дебита реальной скважины, пробуренной на нефтяной объект и имеющей все виды гидродинамического несовершенства, принимает вид

 

 

При этом дополнительные фильтрационные сопротивления

 

 

 

Рисунок 5 – Схематическое изображение прискважинной зоны пласта и

перфорированной скважины.

δ – толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорационного канала,

k3 – проницаемость породы в зоне вокруг перфорационного канала.

 

Для расчетов притока жидкости или времени для системы взаимодействующих несовершенных скважин большое значение имеет понятие приведенного радиуса rпр. Это радиус такой фиктивной скважины, дебит которой при остальных равных условиях равен дебиту реальной гидродинамический несовершенной скважины. Исходя из этого, формулу (1.19) можно записать в следующем виде.

 

 

Отсюда выражение для оценки приведенного радиуса скважины примет вид

 

 

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть выражен зависимостью

 

В то же время изменение проницаемости породы в прискважинной зоне пласта и геометрия забоя скважины с гидродинамической точки зрения имеют очень сложную картину и не поддаются точному математическому описанию. Действительно, в реальной скважине в промысловых условиях технологи не знают, например, размеры и форму полученных перфорационных каналов,

степень изменения проницаемости пород вокруг перфорационных каналов и т.д. Технологи также не имеют доскональной информации и о других параметрах, по которым определяются значения дополнительных фильтрационных сопротивлении. Поэтому определить степень гидродинамического совершенства скважины по формуле (1.23) обычно невозможно, так как неизвестны точные значения безразмерных коэффициентов, учитывающих дополнительные фильтрационные сопротивления.

В то же время, базируясь на гидродинамических методах исследования скважин, можно получить формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства, если в формулу дебита реальной скважины ввести коэффициент гидропроводности

 

 

Тогда

 

Преобразовав эту формулу относительно знаменателя, видим что сумма

 

 

дополнительных фильтрационных сопротивлений может быть выражена через известные гидродинамические параметры – коэффициенты гидропроводности и продуктивности скважины.

Подставляя (1.26) в (1.25), получаем следующую формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины

 

 

В формуле (1.27) величина продуктивности η эф определяется по результатам исследований скважины при стабильных режимах ее работы, т.е. по индикаторной диаграмме (ИД). Величина коэффициента гидропроводности пласта ε определяется по результатам исследований на неустановившихся режимах работы скважины методом построения кривой восстановления давления в полулогарифмических координатах Δ р – ln(t).

Из теоретических основ газогидродинамических исследований на стационарных и нестационарных режимах работы скважин вытекает, что коэффициент продуктивности, определенный по ИД, характеризует всю зону дренирования – от контура питания до стенки скважины, а коэффициент гидропроводности, определенный по КВД, характеризует так называемую удаленную, от скважины, зону продуктивного пласта с неизмененными природными фильтрационными свойствами. Этот конечный вывод позволяет интегрально оценивать зависимость изменения продуктивности скважины от суммы факторов в процессе ее строительства. На основании этих данных следует предусматривать мероприятия, направленные на интенсификацию притока из пласта.

 

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться: