Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 [ 11 ] 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

в настоящее время гидродинамическое совершенство скважин рассчитывается по результатам экспериментального определения приведенного радиуса г что существенно повышает точность, т.к. отпадает необходимость определения коэффициентов С, и по специальным графикам при заведомо недостоверной информации.

1.7. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ, СЛЕДУЮЩИХ ЗА ПЕРВИЧНЫМ ВСКРЫТИЕМ

Как уже отмечалось, процессы первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения являются процессами временными. Естественно, что в ПЗС со временем происходят определенные физические и физико-химические явления, изменяющие свойства ПЗС. Каким же образом можно учесть эти изменения?

После первичного вскрытия в необсаженной скважине проводится исследование пластоиспытателем, на основании которого могут быть рассчитаны фильтрационные характеристики призабойной зоны (Ш, kl\i, к).

Обозначим экспериментально определяемый дебит скважины после первичного вскрытия Q.

2тМгАР

(1.42)

где AP - замеренная депрессия на пласт.

При известных АР, и из (1.42) рассчитывают:

АР, 2л

и /С;.

После завершения всех работ в скважине (спуск и цементирование обсадной колонны, перфорация, вызов притока и освоение) коэффициент гидропроводности призабойной зоны может измениться и стать равным (kh/\:

(ккЛ

(1.43)

где а - числовой коэффициент, учитывающий изменение гидро-проводности ПЗС вследствие физических и физико-химических явлений с момента после первичного вскрытия до освоения (ввода скважины в эксплуатацию); при этом а1.

После освоения скважина исследуется на стационарных режимах работы повторно; при этом:

" (1.44)

Q2 =

2 In

где Q, АР - экспериментально замеренные дебит скважины и депрессия,

г - приведенный радиус скважины.

Интегральная оценка эффективности работ, следующих за первичным вскрытием пласта, может быть выполнена сравнением де-битов QllQ:

(1.45)

в соответствии с (1.34) и (1.40) j есть коэффициент гидро-

динамического совершенства скважины ф. Тогда выражение (1.45) с учетом ф и выражения (1.43) запишем в виде:

(1.46)

Т1 = а-ф

АР,

Данное выражение учитывает все изменения в призабойной зоне скважины за период времени от первичного вскрытия до ввода ее в эксплуатацию и может быть использовано для количественной оценки изменений в ПЗС за счет протекающих в ней реальных процессов, а не только изменения геометрии течения, учитываемого коэффициентом ф.

1.8. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называется забоем. Этот элемент скважины, как следует из вышеизложенного, является принципиально важным, т.к. в течение срока эксплуатации скважины (а это - десятки лет) забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся условиям разработки, обеспечивая:

- механическую прочность призабойной зоны без ее разрушения;

- возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродинамических или физико-химических обработок;

- максимально возможный коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рис. 1.10:

1. Скважина с перфорированным забоем.

2. Скважина с забойным хвостовиком.

3. Скважина с забойным фильтром.

4. Скважина с открытым забоем.

Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

1. Скважины с перфорированным забоем (рис. 1.10 а) являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:

- надежная изоляция пройденных горных пород;

- возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;

- простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;