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

а коэффициент продуктивности для безводной продукции - АГ,, Введем понятие относительного коэффициента продуктивности „р, определяемого так:

К...

"пр.и+в

Ор.И

(3.129)

Как видно из рис. 3.19, максимальное значение коэффициента продуктивности соответствует случаям поступления в скважину либо безводной нефти, либо воды. По мере обводнения продукции относительный коэффициент продуктивности снижается до определенной величины обводненности продукции, после достижения которой он возрастает.

Такой характер изменения относительного коэффициента продуктивности качественно полностью согласуется с характером изменения суммарной относительной проницаемости (рис. 3.18).

О 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Обводненность продукции В

Рис. 3. 19. Зависимость относительного коэффициента продуктивности от обводненности продукции

Таким образом, обводнение продукции скважин сопровождается изменением коэффициента продуктивности, что необходимо учитывать при расчетах технологических процессов добычи нефти.

3.14. СКИН-ЭФФЕКТ

Под скин-эффектом понимается изменение проницаемости фильтрационных каналов вследствие их зафязнения (очистки) твердыми частицами, содержащимися в фильтрующемся флюиде. Сам же процесс загрязнения (очистки) фильтрационных каналов механическими частицами называется кольматацией (декольматацией). Особую важность это имеет для призабойной зоны скважины, в которой имеют место преобладающие потери энергии, фиксируемые, в частности, при исследовании скважины, работающей в нестационарном режиме.

Кольматация призабойной зоны скважины (ПЗС) может происходить в различные периоды жизни скважины, начиная от первичного вскрытия. В процессе первичного вскрытия и последующего цементирования в ПЗС попадают не только фильтраты применяемых растворов, но и частицы дисперсной фазы глинистого и цементного растворов, которые, отлагаясь в фильтрационных каналах, снижают их проницаемость. При первичном вскрытии на репрессии возможно и разрушение цементирующего вещества терригенного коллектора в ПЗС и кольматация фильтрационных каналов. В процессе эксплуатации добывающей скважины кольматация возможна и вследствие облитерации, отложения асфальто-смоло-парафиновых компонентов нефти, солей и т.п. При эксплуатации нагнетательной скважины кольматация возможна из-за отложений в ПЗС механических частиц, поступающих с закачиваемой при ППД водой, а также других твердых примесей (соли, продукты коррозии труб и т.п.).

Процесс кольматации (декольматации) ПЗС и его причины изучены достаточно хорошо и предложены различные технологии, снижающие отрицательное влияние этого явления на фильтрационные характеристики системы.

По-видимому, впервые скин-эффект был введен в решение уравнения пьезопроводности Ван Эвердингеном и Херстом, которое ими записано в виде:

AP=Q

4шИ 156

где S - численная величина, характеризующая дополнительные фильтрационные сопротивления при течении флюида в ПЗС.

Учитывая обозначение (3.50), выражение для вычисления скин-эффекта запишем в виде:

2В~2 (3-130)

где - физический радиус скважины (по долоту), м.

Как уже отмечено выше, дополнительные фильтрационные сопротивления зависят от большого количества факторов и могут бьггь учтены введением понятия приведенного радиуса скважины г,,. Подставляя в (3.130) вместо г,,, получим:

ДР 1, 2,25аг?

В данном случае скин-эффект численно характеризует изменение проницаемости ПЗС за определенный период времени. Как следует из (3.131), величина скин-эффекта 5 может быть:

- положительной - проницаемость ПЗС за определенный промежуток времени ухудшилась;

- отрицательной - проницаемость ПЗС за определенный промежуток времени улучшилась;

- нулевой - проницаемость ПЗС не изменилась.

Таким образом, гидродинамические исследования скважин являются необходимым инструментом контроля за рациональной разработкой месторождений углеводородов и дают реальную информацию, позволяющую оперативно принимать необходимые решения.