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

в состоянии равновесия - вода иод ним будет в покое и к скважине будет двигаться только нефть. Давление под водо-нефтяпым разделом распределяется по гидростатическому закону.

Обозначим через рм давление в произвольной точке М водо-нефтяного раздела FEF, zm - высота точки М пад начальным зеркалом подогавенной воды DD. На достаточно больпюм расстоянии от скважины водо-нефтяной раздел FEF сливается с плоскостью DD и давление там будем считать равным тому давлению , которое было бы во всех точках плоскости DD и при отсутствии отбора нефти из скважины. Пользуясь ирипятыми обозначениями, получим:

Рм = № - 7вм, (1, XVI)

где 7в - вес единицы объема пластовой воды.

Давление в той же точке М пласта до начала эксплуатации скважины, когда давление в нефтяной зоне над плоскостью DD также распределялось по гидростатическому закону, определяется формулой:

Рм = № - 7нм, (2, XVI)

где 7н - вес единицы объема нефти в пластовых условиях. 7н < 7в, а потому ру > рм-Обозначим

Рм-Рм= Лрм; (3, XVI)

тогда из предыдугцих формул получим:

Лрм = Ы - 7н)м. (4, XVI)

Формула (4, XVI) определяет необходимое понижение (по сравнению со статическим) давления Лрм в точке М, нри котором частица воды может подняться до точки М с уровня DD и удерживаться в точке М в состоянии равновесия.

Пользуясь теми же обозначениями, определим понижение давления ЛрЕ в точке Е пласта, соответствуюгцей «вергаине» водо-пефтяно-го раздела:

ЛрЕ = (7в -7н)Е. (5, XVI)

Явление образования «холма» на поверхности приподнявгаегося зеркала подогавенпых вод под эксплуатируюгцейся скважиной носит название явления конусообразования.

При увеличении темна отбора жидкости из скважин увеличивается понижение давления па ее забое и, следовательно, в самом пласте.

1. Анализ явления поднятия подошвенной воды к забою.

В связи с этим, как показывает формула (5, XVI), возрастает высота ze, па которую может подняться вершина Е конуса обводнения.

Наоборот, если бы дебит скважины уменьшился, то давление на ее забое повысилось бы, понижение давления в любой точке пласта уменьшилось бы и, следовательно [в соответствии с формулой (5, XVI)], уменьшилась бы высота поднятия вершины конуса обводнения.

Итак, высота поднятия конуса подошвенной воды под забоем экс-плуатнруюш,ейся скважины находится в прямой зависимости от ее дебита.

Приведенные выше совершенно элементарные соображения хорошо подтверждаются известными в нефтепромысловой практике фактами. Например, при появлении воды в скважине вследствие поднятия к ее забою конуса обводнения уменьшение дебита скважины способствует ее временному «оздоровлению»: добыча нефти происходит без воды, либо процент воды в ней сокраш,ается. Кроме того, часто при появлении подошвенной воды в скважине ее забой повышают путем установки цементного моста (заливают цементом нижнюю часть ствола скважины) и после этого временно добыча нефти вновь происходит без воды.

Сокраш,ение темпов отбора жидкости из скважин и установка цементных мостов («стаканов») для борьбы с прорывом подошвенных вод снстематическн применялись во многих нефтеносных районах и, в частности, в процессе разработки высокопродуктивных пластов Октябрьского (бывш. Ново-Грозненского) района.

Конечно, для практических целей наиболее важно указать то «критическое поннженне давления» на забое скважины (будем называть его /Аркр), при котором конус воды может достигнуть ее забоя и занять схематически ноказанное на рис. 135 положение LCL.

К сожалению, подсчет критического поннження давления на забое скважины Лркр и определение формы «конуса» обводнения в процессе его роста и поднятия не могут быть выполнены элементарными методами. Кроме того, результаты довольно сложных гидродинамических исследованнй разных авторов (например, Миллионгцикова н Маскета)

нефтепромысловой практике известны и такие случаи, когда в ранней стадии разработки пласта уменьгаение дебитов скважин после прорыва подогавенных вод к их забоям не давало нужного эффекта. Даже, наоборот, иногда за время остановки скважины конус подогавенной воды не только не оседал, но егце более поднимался, вокруг забоя образовывалась водяная оболочка, нефть оттеснялась от забоя и после пуска скважина оказывалась более обводненной, чем до остановки. Это нисколько не противоречит сказанному выгае, ибо происходит в особых условиях мелкопористых пластов (тонкозернистых пород), в которых нужно учитывать значительную роль капиллярных сил, поверхностных явлений, и потому формула (5, XVI) оказывается неприменимой.

в этой области не во всем совпадают. Поэтому в данной главе мы не сможем привести формул для подсчета критического давления и формы поверхности ноднимаюгцегося «конуса» обводнения.

Однако мы считаем полезным познакомить читателей с важней-П1ИМИ выводами из гидродинамического анализа проблемы конусообразования и именно с теми, которые подтверждаются всеми авторами.

Введем обозначение (см. рис. 135):

h-d h

x 100,

(6, XVI)

т. е. величина / характеризует глубину вскрытия скважиной нефтена-сыгцепной части пласта в процентах по отногаению к могцности h этой

части пласта

€ 20 60 ВО 80 ЮО ГЛ

Рис. 136. График зависимости поправочного коэффициента D от относительной глубины / вскрытия нефтенасыщенной части пласта.

Если принять, что начальная могцность h нефтенасыгцепной части пласта равна или меньгае 22,9 м (75 фут.) и что / 25%, то па основании теоретических данных Маскета критическое попижепие давления па забое скважины Лркр не будет превосходить 2 ат. При /i 15 ж и / 25% имеем Лркр 1 ОЩ при h 1Ъ м и / 15% имеем Лркр 1,6 ат.

Во всех трех примерах при подсчетах предполагалось, что (7в - - 7н) = 0,3 Г/слс. Если пользоваться методами подсчетов М. Д. Мил-лионгцикова, то при тех же значениях (7в - 7н), hn F величины Лркр получаются егце меньгаими. Итак, оказывается, что в упомянутых условиях

конус иодогавепной воды должен подтянуться к забою скважины даже при сравпительпо малом ее дебите. Допустим, что при h = 1Б м, f = 25%, 7в = 1,1 • 10~кг/см, 7н =

исследованиях [120], посвященных проблеме конусообразования, скважина, гидродинамически несовергаенная по глубине вскрытия пласта, считалась гидродинамически совергаенной по характеру вскрытия пласта. Все упоминаемые здесь гидродинамические исследования проводились при соблюдении еще следующих условий: режим пласта водонапорный, линейный закон фильтрации справедлив, пласт хоропю и однородно проницаем в вертикальном и горизонтальном направлениях и настолько крупнопористый, что эффектом действия капиллярных сил можно пренебречь.