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

что R - радиус границы круговой залежи нефти; внутри этой залежи нроницаемость (но многочисленным определениям) равна ki. Допустим, что вне залежи проницаемость будет к2. Как это скажется на распределении давления и дебите скважины в частности?

В табл. 30 иодсчитапы значения отногаения но форму-

ле (56, XVII) нри = 10 км, Яс = 10 см. Следует заметить, что даже больгаие изменения в величинеЛк мало влияют на величину отногае-

; поэтому для анализа таблицы достаточно было ограничиться

случаем Rj = 10 км.

Таблица 30

Значения отношения -г- при разных значениях величин R и

при R

10 км, Rc = 10 см

см. рис. 142 и формулу (56, XVII)

Прочеркнутые клетки в табл. 30 соответствуют значениям

меньгаим 0,01.

Из табл. 30 видно, что ухудшение нроницаемости иризабойпой зоны вызывает резкое уменьгаепие дебита скважины; так, например, уменьгаепие проницаемости в 10 раз {ki = 0,1к2) в радиусе R = 1 м вокруг скважины уменьгаает дебит скважины почти в 3 раза - па 64%. Если бы то же изменение проницаемости было внутри кольцевой области с внегапим радиусом R = 0,Б м, то и тогда дебит скважины умень-П1ИЛСЯ бы на 56%. Сравнение последних двух примеров позволяет сделать важный вывод. Именно, при упомянутом десятикратном ухудгае-пии нроницаемости на первых 40 см от стенки скважины (от R = 10 см до Л = 50 см) дебит уменьгаается на 56%; при таком же уменьгаении

Столь малое значение для «радиуса контура области нитания» берется нри наличии в пласте многих скважин. Строго говоря, в последнем случае движение жидкости к скважине не является плоско-радиальным и формула дебита непри-

проницаемости еще на следующих 50 см (от Л = 50 до Л = 100 см) дебит скважины дополнительно уменьшается лишь на 8%. Отсюда следует, что на дебит скважины наибольшее влияние оказывает изменение нроницаемостн в зоне, непосредственно прилегающей к стенке скважины, где градиенты давления наиболее велики.

Рассмотрим теперь, как влияет десятикратное увеличение нроницаемостн в тех же кольцевых зонах с внешними радиусами Л = О, 5 ж и Л = 1 ж, дебит скважины увеличивается соответственно на 14% и на 22%.

Отсюда следует, что ухудшение нроницаемостн в некоторой кольцевой области в какое-либо число раз сильнее влияет на дебнт скважины, чем увеличение нроницаемостн в той же области во столько же раз.

Табл. 30 указывает, что наибольшее влияние на увеличение дебита скважины оказывает увеличение нроницаемостн в какой-либо области в 2-10 раз; дальнейшее же увеличение нроницаемостн в той же области почти не влияет на изменение дебита скважины. Крайний правый столбец таблицы соответствует предельному случаю = оо при /ci = оо,

Т. е. этот столбец отображает влияние изменения радиуса скважины на ее дебит; предноложение о том, что в зоне / проницаемость ki бесконечно велика, равносильно допущению, что скважина расширена и ее радиус стал равным R. В соответствии с этим при /ci = оо из формулы (56, XVII) получается формула (2, XIV).

Для уяснения важной зависимости от и для удобства носле-

дующих сравненнй, на основанни той же формулы (56, XVII) подсчитаны первые четыре строки табл. 31. В таблице приведены значения величины Q - Q2-, выраженные в процентах по отношению к величине (Э2; иными словами в таблице указано: на сколько процентов увеличивается дебит скважины при увеличении проницаемости призабойной зоны. Таблица подсчитана для случая, когда = lOic; ради краткости введено обозначенне:

а=. (58, XVII)

На основанни первых четырех строк табл. 31 построены кривые 1-3 рис. 143; кривые 4 и 5 построены на основанни той же формулы (56, XVII), но только для случая R = 2000i?c-

7 8 9 fO RHc

Рис. 143. Графики, иллюстрирующие влияние изменения проницаемости призабойной зоны пласта на дебит скважины (при движении жидкости в пласте по линейному закону фильтрация).

При иптерпретации табл. 31 и рис. 143 в связи с анализом работы гравийных фильтров следует под ki подразумевать коэффициент нроницаемости фильтра, иод к2 - коэффициент проницаемости пласта, под R - Rc - толгципу гравийного фильтра, под Q - дебит скважины с гравийным фильтром, под Q2 - дебит скважины без фильтра, считая, что нри отсутствии фильтра проницаемость зоны / характеризуется тем же коэффициентом к2, что и весь остальной пласт. Па оси абсцисс рис. 143 приведены для удобства две гакалы: верхняя - для R

значении

нижняя

для значении , т.е. для относительной

-Rc Rc

толгцины гравийного фильтра.

Анализируя графики того типа, какие представлены на рис. 143, некоторые авторы (см. Щелкачев [215]) иригали к такому выводу: пет смысла добиваться того, чтобы проницаемость гравийных фильтров превосходила нроницаемость продуктивного пласта больгае чем в 20-30 раз. В связи с этим диаметр зерен гравия так подбирали в зависимости от механического состава песка, что первоначальная нроницаемость гравийного фильтра, равная 800 8000 д, снижалась в процессе его работы до тридцатикратпой проницаемости пласта.

менима. Все же этой формулой пользуются для многих приближенных расчетов, но тогда за -Rk берут половину среднего расстояния между данными скважинами и соседними. Только такому предположению по поводу -Rk может соответствовать