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

При г = R, т. е. на границе раздела зон lull различной проницаемости, должно иметь место равенство:

Pi =Р2

Следовательно, приравнивая друг другу правые части двух последних равенств, определим дебит скважин Q:

Q = 2ттЪ

Р - Рс

(68, XVII)

Если бы пласт был однородный с коэффициентом проницаемости А;2, то, дебит Q2 скважины можно было бы определить из предыдущей формулы, положив:

Q2 = 27ТЬС2

(69, XVII)

Как и следовало ожидать, последняя формула совпадает с формулой (77, IX).

Па основании формул (68, XVII) и (69, XVII) можно определить отношение дебитов показывающее: во сколько раз изменяется дебит скважииы

с изменением проницаемости призабойной области:

{Rk - Rc)R

{R-R)Rc+() {R-Rc)Rk

(70, XVII)

Формулу (70, XVII) следует сравнить с формулой (56, XVII); обе формулы отвечают на одни и те же вопросы, но только при разных законах фильтрации.

Заменим коэффициенты ci и С2 их выражениями из равенств (61, XVII) и (62, XVII):

(Rk - Rc)R

(71, XVII)

(Rk - R)Rc

(R - Rc)Rk

С большой степенью точности можно принять, что - R = i?k, а поэтому формула (71, XVII) перепишется так:

Rc R

(72, XVII)

Очевидно, что нри ki = оо последняя формула вырождается в формулу (16, XIV), характеризуюш;ую эффект увеличения радиуса скважины.

Рассматривая случай, когда к2 > ki, и пользуясь формулой (72, XVII),

построим графики изменения

ДЛЯ разных значении а

и соответствуюш;ие ему последние четыре строки в табл. 31.

см. рис. 144

Рис. 144. Графики, иллюстрируюш;ие влияние изменения нроницаемости нризабойпой зоны пласта на дебит скважины нри движении жидкости в пласте по закону раснопольского.

Из сравнения рис. 143 и 144, а также из табл. 31 видно, что в случае притока жидкости по закону фильтрации Краснопольского проницаемость

призабойной области оказывает большее влияние на дебит скважины, чем когда справедлив линейный закон фильтрации.

В § 6 главы IX было выяснено, что нельзя ожидать нарушения линейного закона фильтрации на сколько-нибудь значительном удалении от скважины. Зона кризиса линейного закона фильтрации, а следовательно, и влияние нелинейного закона фильтрации оказываются тем большими, чем больше дебит скважины. Отсюда следует, что в реальных условиях, если линейный закон фильтрации нарушен, влияние проницаемости призабойной зоны будет тем менее точно учитываться графиками рис. 143 и, наоборот, тем более точно учитываться графиками рис. 144, чем больше зона кризиса линейного закона фильтрации.

Как видно из графиков рис. 144, в случае нелинейного закона фильтрации нельзя уже утверждать, что увеличение проницаемости призабойной области более чем в 20 раз не дает заметного эффекта на увеличение дебита скважины (см. Щелкачев [215]).

Графики рис. 143 и 144, а также формулы данного и предыдуш;его параграфов справедливы только при плоско-радиальном движении жидкости. К.М.Донцовым исследовано влияние неоднородности пласта в случае сферического радиального движения жидкости в пласте как но закону фильтрации Краснопольского, так и но линейному закону фильтрации. На основании исследований К. М.Донцова можно утверждать, что всякое нарушение гидродинамического совершенства скважины вызывает усиление влияния проницаемости призабойной зоны на дебит скважины.

В заключение приведем несколько замечаний по поводу кислотной обработки призабойной зоны скважин. Известны многочисленные случаи (см. М.И.Максимов [115], А.И.Малышев [118]), когда кислотная обработка забоя скважины увеличивала ее производительность в несколько раз и даже в десятки раз. Такое резкое увеличение дебита скважин после кислотной обработки нельзя объяснить только на основании графиков рис. 143 и 144, даже учитывая более интенсивное влияние увеличения проницаемости призабойной зоны вследствие фактического гидродинамического несовершенства большинства скважин. Можно указать две причины этого явления. Во-первых, на рис. 143 и 144 дебит Q скважины в пласте с повышенной проницаемостью призабойной зоны сравнивается с дебитом Q2 скважины в условиях однородного пласта. Пытаясь теоретически оценить возможный эффект кислотной обработки, нельзя Q принимать за дебит скважины после обработки забоя, а 02 - за дебит до обработки. В самом деле, чаш;е всего дебит скважины перед обработкой бывает сравнительно очень малым вследствие резкого ухудшения проницаемости призабойной зоны но сравнению со средней проницаемостью более удаленных частей пласта. В процессе кислотной обработки проницаемость призабойной зоны восстанавливается до нормального значения и даже повышается. Формулы нредыдуш;их параграфов вполне позволяют подсчитать дебиты скважины до и после кислотной обработки в описанных только что условиях, а также позволяют определить отношение этих дебитов и тем самым правильно учесть реально возможный эффект обработки.