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

Вторая причина высокой эффективности кислотных обработок забоев скважин состоит в том, что обработка в большинстве случаев применяется в карбонатных породах, обладаюш;их треш;иноватостью. Формулы же данного и нредыдуш;их параграфов относятся к равномерно проницаемым пластам.

Если проницаемость пласта обусловлена только треш;иноватостью сла-гаюш;ей его породы, то большой эффект кислотной обработки объясняется увеличением размеров, а иногда и увеличением числа треш;ин, нодводяш;их жидкость к забою скважин. Вот почему важно заботиться о том, чтобы кислота не только вступала в реакцию с породой у стенки скважины, но и проникала глубже в треш;ины, см. дальнейшие нодробности и расчеты в работах М.И.Максимова [115], А.И.Малышева [118]

5. Обобщение предыдущих выводов

В главе XIV исследовалось влияние радиуса скважины на ее дебнт, причем было доказано, что в каждом из рассмотренных случаев это влияние не зависит от природы жидкости или газа, притекаю-гцнх к скважине. В данной главе до снх пор рассматривалось движение только несжимаемой жидкости в неоднородном пласте в условиях водонапорного режима. Пользуясь тем же способом, что и в главе XIV, н здесь можно было бы доказать, что все выводы о влиянии неоднородности пласта при движении в нем несжимаемой жидкости справедливы и при установивгаемся движении газа, сжимаемой и газированной жидкости.

Не будем повторять все формулы и все выкладки, приведенные в предыдугцих параграфах, со всеми только что названнымн жидкостями (газами), а поясним сказанное несколькими примерами.

Рассмотрим плоско-радиальный приток газа к гидродинамически совергаенной скважине по линейному закону фильтрации в условиях изотермического процесса. Пласт будем считать неоднородным, состоягцим из двух кольцеобразных зон I и II разной проницаемости (см. условия задачи 2 § 3 и рис. 141 и 142). Согласно формулам главы XII давления pi и р2 в зонах I и II определятся так:

Trbki Trbki

Rk r

(73, XVn)

(74, XVn)

где G - весовой дебит газовой скважины;

Ры Р

/3 - константа, зависящая от природы газа и от температу-

; остальные обозначения те же, что и в предыдущих

параграфах дайной главы. Положив в правых частях последних равенств г = R, должны получить pi = Р2- Приравнивая нри этих предположениях правые части упомянутых равенств, получим формулу для определения весового дебита G газовой скважины в неоднородно проницаемом пласте:

1тЬ{р1-р1)

(75, xvn)

Допустим, что во всем пласте проницаемость равна к2\ дебит скважины в этом случае обозначим через G2. Полагая в предыдущей формуле ki = к2, получим:

7гЬк2{р1 - рс)

lijS In

(76, xvn)

Пз двух последних равенств найдем отногаение дебитов

рактеризующее влияние изменения нроницаемости иризабойпой зоны пласта:

R к

Ж Rc

(77, xvn)

Формулы (75, xvn) и (76, XVn) весового дебита газовой скважины отличны от формул (51, XVII) и (55, XVII) объемного дебита скважины, к которой притекает несжимаемая жидкость. Однако правые части формул (77, XVII) и (56, XVII) совергаенно одинаковы. Причина их совпадения в том, что в обоих случаях в условиях однородного пласта природа функциональной зависимости упомянутых объемных и весовых дебитов от радиуса Rc скважины, радиуса Як пласта и проницаемости пласта одна и та же. Действительно, объемный дебит Q2 при притоке к скважине несжимаемой жидкости и весовой дебит G2 газовой скважииы можно представить в таком виде, см., например.

формулы (55, XVII) и (76, XVII).

Q2 = A

(78, XVII)

Go = B

Rc k2

(79, XVII)

где A и В - разные величины, представляюгцие произведения группы множителей, входягцих в упомянутые выгае формулы.

Совпадение формул (77, XVII) н (56, XVII) позволяет утверждать, что табл. 30, верхние 4 строки табл. 31 и графики рис. 143 применимы и в рассматриваемом случае притока газа к скважине по линейному закону фильтрации.

Однако к виду (78, XVII), (79, XVII) приводятся и формула (28, XI) дебита скважины при установивгаемся притоке к ней сжимаемой жидкости по линейному закону фильтрации и формула (21, X) дебита скважины при притоке к ней жидкости со свободной поверхностью (в условиях гравитационного режима). В обоих последних случаях в условиях неоднородного пласта будет справедлива формула (77, XVII), а потому будут приложимы табл. 30, верхние 4 строки табл. 31 и графики рис. 143.

Совергаенно таким же образом можно доказать, что при плос-ко-раднальном движении газа к скважине по закону Краснопольского для отногаепия весовых дебитов G и G2 будет справедлива формула (72, XVII) и, следовательно, будут приложнмы основанные на ней нижние 4 строки табл. 31 и графики рис. 144 (см. Щелкачев [215]).

Аналогичные выводы можно сделать и об одномерном движении жидкостей и газов в неоднородных пластах. В самом деле, перепигаем формулу (6, XVII) для объемного дебита несжимаемой жидкости в условиях водонапорного режима и линейного закона фильтрации в таком виде:

ckcpd L

(80, XVII)

где с - коэффициент, зависягций от могцности потока, вязкости жидкости и перепада давления.

В таком же виде можно представить весовой или массовый дебит установнвганхся потоков газа или сжимаемой жидкости в условиях напорных режимов пли объемный дебит несжимаемой жидкости в условиях гравитационного режима (нри движении жидкости со свободной поверхностью); см., например, формулы (10, XII), (9, XI), (6, X).