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

ческому закону, и, следовательно, вокруг скважины будет выделяться критическая зона с радиусом г,ф (рис. 6.21).

Решая уравнение Маскета для различных положений ВНК (см. рис. 6.21) при гкр, можно видеть, что поднятие конуса начнется при

>(g3-G„)cos9. (6.70)

На основании изложенных выше рассужденпй и с учетом типа течения (ламинарное или турбулентное) Бирке [19] выделяет два типа конусов воды - критический и безопасный в зависимости от порядка величин параметров Л и Б в уравнении (6.41).

Критический конус относится к нижней НТПЖ, которая определяется в зависимости от перепада давления при отсутствии эффекта турбулентности (5 = 0) и выражается уравнением

(НТПЖ)„р == ---, (6.71)

которое может быть аппроксимировано при гдр/гскв» ЮОО:

/1з™«---. (6.71)

"•"р 6,9(Ge-G„)

где Gb и Gh - соответствующие градиенты для воды и нефти.

Это уравнение предполагает допущение Биркса о том, что линейное течение ограничивается зоной, расположенной между контуром питания и призабойной зоной радиусом гояЗ м.

Безопасный конус относится к условиям течения, когда при высоких дебитах перепад давления вокруг скважины резко возрастает и развивается турбулентный режим течения. Если использовать изложенные выше рассуждения, можно записать следующее:

(НТПЖ)безоп = /гв.безоп (AQ + BQy6,9 {G, - G„).- (6.72)

Чтобы получить высокие дебнты в малопродуктивных пластах, необходимо увеличить перепад давления, вследствие чего может возникнуть турбулентное течение. Можно утверждать, что в общем случае уравнение (6.7Г) справедливо для продуктивных пластов большой толщины, а уравнение (6.72) - для маломощных продуктивных пластов.

Опыт разработки иранских месторождений [19, 20] позволил установить ряд положений для расчетов конусов воды:

эффективный радиус дренирования для использования в расчетах составляет гдрлЗОО м;

если общая толщина продуктивного пласта 60 м</г<300 м, используется условие образования критического конуса (уравне)1ие (6.7Г)), при котором AP=-AQ;

если общая толщина продуктивного пласта /i<60 м, используется условие предупреждения образования конуса (безопасного конуса) (уравнение (6.72)), при котором APAQ + BQ.

Рис. 6.22. Кривые зависимости критической и безопасной высот водяного /гв и газового кт конусов от дебита Q.

Для выбора конструкции заканчивания скважины в случае, когда нефтяная зона имеет связь с газовой шапкой и подошвенной водонасышенной областью, для расчета зависимости Лв от Q необходимо пользоваться уравнениями (6.71) и (6.72) одновременно как показано на рис. 6.22.

Для газового конуса урав11ения будут теми же, что и уравнений (6.7Г) и (6.72), с той только разницей, что будут использоваться градиенты давления нефтяной Gh и газовой Gr частей залежи. Критическая и безопасная высота hr может быть выражена как

(втпж)„р = /ir.Kp = , , ; (6.73)

Ь,У(Он-Gr)

<ВТПЖ)безоп = /гг.безоп = [It " (.74)

6,9(Gh-Gr)

Можно сделать следующие замечания.

Уравнение (6.70) выражает соотношение между градиентами жидкостей и наклоном пласта (см. рис. 6.21), выраженное через угол наклона 0. Если трещины между ВНК и НТПЖ или ГНК и ВТПЖ имеют вертикальное простирание (см. рис. 6.20), то cos 9=1. Если же вертикальные трещины отсутствуют или пересечены либо прерваны горизонтальными трещинами и стилолнтами, cos 9 уменьшается до очень малых значений, при этом становится возможным увеличивать градиенты давления, что равносильно увеличению безводных дебитов или увеличению дебитов со сниженным риском конусообразования.

Вследствие неодинаковой разности градиентов газа и воды и градиентов воды и нефти Св-ОгОв-G„ допустимый дебит без образования конуса газа выше, чем дебит без образования конуса воды. Это также видно из характера кривых на рис. 6.22, где одной и той же величине дебита, а следовательно, и перепада давления АР в подгазовых залежах соответствуют более высокие значения как йв.кр, так и йв.безоп (сравни кривые 1,3 - для газа , 2, 4 - для воды на рис. 6.22).

При продвижении ВНК и ГНК допустимые критический и безопасный дебиты снижаются в результате уменьшения кв и hr. Такие оценки делают возможным прогнозирование зависимости между отбором жидкости, продвижением ВНК и ГНК и максимальным дебитом скважины без риска образования конуса во времени.

б. Пример расчета

Задача Л* 2. При использовании в несколько видоизмененном виде данных задачи № 1 рассматривается случай, когда скважина перфорируется, как показано на рис. 6.20, в 30-метровом интервале, причем ВТПЖ=50 м, а НТПЖ=80 м. Необходимо:

найти зависимости Лкр и Лбезоп от Q (с точки зрения возможного образования газового и водяного конусов);

определить значения максимально возможного дебита во времени, используя полученные методом материального баланса данные о перемещении ВНК и ГНК из табл. 6.6.3 (графы 1, 2, 3).

Таблица 6.3

Дополнительные данные: начальный дебит нефти 3200 мсут; плотности пластовых флюидов рв=1,05, рн=0,8, рг=0,25.

1. Решение основного уравнения. Полученные в задаче № 1 значения Л = 8,16-10-5 (МПа/(cmVc) В = 1,77-10-» МПа/(смЗ/с)= подставляются в уравнения водяного и газового конусов (6.71), (6.72) и (6.74) при условиях безопасного и критического конусов:

в.безоп

г.кр

6,9(рв-рн) AQ + BQ

6,9(рв - Рн)

16,35-10-« в;

« 16,35-10-3Q+ 120,8-10-8

6,9 (рн-Рг)

«7,44.10- Q;