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

Оср = (О1 + О2 )/2; = + Я2 )/2, (2.12)

где Q1, Q2 - количество воды, поглощаемой в процессе испытания, соответственно для двух ближайших значений перепадов давлений, м3/ч; Н1 и Н2 - перепады, соответствующие Q1 и Q2, м вод.ст.; m - показатель степени,

m = (lgQ2 - lgQ1)/(lgW2 - 1дЯ1). (2.13)

Е.Е. Керкис рекомендует для радиальных потоков использовать комбинированные зависимости

р = aQ + bQ2, (2.14)

где р - избыточное давление на пласт; Q - расход жидкости в единицу времени (интенсивность поглощения); а, b - коэффициенты, зависящие от параметров пласта и показателей закачиваемой жидкости, определяются по формулам:

a =--; (2.15)

22nhmk£.r,.

-2 ? J 1

(2.16)

где - динамическая вязкость жидкости; R - гидравлический радиус пористой среды; h - мощность пласта; m - коэффициент пористости; k - коэффициент проницаемости; 8 - коэффициент внешнего трения жидкости (для воды е = = 10 - 4); гс - радиус скважины; Т - коэффициент извилистости каналов; гт - внутренний радиус труб (при исследовании с помощью пакера); если исследование производится без пакера, то гт = гс; р - плотность жидкости.

По В.И. Мищевичу, для поглощающих пластов, представленных трещиноватыми, кавернозными и пористыми породами, при их вскрытии наиболее вероятно предположение, что фильтрация жидкости в этих породах происходит одновременно по различным законам; им предложена формула для описания процесса фильтрации в поглощающий пласт:

Q = К,{Ар + К2Ар + К3Ар2, (2.17)

где К1 - коэффициент продуктивности (приемистости) для первой среды при турбулентном течении жидкости, характеризующий проницаемость этой среды, мощность пласта,

радиус скважины, инерционные сопротивления, размеры трещин и каверн; К2 - коэффициент продуктивности (приемистости) для второй среды; К3 - коэффициент продуктивности (приемистости) для третьей среды, характеризующий мощность пласта, отдельные показатели жидкости и т.д. По результатам исследования строится индикаторная диаграмма, форма которой зависит от характеристики (строения) поглощающего пласта.

Определение параметров поглощающего пласта по данным гидродинамических исследований. Для оценки степени сложности работ по ликвидации поглощения, а также для научно обоснованного выбора количества и состава тампо-нажных материалов и технологии применения их в конкретных условиях необходимо иметь данные, характеризующие зону поглощения (строение поглощающего пласта, перепаде! давлений между стволом скважины и пластом, гидродинамическая характеристика пласта и т.д.).

Рассмотрим определение коэффициентов приемистости поглощающего пласта по В.И. Мищевичу, знание которых позволяет выбрать эффективные методы изоляции этого пласта.

В трещиноватой и кавернозной среде - по квадратному закону Шези - Краснопольского

Ар = fog2, (2.18)

который можно записать в виде

Q1 = KAp, (2.19)

здесь

K1 = 1 = 2п . Ap = pк - Pзаб;

A р - перепад давления, вызывающий давление жидкости в пласте, МПа; Q1 - расход жидкости для первой среды, м3/сут; К1 - коэффициент приемистости для первой среды, (м3/сут)/МПа; р - плотность жидкости, г/см3; С - коэффициент, характеризующий инерционные сопротивления; h - мощность пласта, принятая одинаковой для всех трех сред, м; Rc - радиус скважины, м; рк, рзаб - давление соответственно на контуре питания (пластовое) и забойное, МПа. В среднепористой среде - по закону Дарси

Q2 = K2Ap, (2.20)

здесь

2nkh

Q2 - расход жидкости для второй среды, м3/сут; К2 - коэффициент приемистости для второй среды, (м3/сут)/МПа; к- коэффициент проницаемости второй среды, Д; - динамическая (абсолютная) вязкость, Па-с; Rк - радиус контура питания, м.

В мелкопористой среде - по закону фильтрации с преодолением начальных градиентов давления в порах разного размера, который в первом приближении может быть охарактеризован линейной зависимостью

к 3 = к 03 ар

, (2.21)

здесь

@ dr I 0

k3/ - текущее значение коэффициента подвижности; к03/ - коэффициент подвижности при градиенте давления,

равном ?dpD ; к3 - текущее значение коэффициента прони-

\dr) 0

цаемости третьей среды, Д; к03 - значение коэффициента проницаемости третьей среды при градиенте давления, равном A , Д; - текущее значение градиента давления.

@dr ) 0 dr

После подстановки (2.21 ) в закон Дарси в дифференциальной форме и некоторых преобразований получена формула для определения расхода в третьей среде:

Q = К3(Ар)2, (2.22)

здесь

пк 03hm

3 =-2;