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

параметров в околоскважинной зоне эта погрешность увеличивается. Очевидно, что высокая погрешность определения потерь напора на ограниченном участке фильтрации может оказать существенное влияние на увеличение общих потерь напора в системе скважина - пласт и снижение дебита.

Анализируя практические данные, отметим, что потери напора в зоне кольматации могут превышать общие потери напора в пласте и других элементах системы. При опробовании скважин на Ялуторовском водозаборе Тюменской области с учетом заданного дебита понижение должно было составить 5-6 м. В реальных условиях эта величина с учетом постоянного дебита составила 20-22 м. Такое увеличение понижения и снижение удельного дебита в 4-4,5 раза обусловлены кольматационными процессами, и потери напора в околоскважинной зоне в 4-4,5 раза превысили общие расчетные потери напора в системе скважина - пласт.

Для учета кольматационных процессов, снижения проницаемости, турбулизации потока, сопротивления фильтра, объединенных общим понятием скин-эффект, В.С. Алексеев и другие авторы предлагают в формулу (1.8) вводить коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру вскрытия Z2,

J1 =тг fln - + С1 +С 21. (1.32)

Коэффициент несовершенства по характеру вскрытия носит комплексный вид и включает составляющие коэффициенты сопротивления, обусловленные наличием фильтра, изменением проницаемости призабойной зоны и отклонением от линейного режима эксплуатации. Э.А. Грикевич предлагает также учитывать коэффициент сопротивления на потери напора в трубах.

Очевидно, что введением в формулу (1.7) линейного коэффициента можно обосновать завышенное понижение в скважине, обусловленное кольматацией и состыковать реальные и расчетные данные. Однако по формуле (1.32) нельзя с необходимой степенью точности описать процесс потерь напора на границах околоскважинной зоны и в пласте. С удалением от скважины погрешность расчетов по формуле (1.32) увеличивается. Проверить это положение довольно просто, решив уравнение (1.32) для участков пласта, близких к радиусу влияния г R. Как известно из определения радиуса влияния, потери напора на таком удалении от скважины равны нулю. Согласно зависимости (1.32) потери напора на удаленных участках будут пропорциональны сумме Z1 + С2 умноженной на вязкость, дебит и деленной на про-

изведение удвоенного значения п, коэффициента проницаемости и мощности пласта.

Очевидно значение Z2 должно иметь сложный характер, зависеть от многих параметров и прежде всего изменяться по мере удаления от скважины. Сопоставляя уравнения (1.32) и (1.31), можно получить выражение для определения реального значения коэффициента Z2 Однако это вычленение не имеет смысла, так как использовать для определения потерь напора в пласте и закольматированной зоне одно уравнение нельзя. Для каждого элемента системы скважина - пласт, существенно отличающегося друг от друга, удобнее использовать отдельные уравнения. Для закольматированной зоны рекомендуется уравнение (1.31), а для оценки потерь напора в пласте выражение (1.12).

1.1.3. ДВИЖЕНИЕ ПОТОКА В ГЛИНИСТОЙ КОРКЕ

При вскрытии пласта на стенках скважины за счет проникновения фильтрата в околоскважинную зону образуется слабопроницаемая корка, которая выполняет двоякую роль. С одной стороны, чем быстрее формируется корка и чем сильнее она сцементирована, тем меньше интенсивность проникновения фильтрата раствора в пласт, шлама и других кольматантов. С другой стороны, чем меньше проницаемость корки, тем больше сопротивление потоку при эксплуатации и меньше удельный дебит. Необходимо обоснованно подойти к выбору технологии вскрытия и освоения пласта с тем, чтобы обеспечить на начальном этапе формирование корки и предупреждение формирования зоны интенсивной кольматации, а затем разрушение структуры корки и удаление ее остатков из скважины.

Потери напора в глинистой корке определяются ее толщиной и фильтрационными свойствами. Толщина глинистой корки зависит от режимов промывки и изменяется от 1,5 до 10 мм. В редких случаях толщина глинистой корки составляет до 15 мм. Фильтрационные свойства корок зависят от плотности их сложения, которая определяется эффективными напряжениями в структуре корки.

И.Н. Кочина и Н.Н. Михайлов рекомендуют использовать для определения коэффициента проницаемости глинистой корки следующую зависимость:

k3 т -фа, (1.33)

где k30 - проницаемость глинистой корки до приложения нагрузки, обусловленной фильтрацией и перепадом давления на

корке: тэф - эффективное напряжение, действующее в скелете пористой среды, которое можно определить как разность между приложенной и равновесной нагрузками; а - коэффициент, учитывающий степень влияния эффективного напряжения на проницаемость и сжимаемость глинистых корок.

В случае вскрытия пласта под эффективными напряжениями, измеряемыми в МПа, следует понимать репрессию на пласт в процессе промывки или спускоподъемных операций. Характерно, что глинистая корка обладает преимущественно пластичными свойствами, поэтому после приложения нагрузки на стенки скважины происходит необратимая деформация структуры корки (ее уплотнение) и снижение фильтрационных параметров. С увеличением толщины корки возрастает ее пористость и фильтрационные параметры сохраняются. При небольшой толщине корки плотность ее структуры выше, что обусловлено хорошими структурными свойствами раствора.

Уравнение для скорости фильтрации через глинистую корку может быть получено интегрированием соотношения А. Шейде-гера

v = k3-j3 , (1.34)

где k3 - проницаемость корки; /3 - перепад давления на глинистой корке, равный разнице депрессии на пласт и суммы потерь напора в пласте и закольматированной зоне; ц - вязкость фильтрующего флюида; t - время; b - коэффициент, характеризующий условия перехода твердой фазы у промывочной жидкости в глинистую корку

b = (1 - ms)/(ms - a3);

ms - объемное содержание жидкой фазы в фильтрате; а3 - пористость глинистой корки на границе с фильтратом; A1 - постоянный коэффициент.

Выражая в уравнении (1.34) скорость фильтрации через расход Q площадь фильтрационного потока после интегрирования по радиусу глинистой корки, получаем уравнение для определения напора в глинистой корке

J3 2ц(1 + A2)a ln(1.35)

где Л2 - коэффициент, характеризующийся объемом поглощенного в процессе вскрытия и оборудования скважины фильтрата раствора.