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

Рис. 3.3. Зависимость параметра Дарси от числа Рейнольдса (точками обозначены экспериментальные данные)

Для систематизации данных по изучению турбулизации потока в пласте В.Н. Щелкачевым был предложен безразмерный параметр Дарси, равный отношению сил вязкого трения к силе перепада давления

V ц / k = V ц m

Ijmm ~ ~кТ

(3.19)

Если справедлив закон Дарси, то при горизонтальном расположении пласта Dа = 1. Если турбулизация потока наступила на интервале фильтрации т, то Dа < 1. Графическая зависимость числа Рейнольдса от параметра Дарси представлена на рис. 3.3.

При построении графика (см. рис. 3.3) использовались данные опытов А.И. Абдулвагабова, которые пока считаются наиболее полными. При отклонении графиков от оси абсцисс наблюдается турбулизация потока. Существенное отклонение начинается при числах Рейнольдса больше 0,1. При Re > 10 почти всегда наблюдается турбулентный режим фильтрации.

В табл. 3.2 проставлены формулы по определению числа Рейнольдса при движении потока в породах пласта, критические значения числа Рейнольдса, предложенные различными исследователями, а также диаметры зон турбулизации потока при эксплуатации скважин.

Анализируя данные табл. 3.2, можно заметить, что число Рейнольдса и диаметр зоны турбулизации потока пропорциональны либо эффективному размеру частиц породы, либо корню квадратному из коэффициента проницаемости. Приведенные формулы не учитывают возможной кольматации пород в околоскважинной зоне. Проникновение инородных примесей в пласт при вскрытии снижает активную пористость пород, действительные скорости фильтрации возрастают и наступает ранняя турбулизация потока. За счет кольматации существенные отклонения от закона Дарси могут наблюдаться и в породах, в которых при обычных условиях турбулизация обычно не наблюдается.

Рассмотрим пример расчета конструкции забоя с гравийной обсыпкой, воспользовавшись для этого формулами М.Д. Миллионщикова. Необходимо оборудовать водозаборную скважину в водоносном пласте с коэффициентом проницаемости к = 1,2х х10-8 см2 и активной пористостью пласта равной 0,2, которая эксплуатировалась бы со стабильным дебитом 2,08-10-3 м3/с в течение максимально возможного срока. Мощность водоносного пласта при этом 10 м.

По формуле М.Д. Миллионщикова критическая скорость фильтрации окр, при которой обеспечивается турбулизация потока в прифильтровой зоне в ее естественном состоянии

5,654k

Reкр,

(3.20)

где v - кинематическая вязкость жидкости, Ст; а - активная пористость, доли единиц; к - коэффициент проницаемости, см2, Reкр - критическое число Рейнольдса, определенное экспериментально. Для данных условий Re = 0,29,

0,01 • 0,21,5 • 0,29 ,0 ,

»кр---- - 0,42 см/с.

5,65 • 1,2 • 10-8

Оценим диаметр прифильтровой зоны скважины, в которой будет наблюдаться турбулизация потока,

D - Q , (3.21)

где Q - производительность скважины, m - длина фильтра;

D- 2,08 103-3 -0,78 м.

3,14 •4,2 •10-3 •0,2 •10

Обычно диаметр зоны кольматации соответствует диаметру зоны турбулизации потока или немного меньше него. Поэтому при расчетах диаметра каверны по приведенным формулам кольматационные процессы можно не учитывать, так как при разработке каверн закольматированная порода полностью удаляется из скважины.

При разработке в пласте каверны расчетного диаметра и замене низкопроницаемых пластовых пород на гравий будет наблюдаться снижение гидравлического сопротивления породы за счет сведения к нулю слагаемого, пропорционального квадрату скорости фильтрации или дебита.

Размер зоны турбулизации может быть так же определен и экспериментальным путем. И.М. Гершанович разработал во ВСЕГИНГЕО метод определения диаметра зоны турбулизации потока по данным расходометрии, который позволяет избежать неточностей, наблюдающихся при теоретической оценке критического числа Рейнольдса, это обусловлено многообразием горных пород, слагающих продуктивные пласты, различием интенсивности кольматации и др.

Каверны, образующиеся в продуктивном интервале, в зависимости от условий, в которых оборудуется забой, должны иметь разную форму профиля. Наиболее проста форма каверны с равномерным диаметром ствола по длине всего продуктивного интервала (см. рис. 3.1, ж). Такая форма забоя может быть рекомендована при оборудовании скважины в продуктивных пластах, сложенных однородными по мощности в отношении суффозион-ных и фильтрационных свойств породами. Создание забоя с постоянным диаметром каверны оправдано только в тех случаях, когда наблюдается равномерный приток по мощности пласта, что наблюдается при его ограниченной мощности.