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. 1.5. Характер фильтрации в скважине с учетом минимума энергетических

затрат

ется длина линий тока, возможное увеличение потерь напора за счет этого компенсируется их уменьшением из-за снижения скоростей фильтрации.

Итак, принимая во внимание один из основных законов гидравлики, предполагающий движение потока по пути наименьшего сопротивления с минимальными энергетическими затратами, в пласте на отдаленных участках образуется радиально-сферичный поток, который на некотором участке начинает выпо-лаживаться и постепенно переходит в плоскорадиальный. Реальные расходограммы подтверждают предложенную схему движения потока. Наибольшая интенсивность потока наблюдается в верхних интервалах пласта, где сгущение линий тока максимальное. В нижних интервалах пласта частота линий тока существенно снижается из-за несовпадения направления движения с градиентом давления, что свидетельствует о меньшей интенсивности притока, чем в верхних интервалах.

Одним из наиболее важных выводов, следующих из представленной схемы притока к скважине, - возможность определения той части пласта, которая интенсивно нагружена. Наибольшую нагрузку принимают верхние интервалы пласта, отстоящие от верхней границы на расстоянии

m = Гкрт1/К. (1.11)

При оценке потерь напора в пласте следует учитывать изменение характера движения потока. На отдаленных участках будет справедлива зависимость (1.9) для радиально-сферичного потока, а для околоскважинной зоны формула (1.7) для плоскорадиального потока. Формула (1.9) для радиально-сферичного потока справедлива в интервале от гкр до радиуса влияния скважины R, а зависимость (1.7) в интервале от радиуса пласта с ненарушенной структурой r1 до критического радиуса гкр, при котором происходит изменение характера движения потока. Необходимо отметить, что при определении потерь напора в зоне плоскорадиального потока следует учитывать не номинальную мощность пласта т1, а реальный интервал фильтрационного потока, определяемый по формуле (1.11). Потери напора в пласте

J1 = Q

2ikm

In Гкр-

(1.12)

Сопоставляя уравнение (1.12) с традиционной формулой (1.7) и (1.8), можно определить реальные значения коэффициента дополнительного сопротивления на несовершенство скважины по степени вскрытия пласта

С1 = R - (1.13)

Из формулы (1.13) следует, что истинное несовершенство скважины по степени вскрытия не зависит от отношения глубины вскрытия пласта скважиной. Это положение подтверждается практикой. Многие скважины, вскрывшие пласт на полную мощность, характеризуются либо отсутствием, либо незначительным притоком в нижних интервалах, которые оказываются неработающими. В этой связи, несмотря на совершенство вскрытия при бурении пласта на всю мощность в реальных условиях, такого совершенства не обеспечивается из-за отсутствия притока через нижние интервалы.

В начальный период откачки при малом радиусе влияния скважины несовершенство по степени вскрытия пласта меньше и нижние интервалы нагружены более интенсивно. С течением времени радиус влияния скважины увеличивается и возрастает дифференциация скоростей потока по мощности пласта, в результате которой приток через нижние интервалы уменьшается. При установившемся режиме фильтрации несовершенство по степени вскрытия пласта достигает максимальных значений.

Характер движения потока к скважине рассмотрен для установившегося режима фильтрации, но полученные выводы можно легко распространить и на неустановившийся режим, предположив изменяющийся во времени радиус влияния постоянным на определенном промежутке времени. Характер движения при этом не изменится.

1.1.2. ДВИЖЕНИЕ ПОТОКА В ЗОНЕ КОЛЬМАТАЦИИ

При вскрытии продуктивного пласта в него попадают инородные примеси и фильтрат раствора промывочной жидкости, что снижает естественную проницаемость в околоскважинной зоне. Для определения потерь напора или сопротивления зоны кольматации важно знать ее размеры и характер снижения проницаемости по мере приближения к стенкам скважины.

Глубина проникновения фильтрата раствора в пласт изменяется в широких пределах и зависит от фильтрационных свойств пород и технологии промывки при вскрытии. Наиболее существенное влияние на глубину проникновения фильтрата раствора оказывает глинистая корка и характер закупоривания стенок скважины шламом.

Наиболее опасна кольматация естественными растворами с низкими структурными свойствами, параметры которых сложно контролировать и регулировать в процессе бурения. Естественные растворы имеют условную вязкость в пределах 15,5-18 с и при контакте со стенками скважины не образуют слабопроницаемой корки. Поэтому глубина проникновения естественных растворов в пласт максимальна.

Данные глубины проникновения довольно вязких жидкостей (табл. 1.2) с достаточной точностью нельзя аппроксимировать для естественных растворов. Глубину проникновения раствора любой вязкости можно определить по формуле неустановившейся фильтрации. Расход поглощения пластом при вскрытии

а f 4nkmJ-(1.14)

ln42 - 0,5772

где а - коэффициент пьезопроводности пласта, изменяющийся от 0,1 до 5,0 м/с; t - время контакта породы с раствором.

Объем поглощенной пластом жидкости можно выразить через глубину проникновения раствора

а nm(r12 - r22). (1.15)