Притоки жидкости к гидродинамический совершенным и несовершенным скважинам

Тогда формула      (1.12) может быть приведена к виду

				(1.13)
где	Sб = S1 + S2	–	скин-эффект за счет бурения, состоящий  из суммы скин-эффектов в обеих  зонах снижения проницаемости –  кольматации и проникновения  фильтрата.

 

Из формул      (1.12) и      (1.13) получается, что

(1.14)

 

Если зона кольматации  отсутствует, т.е r_к = r_c, то формула       (1.14) принимает вид

(1.15)

 

И наоборот, если применяют принудительную кольматацию, в результате которой невозможна фильтрация в пласт, то

(1.16)

 

Для оценки влияния глубины  и степени загрязнения при забойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением, вводится коэффициент гидродинамического несовершенства скважины

				(1.17)
где	Qс	–	дебит гидродинамический совершенной скважины.

 

В этой формуле числитель  характеризует величину основных фильтрационных сопротивлений, возникающих при  плоскорадиальной фильтрации от радиуса  контура питания скважины до ее ствола. При равномерной сетке расположения скважин с расстоянием между  ними 600 м и при радиусе скважины по долоту 0,1 м значение числителя  равно 8. На Рисунок 2.5 и Рисунок 2.6 изображено, как изменяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от параметров зон кольматации и проникновения фильтрата промывочной жидкости. При этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации размером 5 см снижена в 20 раз, то скважина будет работать лишь на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 %.

Как было отмечено ранее, скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру  вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю его мощность, то такая  скважина несовершенна по степени вскрытия. В обоих случаях фактический  дебит при общих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызываемых искривлением и сгущением линий  потоков жидкости и газа в около скважинной зоне пласта и на стенке скважины, вернее, на границе скважина-пласт. Сгущение потоков, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, который вскрыл бы продуктивный горизонт на всю его мощность.

Таким образом, несовершенство по степени и характеру вскрытия продуктивного горизонта характеризуется  коэффициентом гидродинамического несовершенства

				(1.18)
где	С1, С2	–	безразмерные коэффициенты, учитывающие  дополнительные фильтрационные из-за несовершенства скважины соответственно по степени и по характеру вскрытия пласта.

 

 

 

Рисунок 1.3  – Влияние параметров зоны кольматации на коэффициент гидродинамического совершенства скважины при β2 = 1. β1 - степень снижения проницаемости (2, 5, 10, 20, 50, 100, 200).

Рисунок 1.4 – Влияние параметров зоны проникновения фильтрата на коэффициент гидродинамического совершенства скважины при β1 = 1.  β2 – степень снижения проницаемости (2, 5, 10, 20, 50, 100, 200).

Коэффициент С₁ определяется степенью вскрытии продуктивного пласта, а коэффициент С₂ зависит от длины l_к и диаметра d_к перфорационных каналов и плотности перфорации. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В.И. Щурова, построенным по результатам экспериментов. При этом принимается, что перфорационные каналы идеальны в геометрическом и гидродинамическом отношении, т.е. имеют правильную цилиндрическую форму, являются чистыми по всей длине, и вокруг них нет зоны с пониженной проницаемостью. Для такой идеализированной картины графики В.И. Щурова, как показали сравнения с математическим решением числовым методом М. Харриса задачи о притоке жидкости к геометрически несовершенной скважине, дают довольно точный результат в пределах исследованных значений параметров перфорации.

Указанные выводы справедливы  только для идеальных условий  притока в скважину, когда поровая  среда во всех точках пласта имеет  одинаковую проницаемость, а цилиндрические каналы чисты по всей своей длине. Реальная же картина далека от идеализированной. Схематичное изображение при скважинной зоны перфорированного пласта показано на Рисунок 1.5. Из него следует, что в формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины необходимо ввести еще и коэффициент S_п (скин-эффект перфорации), учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в при скважинной зоне вокруг перфорационных каналов.

На основании указанного выше формула для расчета дебита реальной скважины, пробуренной на нефтяной объект и имеющей все  виды гидродинамического несовершенства, принимает вид

 

(1.19)

 

При этом дополнительные фильтрационные сопротивления

(1.20)

 

Рисунок 1.5 – Схематическое изображение прискважинной зоны пласта и перфорированной скважины. δ – толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорационного  канала, k3 – проницаемость породы в зоне вокруг перфорационного канала.

 

Для расчетов притока жидкости или времени для системы взаимодействующих  несовершенных скважин большое  значение имеет понятие приведенного радиуса r_пр. Это радиус такой фиктивной скважины, дебит которой при остальных равных условиях равен дебиту реальной гидродинамический несовершенной скважины

Исходя из этого, формулу     (2.49) можно записать в следующем виде

(1.21)

 

Отсюда выражение для  оценки приведенного радиуса скважины примет вид

(1.22)

 

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть выражен  зависимостью

(1.23)

 

В то же время изменение  проницаемости породы в прискважинной  зоне пласта и геометрия забоя  скважины с гидродинамической точки  зрения имеют очень сложную картину  и не поддаются точному математическому  описанию. Действительно, в реальной скважине в промысловых условиях технологи не знают, например, размеры  и форму полученных перфорационных каналов, степень изменения проницаемости  пород вокруг перфорационных каналов  и т.д. Технологи также не имеют  доскональной информации и о других параметрах, по которым определяются значения дополнительных фильтрационных сопротивлении. Поэтому определить степень гидродинамического совершенства скважины по формуле     (1.23) обычно невозможно, так как неизвестны точные значения безразмерных коэффициентов, учитывающих дополнительные фильтрационные сопротивления.

В то же время, базируясь  на гидродинамических методах исследования скважин, можно получить формулу  для определения коэффициента гидродинамического совершенства, если в формулу дебита реальной скважины ввести коэффициент  гидропроводности

	(1.24)

 

Тогда

(1.25)

 

        Преобразовав  эту формулу относительно знаменателя,  видим что сумма

 

(1.26)

 

дополнительных фильтрационных сопротивлений может быть выражена через известные гидродинамические  параметры – коэффициенты гидропроводности и продуктивности скважины.

        Подставляя     (1.24) в     (1.25), получаем следующую формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины

 

(1.27)

 

В формуле     (1,27) величина продуктивности η_эф определяется по результатам исследований скважины при стабильных режимах ее работы, т.е. по индикаторной диаграмме (ИД). Величина коэффициента гидропроводности пласта ε определяется по результатам исследований на неустановившихся режимах работы скважины методом построения кривой восстановления давления в полулогарифмических координатах Δр – ln(t). Из теоретических основ газогидродинамических исследований на стационарных и нестационарных режимах работы скважин вытекает, что коэффициент продуктивности, определенный по ИД, характеризует всю зону дренирования – от контура питания до стенки скважины, а коэффициент гидропроводности, определенный по КВД, характеризует так называемую удаленную, от скважины, зону продуктивного пласта с неизмененными природными фильтрационными свойствами. Этот конечный вывод позволяет интегрально оценивать зависимость изменения продуктивности скважины от суммы факторов в процессе ее строительства. На основании этих данных следует предусматривать мероприятия, направленные на интенсификацию притока из пласта.

Понятие гидродинамической  несовершенной скважины.

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что  в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.   Различают  два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.                         Несовершенная скважина по степени  вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю  мощность, а частично.                       Скважина, хотя и доведённая до подошвы  пласта, но сообщающаяся с пластом  только через отверстия в колонне  труб, в цементном кольце или в  специальном фильтре, называется несовершенной  по характеру вскрытия пласта.                                                                                                                          На практике чаще всего встречаются  скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

Дебит G несовершенной скважины чаще всего меньше дебита Gс совершенной, действующей в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. В некоторых случаях (при торпедной или кумулятивной перфорации, когда глубина прострела достаточно велика) может наблюдаться обратная картина. Отношение данных дебитов d характеризует степень несовершенства скважины и называется коэффициентом несовершенства.

При расчете несовершенных  скважин нередко используют понятие  приведенного радиуса несовершенной  скважины.                                                         Это - радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при  тех же условиях эксплуатации. Таким  образом, вначале находятся приведённые  радиусы rпр и дальнейший расчет несовершенных скважин ведется, как для совершенных скважин радиуса rпр.           Итак, дебит несовершенной скважины можно определить, если известен коэффициент несовершенства d или приведённый радиус rпр , а также известна соответствующая формула дебита совершенной скважины. Влияние несовершенства скважины на приток при существовании закона фильтрации Дарси можно учесть величиной коэффициента С, основываясь на электрической аналогии. Согласно данной аналогии различие в дебитах совершенной Gc и несовершенной G скважин объясняется наличием добавочного фильтрационного сопротивления несовершенной скважины величиной С/2ph.

Виды несовершенства.

Рис. 1.6. Схема притока  к несовершенной скважине:

а - по степени вскрытия;  b - по характеру вскрытия

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что  в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.

Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени  вскрытия и несовершенство по характеру  вскрытия.                          Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис.1.6,а).

Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия  в колонне труб, в цементном  кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. 1.6,b).

На практике чаще всего  встречаются скважины несовершенные  как по степени, так и по характеру  вскрытия пласта.

Дебит G несовершенной скважины чаще всего меньше дебита G_с совершенной, действующей в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. В некоторых случаях    (при торпедной или кумулятивной перфорации, когда глубина прострела достаточно велика) может наблюдаться обратная картина. Отношение данных дебитов d характеризует степень несовершенства скважины и называется коэффициентом несовершенства