Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Приток жидкости и газа к скважинам



Приток нефти, газа, воды и их смесей к забоям скважин происходит при образовании на забое скважин давления меньше-

го, чем в продуктивном пласте. При разработке нефтяных залежей приток нефти (жидкости) и газа к скважинам происходит по радиально сходящимся к скважинам линиям.

По мере приближения жидкости и газа к скважине площади этих поверхностей непрерывно уменьшаются, а скорости фильтрации жидкости при постоянном расходе непрерывно увеличиваются, достигая максимума у стенок скважины. Таким образом, на перемещение единицы объема жидкости в направлении скважины должны непрерывно возрастать затраты энергии и связанные с этим перепады давления на единицу длины пути.

Скорость фильтрации жидкости в пористой среде, согласно закону А. Дарси (французский инженер), прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости:

(27)

где v - скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход жидкости через породу за 1 с; F - площадь фильтрации; k - коэффициент проницаемости породы; ^ - вязкость жидкости; АР -перепад давления; А/ - длина элемента фильтрации жидкости. Коэффициент проницаемости из уравнения (27) будет

На расстоянии г от центра скважины площадь фильтрации F = 2лг • h, а длина элемента А/ = Аг; подставляя эти значения в формулу (27), получим

(28)

Подставляя значения

получим

(29)

где Q - дебит скважины, м3; /и - вязкость жидкости, Па-с; RK -радиус контура питания, м; R - коэффициент проницаемости пласта, м2; h - толщина продуктивного пласта, м; гс - радиус скважины, м.

Задавая различные значения /?к и решая уравнение (29) относительно Рпл (при условии Рзаб = const), получим изменение давления в любом направлении вокруг скважины при установившемся притоке в виде логарифмической кривой (рис. 25), называемой воронкой депрессии.

Рис. 25. Кривые распределения давления в пласте вокруг добывающей скважины

Как видно из рис. 25, основной перепад давления в пласте происходит в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от нее кривая распределения давления выполаживается, что говорит о значительном уменьшении скоростей фильтрации и удалением от скважины. Записав уравнение относительно Q,

получим уравнение Ж. Дюпюи для радиально установившегося притока однородной жидкости в скважину:

(30)

Данное уравнение применимо для так называемой гидродинамически совершенной скважины.

За гидродинамически совершенную скважину в нефтепромысловой практике принимают скважину с открытым забоем, где фильтрационные потоки движутся к скважине параллельно друг другу, кровле и подошве пласта (рис. 26 а).

Рис. 26. Виды гидродинамического несовершенства скважин

Скважины чаще всего гидродинамически несовершенны. Гидродинамическое несовершенство скважин проявляется появлением дополнительных сопротивлений, возникающих в при-забойной зоне у стенок скважины вследствие отклонения потока жидкости от плоскопараллельного, а также в результате сгущения линий токов у перфорационных отверстий, вызывающих местное повышение скоростей движения жидкости.

Бывают гидродинамически несовершенные скважины по степени вскрытия, где продуктивные пласты вскрывают не на всю толщину (рис. 26 б). Линии тока к этим скважинам от кровли

до забоя параллельны, а ниже уровня забоя искривляются, в результате чего возникают дополнительные гидравлические сопротивления. По характеру вскрытия большая часть скважин является гидродинамически несовершенной. При этом вскрывается продуктивный пласт на всю его толщину, но сообщение с ним происходит через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне (рис. 26 в).

Встречаются также скважины несовершенные и по степени, и по характеру вскрытия (рис. 26 г).

Уравнение движения жидкости в несовершенную скважину описывается следующей формулой:

(31)

где QH - дебит жидкости гидродинамически несовершенной скважины и по характеру, и по степени вскрытия.

Отношение дебита жидкости гидродинамически несовершенной скважины к дебиту жидкости гидродинамически совершенной при равных условиях называется коэффициентом гидродинамического несовершенства скважины, который всегда меньше единицы, то есть выражается в долях от 1:

(32)

где Q — дебит гидродинамически совершенной скважины.

Но коэффициент с трудно определить, так как неизвестно, сколько отверстий образовалось в результате перфорации, какова глубина и диаметр этих отверстий. Поэтому вместо гидродинамически несовершенной скважины принимается гидродинамически совершенная скважина с меньшим радиусом. Радиус этой условной скважины называется приведенным, а дебит ее

(33)

где г - приведенный радиус скважины, который определяется

расчетным путем по данным гидродинамических исследований скважин.

Как уже отмечалось, на жидкость, газ и воду в пласте действует пластовое давление.

Пластовое давление - это давление, замеренное в остановленной (закрытой) скважине. Уровень жидкости в скважине, установившийся при этом, называется статическим уровнем. Расстояние до уровня в скважине измеряется от устья, а высота столба жидкости - от забоя до статического уровня:

(34)

где Яст - статический уровень в скважине, м; Я - глубина скважины, м; h - расстояние от устья до уровня в скважине, м.

В случае когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в заполненной скважине, при открытом устье жидкость будет переливаться из скважины.

В работающей скважине давление на забое (забойное давление) устанавливается ниже пластового, и в затрубном пространстве скважины устанавливается другой уровень жидкости, который называется динамическим уровнем. Динамический уровень всегда меньше статического.

Объем нефти, поступающей к забою скважины, зависит от коллекторских свойств пласта, вязкости нефти и перепада давления, то есть разницы между пластовым и забойным давлением. Наибольшая зависимость наблюдается между дебитом (количеством) поступающей жидкости к забою скважины и перепадом давления.

Уравнение притока нефти (жидкости) к скважине при этом записывается как

(35)

где Q - дебит нефти (жидкости), т/сут; К - коэффициент продуктивности, равный приросту дебита скважины в сутки на единицу снижения забойного давления при постоянном пластовом давлении (Рпл = const); Рпл - пластовое давление, МПа; Р3 - забойное давление, МПа.

Когда известны коэффициент продуктивности и пластовое давление, определяется дебит скважины при определенном снижении забойного давления.

На практике коэффициент продуктивности определяют по данным исследовательских работ в скважине. На определен-

ном режиме работы скважины замеряют дебит нефти (жидкости) и одновременно замеряется забойное давление. После этого меняют режим работы скважины и вновь замеряют дебит и забойное давление. По результатам определяется зависимость дебита скважины от забойного давления. Зная дебиты жидкости и соответствующие им перепады давления (депрессии), строят кривую зависимости притока жидкости от перепада давлений, которая называется индикаторной линией. Строят график, на котором по вертикальной оси откладывают значения перепадов давлений, а по горизонтальной оси откладывают значения деби-тов жидкости. На графике каждому значению перепада давления соответствует определенный дебит жидкости.

Индикаторные линии могут быть прямыми и выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов (кривые рис. 27). Выпуклые индикаторные кривые бывают, когда вместе с нефтью извлекается газ или при больших перепадах давления.

Теоретически, при соблюдении закона Дарси, максимальная производительность скважины может быть при Ртб = 0, и эту производительность называют потенциальным дебитом:

 

Рис. 27. Индикаторные линии (зависимости дебита жидкости от перепада давления)

Но практически потенциального дебита получить невозможно, так как в скважине сохраняется какой-то столб жидкости. 11ри исследовании скважин дебиты нефти замеряют на поверхности в ГЗУ (групповые замерные установки) за соответствующую единицу времени, пересчитываемую на дебит жидкости скважины в м3 или тоннах в сутки. Дебиты газа замеряются газовыми счетчиками-расходомерами. Пластовые давления замеряются С Помощью глубинных манометров, спускаемых в скважины на утильной проволоке.

 

Глава VIII




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.