Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

		ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ СОВЕРШЕНСТВО СКВАЖИНЫ (По И.Н. Гайворонскому)
	Известно, что приток жидкости к забою гидродинамически совершенной скважины описывается уравнением Дюпуи:
	где Qc — дебит скважины, м3/с; k — коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования, м2; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; рпл - давление в пласте на контуре питания скважины, Па; р3 - давление в скважине в интервале продуктивного пласта (забойное давление), Па; Ар - разность давлений, под действием которой пластовая жидкость продви­гается к забою скважины (депрессия на пласт), Па; ц - динамическая вяз­кость жидкости, Па-с; гс - радиус скважины (по долоту), м. Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом RK, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Из рис. 3.1 видим, что в гидродинамически со­вершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг ствола скважины. Так, если приток осуще­ствляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м, до стенки скважины радиусом 0,1 м, то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в пористом пространстве только в зоне 5,5 м во­круг скважины. Следовательно, призабойная зона играет решающую роль в притоке жидкости к скважине. Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидро­динамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и загустения линий потоков. Выделяют три типа гидродинами­ческого совершенства скважин: 1)   по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продук­тивный пласт не на всю его толщину; 2)   по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы; 3)  по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой сферы в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта. Известно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью — зона проникновения фильтрата ради­усом R3U и зона кольматации радиусом гк (рис. 3.2). Такую скважину назы­вают несовершенной по качеству вскрытия пласта. 58

	а У.':'- !■.•.■'•'".".• •Iv/:v •'■•'•г' 's:':ij-?:Vv.: v?\'.;/«Y.v :*:':" '■/■:•' '•■•°:S."\V. }'. % ■.'• ."•Jivv.v •': .•':'•.'■■'■• "!u''-.': •':'•'•'■ •'•X •.''*'• v*^' *•'•*••'.•'.			Ш
	Рис. 3.1. Схема притока в гидродинамически совершенную ($) и гидродинамически несовер­шенную скважину по качеству (• ), степени (, ) и характеру („) вскрытия продуктивного пласта
	• f • ' f . • • •'■■ yJi * » • • I * * ', i'.'v; Щ ''.'•'■•'•'■V- ■ * * '?.*. 1 ?: • • • • * • • ш 4 • 4 * * ' t ■:■>•: i Ш • * 2-7Г r.;; ■)• * * * • t • • • t « 1* 'I */•* • •"* * * * * f • • * Vv; %••' > * » * * * • • • * • # • * , 31- ** -^ .'■}: *•//*•*" * * * » * • • • • % ■ •■* '*'•'.: ,*/•' '}•''• * • * * * * 1 * * • * • y**> • *?•■ • • • » • * ^ • # • • ■■''.'• •*v* .':'• .* ' • * * * t r • * * *'!*• :' • • щ # * ** * » *•*•! '/.|' * • • • • • * * • •" • Щ ^* • • v •"" "••* * • • *
	Рис. З.2. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением: / - стенка скважины; 2 - глинистая корка; 3 - зона кольматации; 4 - зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, kv k2 - проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата Обозначим давление на радиусе R3n через р2 и на радиусе кольматации гк через pt и примем, что приток идет от контура питания RK к скважине с воображаемым радиусом. Согласно формуле (3.1) дебит ее будет равен
	0 _	- р2)				(3.2)
	Аналогично для движения жидкости в зоне проникновения _ 2nk2h (р2 - Pj)				(3.3)
	и для движения жидкости через зону кольматации
	59

	.(3.4)
	Исходя из условия неразрывности потока, когда Qc = Q3U = Q3K, и, сравнив их, получим
	Q			2nkh(pnjl-pB)---------                                                                      (35)
			(. R. 1 R3n 1 , г,\ ш In—-5- + — + —— + —ln-5-
	ИЛИ
		Q = Ф	(рпд -
	(. Rz k R3n k , rK\' win—S- +----+ —2^ +---In — I R3.n h       Гк       ki Гс) k                   k Отношения — = Pi и — = p2 показывают, насколько проницаемости зон ki                  k2 проникновения кольматации ухудшены по сравнению с природной. В нефте­газовой практике дополнительные фильтрационные сопротивления за счет изменения проницаемости породы в призабойной зоне называют скин-эффектом S. Тогда формула (3.6) может быть приведена к следующему виду: ж1р2)]                                                                            (37)
	где S6 = Si + S2, т.е. скин-эффект за счет бурения состоит из суммы скин-эффектов в обеих призабойных зонах - кольматации и проникновения. Из формул (3.6) и (3.7) получается, что 5I6=p2^a. + p1ln^ + ln^L.                                                                         (3.8) Если зона кольматации отсутствует, т.е. гк = гс, то формула (3.8) при­нимает вид 5б · 22= = (р2-1)1п^-.                                                                                 (3.9) И наоборот, если применяют принудительную кольматацию, в резуль­тате которой невозможна фильтрация в пласт, то 5б-51-ф1-1)1п-Ь.                                                                                  (3.10) Для оценки влияния глубины и степени загрязнения призабойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскры­тия продуктивного пласта бурением, вводится коэффициент гидродинамичес­кого совершенства скважины ф = Q$/Qc. Тогда ф.
	60

	В этой формуле числитель характеризует величину основных фильтра­ционных сопротивлений, возникающих при плоскорадиальной фильтрации от радиуса контура питания скважины до ее забоя. 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 рис. 3.3 и 3.4 изображено, как изменяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от параметров зоны кольматации и зоны проникно­вения. При этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации размером 5 см ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то ̇ 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 толщину, то такая скважина несовершенна по степени вскрытия пласта. 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 околоскважинной 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 пласт на всю его толщину.
	Рис. 3.3. Влияние параметров зоны кольмата­ции на коэффициент гидродинамического со­вершенства скважины при р, = 1. Шифр кривых - степень снижения проница­емости р2	0,2 - 0 0,05
	Рис. 3.4. Влияние параметров зоны проникно­вения фильтрата на коэффициент гидродинами­ческого совершенства скважины при р = 1. Шифр кривых - степень снижения проница­емости р,
	9 R3 м		100
	61

	Таким образом, несовершенное по степени и характеру вскрытие про­дуктивного пласта характеризуется коэффициентом гидродинамического не­совершенства
	ф = -	(3.12)
		^к,+ С1+С2
	где Си С2 ~ безразмерные коэффициенты, учитывающие дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины соответст­венно по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта. Коэффициент Ci определяется степенью вскрытия продуктивного плас­та, а коэффициент С2 зависит от длины /к и диаметра dK 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 своей 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. В работе И.Н. Гайворонско-го дана оценка качественного влияния параметров перфорации на коэффи­циент гидродинамического совершенства скважины по формуле (3.12) при условии, что продуктивный пласт вскрыт бурением на всю его толщину, т.е. Ct = 0. Результаты расчетов иллюстрируются графически на рис. 3.5 и 3.6. Из рис. 3.5 видно, что при плотности перфорации 10 отверстий на 1 м и более увеличение глубины перфорационных каналов не приводит к значи­тельному росту коэффициента совершенства скважины. При очень больших
	б
	5,0 4,0 3,0 2,0 1,0
	ф Ф 50 40 30 20 10 1,0 1,0 0,75 0,75 0,50 0,50 0,25 -\-----1,25 0,25 1 t 1
	0		50 100 150 /к,мм	10	20 30 dK,MM
	Рис. 3.5. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от параметров перфорации ( RÍ = 400 Ï; rÒ = 0,1 Ï): а - от длины канала перфорации: d = 12 мм; б - от диаметра канала перфорации: lK = 1W мм; цифры на кривых - плотность перфорации, отверстие на 1 м
	62

	Рис. 3.6. Зависимость коэффициента гидродинами­ческого совершенства скважины от плотности пер­форации (RÍ = 450 Ï, rÒ = 0,1 Ï; dÍ = 12 ÏÏ): 1, 2, 3, 4, 5 - lÍ ÒÓÓÚ‚ÂÚÒÚ‚ÂÌÌÓ 25, 50, 100, 150 Ë 200 ÏÏ	ф 1,0 - 5 0,8 - 4 3 0,6 2 0,4 - 1
	0,2 -
	0 5 10 15 20 25 п, отв/м
	значениях плотности перфорации и длины каналов на этом рисунке появля­ется область, где значение коэффициента совершенства больше единицы, т.е. геометрически несовершенная скважина имеет в этой области более вы­сокую продуктивную характеристику, чем если бы она была совершенной. Теоретически это объясняется с помощью закона распределения давления в пласте вокруг работающей скважины. В промысловых условиях такие случаи практически отсутствуют. Кривые на рис. 3.5, б указывают на несущественное влияние попереч­ного размера каналов перфорации на степень совершенства скважин. А это значит, что нет необходимости создавать каналы большого диаметра. Из рис. 3.6 видно, что увеличение плотности перфорации более 20 от­верстий на 1 м может быть оправдано только в случаях очень низкой про­бивной способности перфораторов. Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следующие выводы: 1)  при длине перфорационных каналов не менее 150 мм оптимальной плотностью перфорации следует считать плотность не более 12-16 отвер­стий на 1 м; 2)  при плотности перфорации 12-16 отверстий на 1 м и длине перфо­рационных каналов 150 мм увеличение диаметра канала более 6-8 мм прак­тически не приводит к возрастанию степени совершенства скважин. 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 картина далека от идеализированной. Схематическое изображение призабойной зоны перфорированной скважины показано на рис. 3.7. Из это­го рисунка следует, что в формулу для определения коэффициента гидроди­намического совершенства скважины необходимо ввести еще и коэффициент Su (скин-эффект перфорации), учитывающий дополнительные фильтраци­онные сопротивления в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов. Если скин-эффект может быть определен с помощью, например, геофизиче­ских исследований в скважине по параметрам зон ухудшенной проницаемос­ти, то определить скин-эффект Su по промысловым данным не удается. Для оценки качества гидродинамической связи скважины с пластом при помощи перфорационных каналов, полученных в разных условиях, введено понятие коэффициента совершенства канала Кс, под которым подразумева­ется отношение затрат жидкости через перфорированную в реальных усло­виях цель к затратам жидкости через идеальный канал этих же размеров.
	63

	■ЁШ		Рис. 3.7. Схематическое изоб­ражение призабойной зоны и забоя перфорированной сква­жины: 6 — толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфо­рированного канала; k3 — про­ницаемость породы в зоне вокруг перфорированного ка­нала
	Рис. 3.8 иллюстрирует зависимость коэффициента совершенства сква­жины от глубины перфорационных каналов при наличии вокруг скважины зоны проникновения толщиной 100 мм с ухудшенной проницаемостью до 20 раз. При длине каналов меньше глубины зоны проникновения фильтрата коэффициент совершенства имеет очень малые значения, при выходе кана­лов перфорации за пределы зоны проникновения коэффициент совершенст­ва резко возрастает. Действительно, для одной и той же плотности перфо­рации 13 отверстий на 1 м и при снижении проницаемости породы в зоне проникновения фильтрации в 20 раз коэффициент совершенства равен 0,15; 0,20 и 0,73 при длине перфорационных каналов соответственно 50, 85 и 125 мм. Таким образом, для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации хотя бы в 1,5 раза была больше толщины зоны проникновения вокруг скважины. Посколь­ку радиус зоны проникновения обыкновенно превышает 0,5 м, а длина кана­лов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 200-300 мм, то выполнить указанные условия на данном уровне развития кумулятив­ной перфорации не удается. На основании указанного выше формула дебита реальной скважины, пробуренной на нефтяной пласт и имеющей все виды гидродинамического несовершенства, принимает вид Ф 0,8
	0,6 0,4
	0,2	Рис. 3.8. Зависимость коэффициента гидроди­намического совершенства скважины от длины чистых цилиндрических каналов перфорации (dÒ = 6,35 ÏÏ, n = 13 отверстий ̇ 1 Ï, RÁ.Ô = 175 ÏÏ, гс = 75 ÏÏ, RÍ = 300 Ï)
	0 50 100 150 200 250 300 350 /к,м
	64

	Ф <	»жи-шяол (в ш ln Í		у
	ш In-----+ Ц + С2 + Об + Jn
	При этом дополнительные фильтрационные сопротивления (Q + С2 + 5б + 5П).
	Для расчетов притока жидкости или времени для системы взаимодейст­вующих несовершенных скважин важное значение имеет понятие приведен­ного радиуса. Это радиус такой фиктивной скважины, дебит которой при остальных равных условиях равен дебиту реальной гидродинамически несо­вершенной скважины. Исходя из этого, формулу (3.13) можно записать в следующем виде:
	О_______ЗяЩрпд - р„)_______ЗяЩрпл - Рв>                                                      (3 14)
	I R		\               R,
	Отсюда выражение для оценки приведенного радиуса скважины имеет вид: Гпр = гсе-^+С2+5б+^.                                                                                                        (3.15) Коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть выражен зависимостью В то же время изменение проницаемости породы в призабойной зоне 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 сопротивлений. Поэтому определить степень гидродинамического со­вершенства скважины по формуле (3.16) 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 е = kh/µ. Тогда
	0_______2rcfa(Piui ~ Рв)______                                                                           (3 17) ф 1п(Я/г) + С1 + С2+5б + 5'
	65

	Преобразовав эту формулу относительно знаменателя, видим, что сумма In^l + q + с2 + S6 + Su = 2яЫр™ - Рв)                                                          (3.18) гс                                                            Оф дополнительных фильтрационных сопротивлений может быть выражена че­рез известные гидродинамические параметры - коэффициенты гидропровод-ности и продуктивности скважины. Подставляя (3.18) в (3.17), получаем следующую формулу для опреде­ления коэффициента гидродинамического совершенства скважины: ф = _1^1п^.                                                                                          (3.19) В формуле (3.19) величина продуктивности гц определяется по резуль­татам исследований скважины при стабильных режимах ее работы, т.е. по индикаторной диаграмме (ИД). Величина коэффициента гидропроводности пласта е определяется по углу наклона прямолинейного участка кривой вос­становления давления (КВД), построенной в полулогарифмических коорди­натах Ар — Int. Из теоретических основ газогидродинамических исследова­ний на стабильных и нестабильных режимах работы 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 пласта с 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.