Эффективный радиус - скважина
Cтраница 1
 |
Изменение вязкости воды в зависимости от температуры и давления в пласте ( из книги Вторичные методы добычи нефти в США, i960. [1] |
Эффективный радиус скважины гс может изменяться от нескольких дюймов до 1 м и более в зависимости от метода заканчивания. Сравнение величин приемистости нагнетательных скважин, подвергнутых торпедированию и не торпедированных, указывает, что трещины и каверны, образующиеся в результате торпедирования оказывают тот же эффект, что и существенное увеличение диаметра скважины. Хотя обломочный материал, извлекаемый из скважины, позволяет утверждать, что радиус скважины при торпедировании сильно не увеличивается, однако торпедирование большими зарядами или гидравлический разрыв приводят к увеличению приемистости в несколько раз. [2]
Для увеличения эффективного радиуса скважины часто применяют гидравлический разрыв пластов, в результате которого по современным представлениям в призабойной области пласта возникают трещины в основном двух типов - вертикальные и горизонтальные. Кроме того, закрытие трещин и изменение их размеров могут продолжаться вследствие изменения забойного давления и при дальнейшей эксплуатации скважины. [3]
Вообще указанные расчеты дают ориентировочные значения, так как эффективный радиус скважины гс не всегда совпадает с геометрическим размером скважины, а проницаемость вблизи скважины может отличаться от средней проницаемости пласта. Нередко условия вблизи скважины определяются по кривым восстановления давления, что описано в следующем разделе. [4]
Гидропескоструйный снаряд позволяет по сравнению со всеми другими средствами глубже вскрывать пласт, увеличивая тем самым эффективный радиус скважины и обнажая значительную поверхность фильтрации. [5]
 |
Теоретический вид кривых термозондирования нефтяной скважины при различных состояниях призабойной зоны. [6] |
Кривая ОА ZC принадлежит скважине с хорошо проницаемой призабойной зоной в радиусе rXl, который можно считать эффективным радиусом скважин. [7]
По графику, приведенному выше, считываем значения дебитов в точках пересечения кривой давления на приеме и индикаторной кривой для различных значений эффективного радиуса скважины. [8]
Выражение (7.14) показывает, что сила давления первой полуволны компоновки на стенку скважины при продольном изгибе зависит от нагрузки на долото, эффективного радиуса скважины и жесткости компоновки. [9]
Количество воды, поглощаемой пластом через нагнетательную скважину в единицу времени в начальный период закачки, зависит от: 1) эффективной проницаемости пласта; 2) вязкостен нефти и воды; 3) мощности пласта; 4) эффективного радиуса скважины; 5) пластового давления; 6) давления нагнетания. По мере того, как вода заполняет насыщенные газом поры пласта и фронт нагнетания распространяется от нагнетательной скважины, начинают влиять другие дополнительные факторы. Это прежде всего непрерывно увеличивающееся по мере продвижения воды по пласту фильтрационное сопротивление и качество нагнетаемой воды. [10]
Коэффициент 75 удобно использовать при сравнении эффективности нагнетания в различных скважинах одного пласта, т.к. он устраняет влияние длины интервалов перфорации. Этот метод анализа эффективности позволяет оценить технические характеристики нагнетания, сравнивая факторы типа проницаемости скин-слоя и эффективного радиуса скважины с проектными данными. [11]
Коэффициент / 5 удобно использовать при сравнении эффективности нагнетания в различных скважинах одного пласта, т.к. он устраняет влияние длины интервалов перфорации. Этот метод анализа эффективности позволяет оценить технические характеристики нагнетания, сравнивая факторы типа проницаемости скин-слоя и эффективного радиуса скважины с проектными данными. [12]
При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10 - 20 м с закачкой десятков кубометров жидкости и всего несколько тонн наполнителя ( проппанта) и дебит скважин увеличивается в 2 - 3 раза. В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяжености в средне - и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины. [13]
И в этом случае удается по кривой КВПД определить величину i, проведя сопоставление с данными об установившемся притоке. Сопоставление двух вариантов обработки КВПД при известном радиусе гк может в принципе, выявить, контактирует ли скважина с системой трещин в пласте или же она попала в блок. В первом случае эффективный радиус скважины может быть на порядок больше значений Г с ( - 0 1 м), типичных для обычных пористых сред. [14]
Прямая линия ОС: соответствует однородному коллектору с постоянной проницаемостью в призабойной зоне. Кривая ОА % С2 характеризует призабойную зону ухудшенной проницаемости в радиусе ГА вокруг скважины. Такая скважина требует проведения соответствующих мероприятий по интенсификации притока. Кривая типа ОА3С3 принадлежит скважине с хорошо проницаемой призабойной зоной в радиусе гА, который может считаться в данном случае эффективным радиусом скважины. Как видно, состояние призабойной зоны имеет решающее влияние на положение конечного участка кривой распределения давления в пласте. [15]
Страницы: 1 2