Влияние - несовершенство - скважина
Cтраница 2
Отметим, что при равномерном распределении дебита в интервале перфорации и незначительной высоте пробки существенного снижения производительности скважин не происходит, что подтверждено теоретическими и экспериментальными исследованиями влияния несовершенства скважин по степени вскрытия изотропного пласта. [16]
О - коэффициент сопротивления при квадратичной части двучленного уравнения, принимаемый равным нулю из-за низкой скорости в области / fss г йк; В2 ЪМ - коэффициент сопротивления в области влияния несовершенства скважины по степени вскрытия при принятии радиальной фильтрации, так как точных методов расчета Bz в данной области не существует; В9 bCt - коэффициент сопротивления в области влияния перфорационных отверстий. [17]
На основании изложенного можно сделать выводы: 1) о хорошей промытости обводненных участков Ярино-Каменноложского месторождения; 2) о несоответствии в условиях Ярино-Каменноложского месторождения значений степени охвата залежи заводнением ( по мощности), определяемых по результатам изучения профилей притока и приемистости в основных рядах эксплуатационных и нагнетательных скважин и по данным скважин, пробуренных в промежу-ках между рядами на некотором удалении от этих скважин; 3) и что для корректировки данных, искаженных влиянием несовершенства скважин на характер профилей притока и приемистости, необходимо бурить скважины ( нагнетательные и эксплуатационные) с необса-женноп продуктивной частью разреза с последующим изучением профилей притока и приемистости, в зонах между основными рядами. [18]
 |
Зависимости Q от относительного вскрытия пласта h. [19] |
Равномерность подачи газа в пласт обеспечивается через кольцевое пространство между корпусом модели и втулкой. Изучение влияния несовершенства скважины, вскрывшей неоднородный пласт, на производительность ведется путем изменения степени вскрытия пласта поршнем. При каждом положении поршня после достижения установившегося режима измеряются давления на входе и на выходе, а также количества газа. Снятые таким образом для каждой степени вскрытия пласта индикаторные кривые обрабатывались по двучленной формуле. В настоящее время отсутствуют простые аналитические методы определения коэффициентов несовершенства скважин, вскрывших неоднородные пласты. Неоднородность по толщине пласта и последовательность залегания пластов с различной проницаемостью при разных степенях вскрытия влияют на распределение давления. Изучаемая модель неоднородного пласта состояла из двух слоев h - 0 08 и hi 0 07 м проницаемостью k2 5 k ], причем низко-проницаемый первый пласт находился над высокопроницаем лм вторым пластом. Как видно на кривой 3, несмотря на изотропность каждого из пропласт-ков, характер изменения Q от h для двухслойного неоднородного пласта отличается от однопластового с толщиной, равной сумме толщин двухслойного пласта. [20]
В главе предложен способ оценки изменения продуктивности скважины1 при гидроразрыве кусочно-однородного пласта произвольным числом вертикальных трещин. Получен ряд формул, позволяющий оценить влияние несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия на ее продуктивность и остаточную нефтенасыщенность. [21]
Изучению влияния несовершенства скважин на их производительность и определению коэффициентов несовершенства посвящено множество работ, часть которых приведена в списке литературы. Анализ этих работ показывает, что основная часть исследований посвящена влиянию несовершенства скважин по степени вскрытия на их производительность и определению коэффициента несовершенства при линейном законе сопротивления применительно к нефтяным и водяным скважинам. Многочисленность этих исследований обусловлена принятием тех или иных граничных условий и математических методов решения изучаемого вопроса. [22]
Выше было показано, что при вскрытии газоносного пласта с подошвенной водой производительность вертикальной скважины зависит от степени вскрытия пласта и расстояния от забоя до газоводяного контакта. Было установлено, что чем меньше степень вскрытия, тем больше влияние несовершенства скважины на ее производительность и одновременно тем больше возможность увеличения депрессии на пласт подстилаемой подошвенной водой. Поэтому для вертикальных скважин существует некоторая оптимальная величина вкрытия, при которой дебит газа достигает максимального значения. [23]
Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой, в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Qnp, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям. Точное решение задачи по определению Qnp газовой скважины, вскрывшей анизотропный пласт с подошвенной водой, при нелинейном законе фильтрации в настоящее время отсутствует. Необходимость получения простых расчетных формул для определения Qnp скважин, вскрывших анизотропные пласты, приводит к неизбежным допущениям при схематизации и решении поставленной задачи. Для учета влияния анизотропии на производительность заменим истинную область фильтрации газа такой фиктивной областью, в которой суммарное сопротивление пласта будет эквивалентно истинному интегральному сопротивлению. [24]
Нами совместно с А. А. Брудно и Б. Е. Сомовым получено приближенное решение задачи об образовании конусов подошвенной воды при установившейся фильтрации газа в пласте с подошвенной водой. В этом случае при определении величины предельного безводного дебита газа и предельной репрессии учтены отличительные особенности фильтрации газа по сравнению с фильтрацией жидкости, влияние несовершенства скважины не только по степени, но и по характеру вскрытия, а также влияние искривления поверхности контакта газ-вода в зоне пласта, где л0 5& ( г - расстояние от оси скважины), способов и плотности перфорации ( пулевой, кумулятивной, числа перфорирационных каналов на 1 м мощности пласта) и нарушение линейного закона фильтрации в призабойной зоне. [25]
Приведенные формулы для отдельных пар скважин могут быть использованы и при расчете группы взаимодействующих спаренных скважин. При этом расстояние между скважинами должно превышать мощность пласта. В противном случае расчеты значительно усложняются из-за необходимости учета влияния несовершенства скважин, вызывающих срезку уровня воды в расчетной скважине. [26]
В процессе эксплуатации скважин в зависимости от устойчивости коллекторов, депрессии на пласт, проникновения бурового раствора в пласт, конструкции скважины, ее дебита и распределения дебита по интервалу вскрытия пласта, содержания жидкости в потоке может образоваться песчаная пробка или столб жидкости, отрицательно влияющие на технологический режим работы. Поэтому при выборе технологического режима работы таких скважин необходимо учесть хотя бы те факторы, которые могли бы исключить возможность образования песчаной пробки или столба жидкости. Количественное влияние песчаной пробки или столба жидкости соизмеримо с влиянием несовершенства скважины на ее дебит и связано, кроме высоты пробки, с ее проницаемостью. В изотропных пластах наличие пробки высотой до 20 % общей газоносной мощности пласта практически не влияет на дебит скважины. [27]
В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость kB значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Qnp, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям. [28]
В принципе при правильном выборе технологического режима эксплуатации с учетом характеристики пласта и скважины можно избежать образования песчаных пробок или столба жидкости при самых неблагоприятных условиях, и, наоборот, при необоснованно установленном технологическом режиме эксплуатации скважины заданной конструкции даже в самых устойчивых коллекторах можно создать условия для образования столба жидкости и пробки в стволе скважины. Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации необходимо учесть все факторы, связанные с образованием песчаной пробки или столба жидкости. Наличие песчаной пробки или столба жидкости приводит к снижению дебита газовых и газоконденсатных скважин. Количественное влияние песчаной пробки или столба жидкости на производительность газовых скважин в большинстве случаев соизмеримо с влиянием несовершенства скважин по степени вскрытия и зависит в основном от фильтрационных свойств и размеров пробки. Дебит скважины, несовершенной по степени вскрытия, существенно отличается от дебита совершенной только в том случае, если вместо песчаной пробки в стволе имеет место столб жидкости высотой, равной невскрытой части продуктивного пласта. [29]
В промысловых условиях скважины в большинстве случаев далеки от гидродинамического совершенства. Иногда скважины вскрывают не зою толщину пласта, а только его часть. Тогда скважину называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта. Из-за искривления линий тока вблизи скважины несовершенство скважины по степени вскрытия увеличивает гидравлические сопротивления притоку жидкости и дебит сквагзны при прочих условиях уменьшается. Кроме того, скважина против продуктивного пласта обсаживается стальной обсадной колонной, затем перфорируется. Этот вид несовершенства скважины называют несовершенством по методу вскрытия. Для оценки влияния несовершенства скважины на ее дебит используют кривые Маскета-Щурова нутам ввода в формулу (I.I3) двух постоянных, зависящих от фак-тороь, определяющих степень совершенства скважины. [30]
Страницы: 1 2