Виды гидродинамического несовершенства скважин. Виды гидродинамического несовершенства скважин
 Скачать 446.5 Kb.
|
Виды гидродинамического несовершенства скважинПо степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю толщину; По характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы; По качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта. Типы гидродинамического несовершенства скважинГидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом Rк, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой (рис. а). Схема притока в гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта Коэффициент гидродинамического совершенства скважин (φ)Характеризует степень гидродинамической связи пласта и скважины, под которым понимают отношение фактического дебита QФ скважины к дебиту Qс этой же скважины, если бы она была гидродинамически совершенной. Коэффициент гидродинамического совершенства является одной из важных характеристик и подлежит определению для каждой скважины наравне с коэффициентом продуктивности Коэффициент гидродинамического несовершенства скважин по качеству вскрытияИзвестно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью – зона проникновения фильтрата радиусом Rз.п. и зона кольматации радиусом rк. Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта. 1 – стенка скважины; 2 – глинистая корка; 3 – зона кольматации; 4 – зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k1, k2 – проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата. Согласно формуле Дюпюи дебит такой скважины будет равен: Аналогично для движения жидкости в зоне проникновения Rз.п rк и для движения жидкости через зону кольматации Исходя из условия неразрывности потока, когда Qс = Qз.п. = Qз.к. и, сравнив их, получим: Отношения и показывает, насколько проницаемости зон проникновения и 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 описывающая движение жидкости будет: где , т. е. скин-эффект за счет бурения состоит из суммы скин-эффектов в обеих призабойных зонах – кольматации и проникновения фильтрата. Если зона кольматации отсутствует, т.е. , то принимает вид Для оценки влияния глубины и степени загрязнения призабойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением, вводится коэффициент гидродинамического совершенства = Qф/Qc И наоборот, если применяют принудительную кольматацию, в результате которой невозможна фильтрация в пласт, то В этой формуле числитель характеризует величину основных фильтрационных сопротивлений, возникающих при плоскорадиальной фильтрации от радиуса контура питания скважины до ее забоя. Коэффициент гидродинамического несовершенства скважин по степени и характеру вскрытиягде С1, С2 - безразмерные коэффициенты, учитывающие дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта. Коэффициент С1 определяется степенью вскрытия продуктивного пласта, а коэффициент С2 зависит от длины lК и диаметра dК перфорационных каналов и плотности перфорации. Фактический дебит QФ реальной скважины, пробуренной на нефтяной пласт и имеющей все виды гидродинамического несовершенствагде C1 C2 – безразмерные коэффициенты S6, Sn — показатель несовершенства скважины соответственно из-за влияния бурового раствора и перфорации |