39138

Параметры, характеризующие гидродинамическое совершенство скважины

Реферат

География, геология и геодезия

Губкина Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин Реферат по теме: Параметры характеризующие гидродинамическое совершенство скважины Гидродинамическое совершенство скважин. В промысловой практике для эффективного планирования и регулирования процесса разработки месторождения необходимо знать потенциальные возможности каждой скважины. Приток жидкости или газа в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления...

Русский

2013-10-01

167.5 KB

83 чел.

Российский государственный университет
нефти и газа имени И.М.Губкина

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Реферат

по теме: «Параметры, характеризующие гидродинамическое совершенство скважины»

Гидродинамическое совершенство скважин.

В промысловой практике для эффективного планирования и регулирования процесса разработки месторождения необходимо знать потенциальные возможности каждой скважины. Сравнение фактических и потенциальных продуктивных характеристик скважин дает возможность оценивать эффективность выбранной технологии заканчивания скважин и проводимых технологических операций, позволяет правильно выбрать методы интенсификации притока в скважину.

Приток жидкости или газа 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 сгущения линий токов. Целесообразно выделять следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин (рис. 1):

-по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю толщину;

Рис. 1. Схемы притока.


-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.

Степень гидродинамической связи пласта и скважины характеризуется коэффициентом гидродинамического совершенства φ, под которым понимают отношение фактического дебита Qф скважины к дебиту Qc этой же скважины, если бы она была гидродинамически совершенной (т.е. если бы скважина, при прочих равных условиях, имела открытый забой полностью вскрытого бурением пласта и естественную проницаемость пористой среды в призабойной зоне).

Коэффициент гидродинамического совершенства является одной из важных характеристик и подлежит определению для каждой скважины наравне с коэффициентом продуктивности.

Строение пористой среды вокруг скважины и состояние ее забоя в общем случае могут иметь очень сложную картину. Соответственно столь сложной будет и картина притока в гидродинамически несовершенную скважину.

Определение степени гидродинамического совершенства скважин различными исследователями проводилось теоретически (аналитическими и численными методами), экспериментально и по промысловым данным.

Гидродинамические параметры  скважин.

Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой НГМ, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие гидродинамические свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, гидропроводность пласта, пьезопроводностьпласта, коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

1) коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту – показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу.

,(1)

Размерности; ; ;

В литературе обозначение коэффициента продуктивности можно встретить через греческую букву η.

Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как

(2)

Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент - коэффициент приемистости нагнетательной скважины:

;(3)

Qв – расход воды, закачиваемой в данную скважину.

2) коэффициент гидропроводности пласта

;; (4)

К и связаны между собой.

.(5)

  1.  подвижность жидкости в пласте k/

Определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномально- и сверханомально-вязкие нефти)

; (6)

  1.  коэффициент проницаемости пласта kважнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды – характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации.

[k]=м2, мкм2, Д,мД.1Д=1000мД=1,02мкм2=1,0210-12 м2.

Способы определения коэффициента проницаемости k:

- Лабораторный - через образец пористой среды длиной l, площадью поперечного сечения F, пропускается жидкость или газ вязкостью , с объемным расходом Q,при перепаде давления на входе Р1 и выходе Р2этого образца . Тогда согласно закона Дарси:

,1-P2(7)

;(8)

Преимущество этого способа - наиболее точный, недостаток - показывает значение К только в точке отбора керна.

- Геофизический – определяют при проведении геофизических работ в скважине. Преимущество этого способа - характеризует большую область пласта (осредненно), но толькона несколько сантиметров от ствола скважины

  •  Гидродинамический -позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласт (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный чем лабораторный.

5) коэффициент пьезопроводности пласта - характеризуетспособность пластак передачевозмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Или,характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта:

-формула Щелкачева;(9)

[]=, []=10…10 м/с –для реальных пластов.


где  и - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта;

- коэффициент упругоемкости пласта; Паили см2/кгс;

m – эффективная пористость, доли единицы.

6) гидродинамическое совершенство скважины характеризуется:

а) приведенным радиусом скважины

Приведенный радиус скважины – это радиус такой вооб1ражаемой скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что реальная скважина.

rпр=rcе,где с=с12(10)

б) коэффициентом совершенства (11)

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению течениюфлюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

По определению скин-фактор описывается формулой:


    (12)


где  — скин-фактор,  — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,
 — приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение дляскин фактора:


(13)

где  — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
 — фактическая продуктивность реальной скважины,
 — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),
 — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно    и   ).

Большая положительная величина скин-фактора  (то есть    и   ) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора  (то есть    и   ) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.). Часто «ложноотрицательные» значения скин-фактора получаются при интерпретации «недовосстановленных» кривых восстановления давления (КВД) без учёта «послепритока» в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

27837. Токовая отсечка на линии с односторонним питанием 77 KB
  Селективность действия токовой отсечки без выдержки времени достигается тем, что ее ток срабатывания выбирается больше тока КЗ, проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента.
27839. Токовая защита со ступенчатой характеристикой выдержки времени 49 KB
  Совмещая токовую отсечку и МТЗ получаем ступенчатую характеристику с выдержкой времени. III ступень для резервирования отказов I и II ступеней.
27840. Максимальная токовая направленная защита 127 KB
  Она отличается от обычной МТЗ тем что вводится дополнительный орган определяющий направление мощности КЗ реле направления мощности который реагирует на фазу тока КЗ относительно напряжения на шинах подстанции в месте установки комплекта защиты то знак мощности и реле направления мощности блокирует комплект защиты. Если направление мощности КЗ от шин к линии то это знак мощности КЗ и реле направления мощности закрывая свои контакт разрешает комплекту МТНЗ действовать. Комплект МТНЗ состоит из 3 органов: пускового направления...
27841. Продольная дифференциальная защита 235 KB
  Расчет тока небаланса в дифференциальной защите. Ток небаланса. Iср Iнб следовательно нужно уменьшать ток небаланса. Ток небаланса геометрическая разность Iном.
27842. Трансформаторы напряжения в схемах релейной защиты: устройство, схема замещения, цель применения 104.5 KB
  Трансформаторы напряжения в схемах релейной защиты: устройство схема замещения цель применения Трансформатор напряжения в схемах РЗ. ТН так же как и ТТ обеспечивает изоляцию цепей вторичной коммутации от ВН и позволяют независимо от первичного напряжения получить стандартную величину вторичного напряжения = 100В. Однако за счет падения напряжения мы имеем в реальном ТН.
27843. Поперечная дифференциальная токовая защита 88 KB
  Для осуществления защиты используются ТТ с одинаковыми коэффициентами трансформации, установленные со стороны общих шин в одноименных фазах. Реле тока КА включается на разность токов двух одноименных фаз сдвоенной линии по схеме с циркулирующими токами.
27844. Схема и расчет максимальной токовой защиты с блокировкой минимального напряжения 91.5 KB
  Схема и расчет максимальной токовой защиты с блокировкой минимального напряжения Максимальная токовая защита с блокировкой минимального напряжения остаточное максимальное напряжение в месте установки защиты при КЗ в конце либо основной либо резервной зоны К1 К2 при 3 фазных максимальных КЗ. В этих случаях применяется блокировка...
27845. Поперечная дифференциальная токовая направленная защита (принцип действия, схема и особенности работы) 154 KB
  Поперечная дифференциальная токовая направленная защита ДТНЗ Комплект Q1 Q3 ставиться такой же и на Q2 Q4 Icp Iнбмахрасч Icp =Котс ∙ Iнбмахрасч При К1: Ip Icp Lк зона каскадного действия ≤25 L Uост3 = Up Ucpmin мертвая зона вблизи установки комплекта защиты Lмз ≤ 10 L по напряжению для реле направления мощности к контактам реле КА1 Это для схемы с опережением. Дополнительные контакты служат для разгрузки контактов реле. Реле направления мощности включается по 90 схеме. В качестве реле направления мощности...