Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах (5 видео)

Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

Введение

В своей работе я бы хотел дать ответ на такие вопросы как:

1. Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

2. Баланс энергии в скважине. Сущность, условие и виды фонтанирования.

3. Оборудование устья газлифтных скважин.

4. Методы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации скважин ШСНУ.

5. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

6. Охрана труда и техника безопасности при кислотных обработках скважин.

7. Решение задач

Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

Условия притока в отдельных скважинах и числовые коэффициенты, входящие в формулу коэффициента продуктивности, весьма неопределенны и поэтому точное определение его абсолютной величины является сомнительным.

Чтобы создать условия наилучшего притока нефти и газа к забоям скважин, необходимо прежде всего правильно выбрать промывочный раствор и оборудование забоя скважины.

Заметим, что условия притока к несовершенным скважинам еще более осложняются за счет влияния сопротивления фильтра, слоистости пласта, а иногда и влияния гидравлических потерь в скважине.

Гидроразрыв пласта улучшает условия притока жидкости из пласта: в скважину, уменьшая сопротивления на пути движения жидкости.

При эксплуатации скважин ухудшаются условия притока Е результате затухания фильтрации из-за отложений парафино-смолистых веществ.

Применение таких составов позволяет улучшить условия притока и повысить нефтеотдачу пластов. Мицеловые дисперсии, являющиеся смесью углеводородной жидкости с водой в присутствии ПАВ и электролита, также используются для увеличения нефтеотдачи пластов.

В результате гидравлического разрыва пласта улучшаются условия притока жидкости из пласта в скважину.

Чем выше гидропроводность, тем лучше условия притока нефти к забоям скважин и, следовательно, больше ее дебит, а при большем дебите скважин обеспечиваются более благоприятные экономические показатели. Как будет показано в главе XXI, условия притока нефти к такой галлерее весьма близки к условиям притока нефти к расположенной по окружности группе ( батарее) скважин, даже при сравнительно небольшом числе скважин. [

Снижение пластового давления в значительной мере ухудшает условия притока жидкости из пласта к забою скважины не столько вследствие уменьшения двигательной энергии, необходимой для проталкивания нефти через поры пласта в скважину, сколько вследствие проникновения воды из глинистого раствора в нефтяной коллектор, что приводит к искусственному уменьшению естественной проницаемости призабойной зоны скважины.

Проницаемость призабойных зон, а следовательно, и условия притока нефти и газа к скважинам улучшают за счет искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления смол, парафина и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

В промысловой практике встречаются случаи, когда на условия притока пластовых флюидов к забою скважины влияют кристаллы каменной соли, участвующие в породообразовании коллектора или переотложившиеся в процессе вскрытия пласта. Это наблюдается большей частью в карбонатных породах. Для удаления соли из порово-трещиннои среды используют воду или водные растворы ПАВ.

Для выполнения расчета должны быть известны следующие данные: условия притока флюидов ( дебит скважины Q, обводненность пв, газовый фактор G0, забойное р3 и пластовое рпл давления, коэффициент продуктивности или уравнение притока); давление на выкиде р2; свойства флюидов; средняя температура в скважине; глубина Н скважины и диаметр эксплуатационной колонны.

При пулевой перфорации в конце перфорационного канала находится пуля, что ухудшает условия притока флюида из пласта. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах перфорации на внутренней поверхности обсадной колонны образуются заусенцы, осложняющие проведение исследовательских работ в скважине.

При питании скважины водой и нефтью из различных пластов или пропластков с неодинаковым напором в них условия притока воды и нефти в скважину будут несколько иные.

В таких скважинах достаточно создать всего лишь 2 — 3 трещиныг и это уже значительно улучшает условия притока жидкости.

Практика показывает, что использование способа мгновенной депрессии на пласт позволяет очистить перфорационные каналы и улучшить условия притока жидкости в приствольной части пласта, подвергшейся воздействию бурового раствора и его фильтрата.

При периодическом закачивании в пласт растворов поверхностно-активных веществ, разрушающих образовавшиеся эмульсии в призабойной зоне, несомненно значительно улучшаются условия притока жидкости из пласта к забоям скважины.

В таких скважинах по мере ввода тампонажного раствора вначале заполняются пустоты — пути наименьшего сопротивления движению, что в последующем ухудшает условия притока и освоения скважины и нередко приводит к полному прекращению притока жидкости из пласта. На практике известны случаи, когда в одной и той же скважине для получения полного насыщения производилось многократное цементирование и бесполезно расходовалось большое количество тампонажного материала. При обычном способе цементирования в таких скважинах весьма редко получают положительные результаты. Для успешной изоляции посторонних вод следует добиваться создания высоких давлений при продавке тампонажного раствора за колонну.

Левая часть уравнения (1.19) представляет собой суммарные потери давления в подъемнике, равные забойному давлению, а правая — значение забойного давления из условия притока жидкости из пласта в скважину.

В результате скрепления песка смолой происходит некоторое уменьшение эффективной проницаемости породы, однако это уменьшение не является настолько существенным, чтобы резко повлиять на условия притока жидкости из пласта в скважину.

В большинстве же практических случаев распространена конструкция призабойной зоны со сплошной цементной заливкой низа скважины и перфорацией стенки обсадной колонны, хотя такая конструкция ухудшает условия притока. Для сохранения прочности обсадной колонны число перфорационных отверстий не может быть сколь угодно большим: обычно их делают не более 40 — 50 на 1 метр длины. Все НПАВ и АПАВ направляют капиллярные силы в пласт, что эффективно используется при разработке нефтяных месторождений, но в процессе первичного вскрытия такие явления ухудшают условия притока нефти в скважину. А катионные ПАВ, как указывалось ранее, направляют капиллярные силы в сторону скважины.

Логично предположить, что при их попадании в ПЗП в процессах вторичного вскрытия нефтяного пласта и глушения скважины перед ее ремонтом уменьшится интенсивность проявления капиллярных сил в пористой среде пород, улучшатся условия притока нефти к забою скважины, облегчится процесс ее освоения.

Доля стоимости приготовляемых буровых растворов в общих затратах на бурение возрастает, но это окупается повышением технико-экономических показателей, рентабельностью ведения работ, позволяет бурить скважины в более сложных геолого-технических условиях и улучшать условия притока нефти.

Дата добавления: 2015-10-24 ; просмотров: 555 | Нарушение авторских прав

Видео:Урок 132. Основные понятия гидродинамики. Уравнение непрерывностиСкачать

Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин.

Для стока (добывающая скважина) скорость движения жидкости в одной и той же точки одного и того же потока можно выразить так:

Где U — скорость жидкости, м/с

Q — дебит скважины, м 3 /с

К — проницаемость пласта, мкм 2

М — динамическая вязкость жидкости, Па/с.

dP — перепад давления на пути фильтрации жидкости, Па.

dr — длина пути, на котором фильтруется жидкость, м.

Левые части этих уравнений равны, приравниваем и правые части:

Откуда Рпл — Р заб = Q xМ in Rk, Гс решая относитель, но Q получают

Q= 2ПxKxh (Pпл — Рзаб) MLn = Rk /rc

где Р пл — давление пластовое, Па

Рзаб — давление забойное, Па

Rk — радиус контура питания (давления) пл.

гс — радиус скважины, м.

Это выражение называется уравнением притока или законом Дюпуи или формулой дебита нефтяной скважины.

Уравнение для притока в скважину имеет вид:

Q = ПхКxh (P 2 _м — Р _заб) / МхВin Rk /гс

где В — коэффициент, зависящий от природы газа (В=Р/р₂);

Q — массовый расход газа (причём Q = Vxp2), м 3 /с;

V — переменный, объёмный расход газа при переменном давлении Рм 3 ;

Р_{2 —} плотность газа в тех же условиях, кг/м 3 .

Формулы для расчёта дебита скважин справедливы при определённых условиях: только для плоскорадиального установившегося притока однородной по всей толщине пласта жидкости (газа) или для так называемых гидродинамически «совершённых» скважин. Однако, как правило скважины не бывают гидродинамически совершёнными. Так, внекоторых скважинах вскрывают только часть толщины пласта, и если пласт не крепят обсадной колонной, то такие скважины являю тся несовершёнными по степени вскрытия.

В большинстве скважин пласт вскрывают на всчю его толщину, но сообщение скважины с пластом осуществляется через ограниченное число отверстий в обсадной колонне. Такие скважины несовершенны по характеру вскрытия. Чаще всего в производственной практике скважины по степени и характеру вскрытия одновремённо.

Очевидно, что любое несовершенство скважин приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта вследствие отклонения течения жидкостей (газа) от плоскорадиального потока иразного возрастания скорости их течения у префорационных отверстий. Уравнение притока жидкости в несовершенную скважину

где С — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру С₁ и С_2.

Коэффициенты С₁ и С₂ определяют по специальным графикам В.И. Шурова. Ориентировочно, С₁=2+20; С₂=10+30, тогда С=С₁+С₂=25+30.

Отношение дебита Q несовершенной скважины к дебиту Q совершенной скважиной называют коэффициентом совершенства ф:

Коэффициент ф характеризует состояние ПЗП при соответствующей технике и технологии вскрытия пласта бурением (первичное и перфорацией (вторичное).

Если в выражении для притока нефти величину

обозначить буквой К, то получим новое выражение для дебита скважины:

Где К — коэффициент продуктивности потока, который показывает какая часть дебита скважины приходится на перепад давления в 1 атм (0,1 мПа),

К = Q/dP 3 /сут. x атм.

Вокруг каждой работающей скважины в процессе бурения, эксплуатации образуется воронка:

депрессии — в добывающей, эксплуатационной;

репрессии — в нагнетательной.

Депрессионная воронка — это поверхность, образованная логарифмической кривой распределения давления вокруг оси скважины.

В пределах воронки депрессии градиенты давления, а значит и расходы энергии на единицу длины пути резко возрастают по мере приближения к скважине. Значительная доля перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от скважины кривые градиентов давления значительно выравниваются, что указывает на резкое уменьшение скорости фильтрации с удалением от скважины.

После освоения скважины, законченной бурением, производят гидродинамическое исследование скважины (ГИС) и пластов.

В процессе исследований измеряется дебит Q и забойное давление P_заб. Исследования при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением давлений, соответствующих данному дебиту. Результаты измерения дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. После завершения исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.

Если исследования скважины выполняются при Р_заб>P_пл по тангенству угла наклона индикаторной кривой к оси депрессии dP, определяют коэффициент продуктивности скважины:

где К — коэффициент продуктивности.

По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта х:

Производительностью скважин называют суммарную суточную добычу пластовых флюидов.

Производительность нефтяной скважины определяется суточной добычей нефти, газа и воды, а газовой скважины — суточной добычей газа, газового конденсата и воды. Нефть, конденсат и воду измеряют в тоннах, а газ — в кубических метрах (м 3 )

Видео:Задача 5 Определить дебит нефтянной скважины в случае установившейся плоскорадиальной фильтрацииСкачать

Оптимальный и потенциальный дебиты скважин

УСЛОВИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗОВ К СКВАЖИНАМ

Приток жидкости к скважине

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Рис. 1.1. Схема добычи нефти из пласта.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

Р = Р_пл — Р_заб (1.1)

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации — закону Дарси. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестают изменяться во времени и поток является установившимся.

Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круговом пласте, схема которого представлена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. К выводу уравнения Дюпюи

Для решения задачи введем следующие допущения:

1. Пласт круговой, в центре которого расположена единственная совершенная скважина.

2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.

3. Процесс течения флюида изотермический = const).

4. Движение жидкости плоскорадиальное и соответствует закону Дарси.

5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.

Запишем уравнение Дарси:

(1.2)

где Q — объемный расход жидкости, м 3 /с; F — поверхность фильтрации, м 2 ;

— перепад давлений, Па;

— вязкость флюида, Па с;

l — путь течения флюида, м;

к — коэффициент пропорциональности, который учитывает не только среду в которой осуществляется фильтрация, но и все процессы взаимодействия между фильтрующимся флюидом и твердой поверхностью среды, м 2 .

Для схемы рис. 1.2 обозначим:

R_k — радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;

h — толщина пласта, м;

Р_к — давление на контуре питания, Па;

Р_заб — давление на забое скважины, Па.

Выделим мысленно (рис. 1.2) на расстоянии г от оси скважины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элементе обозначим через dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:

Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:

После разделения переменных получим:

Пределами интегрирования для уравнения (1.3) являются: по P:от Р_k до Р_заб; по r. от R_к до г_с.

Таким образом, имеем:

После интегрирования получаем:

Уравнение (1.5) называется уравнением Дюпюи и описывает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 1.3 при принятых допущениях.

Как видно из (1.5), распределение давления в пласте вокруг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рис. 1.3.

Рис. 1.3. Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины

Давление на контуре питания Р_к является пластовым статическим давлением P_плст, в дальнейшем просто Р_пл (Р_плст — статическое пластовое давление — давление, которое существует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q = 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Р_плдин. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Р_за6.

1.2. Виды гидродинамического несовершенства скважин

Процесс течения продукции в пористой среде сопровождается определенными фильтрационными сопротивлениями. В призабойной зоне скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, связанные, во-первых, с наличием самой скважины и, во-вторых, с конкретным ее исполнением.

Для сравнения скважин между собой и оценки каждой конкретной скважины вводятся понятия гидродинамически совершенной скважины и гидродинамически несовершенных скважин.

На рис. 1.4 приведены схемы гидродинамически совершенной и гидродинамически несовершенных скважин.

Рис. 1.4. Схемы гидродинамически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных скважин:

б — по степени вскрытия; в — по характеру вскрытия;

г — по степени и характеру вскрытия:

1 — обсадная колонна;

2 — цементный камень;

3 — перфорационное отверстие;

4-перфорационный канал
Под гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный горизонт на всю его толщину h и в которой отсутствуют любые элементы крепи (обсадная колонна, цементный камень, забойные устройства), т.е. скважина с открытым забоем. При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного горизонта и являются минимально возможными (рис. 1.4 а). Большинство реальных скважин относятся к гидродинамически несовершенным. Среди гидродинамически несовершенных скважин выделяют:

1. Несовершенные по степени вскрытия (рис. 1.4 б).

Несовершенными по степени вскрытия называются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину.

2. Несовершенные по характеру вскрытия (рис. 1.4 в).

Несовершенными по характеру вскрытия называются скважины, которые вскрывают пласт на всю толщину, но скважина обсажена и проперфорирована.

3. Несовершенные по степени и характеру вскрытия (рис. 1.4 г).

Несовершенными по степени и характеру вскрытия называются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину и скважина обсажена и проперфорирована.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.

Коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений можно представить в виде:

где С₁ — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия. Этот коэффициент учитывает возрастание фильтрационных сопротивлений за счет изменения геометрии течения жидкости. Он будет зависеть от толщины продуктивного пласта h, диаметра скважины по долоту D_c и от относительного вскрытия пласта 8. Коэффициент С₁ определяется по специальным графикам.

где b — часть толщины продуктивного горизонта, вскрытого скважиной.

С₂ — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру вскрытия. Дополнительные фильтрационные сопротивления для таких скважин связаны с изменением геометрии течения продукции вследствие наличия перфорационных отверстий и каналов. Он будет зависеть от плотности перфорации (количества отверстий) на один погонный метр п; средней длины перфорационного канала l; диаметра перфорационного канала d. Коэффициент С₂ также определяется по специальным графикам.

1.3. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины

Любое гидродинамическое несовершенство скважины приводит к снижению дебита. В общем случае дебит несовершенной скважины Q_hc записывается в виде:

Коэффициентом гидродинамического совершенства скважины ф называется отношение дебита несовершенной скважины Q_hc к дебиту совершенной скважины Q_c, вычисляемому по формуле (1.5).

Учет гидродинамического несовершенства скважины может быть выполнен с использованием понятия приведенного радиуса скважины r_пр. Приведенный радиус скважины — это радиус такой фиктивной совершенной скважины Q_фс , дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины Q_рс. Для совершенной скважины r_пр =r_с, для несовершенных r_пр = 0. Дебит скважины, получаемый при максимальной депрессии, называется потенциальным дебитом.

Однако далеко не во всех скважинах можно добывать нефть (газ) при потенциальном дебите. Чаще всего задолго до наступления максимальной депрессии эксплуатационная обсадная колонна может быть смята внешним давлением. Возможно также интенсивное разрушение горной породы, слагающей пласт, при увеличении на него депрессии. Кроме того, при максимальной депрессии нерационально расходуется пластовая энергия вследствие бурного выделения из нефти растворенного газа и проскальзывания его в скважину без дополнительных работ по вытеснению нефти.

По указанным и некоторым другим причинам приходится ограничивать отбор жидкости (газа) из пласта, чтобы получить из пласта наибольшую нефтеотдачу, а сам процесс добычи протекал бесперебойно, скважины не выходили из строя вследствие чрезмерного отбора флюидов.

Следовательно, для каждой скважины в зависимости от условий эксплуатации, которые могут изменяться, существует какой-то оптимальный отбор жидкости. Величина оптимального отбора и является максимальным дебитом для скважины, при котором учитываются геолого-технические и экономические требования.

Дебит скважины, удовлетворяющий указанным требованиям, называют оптимальным дебитом. Оптимальный дебит служит технической нормой добычи нефти (газа) из скважины.

1. Условия притока жидкости в скважину.

2. Какие допущения вводятся для вывода формулы Дюпюи.

3. Какие величины входят в формулу Дюпюи?

4. Охарактеризуйте виды гидродинамического несовершенства скважин.

5. Дайте характеристику гидродинамически совершенной скважине.

6. Чем учитывается несовершенство скважины?

7. Как определяется коэффициент совершенства скважины?

8. Дайте понятия оптимального и потенциального дебитов.

Читайте также:

A. центральным понятием древнекитайской философии является понятие брахман
Hарушение условия кругового ожидания
I. ПОНЯТИЕ О КОЛЛЕКТИВЕ
I. УСЛОВИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ХОРОШИХ ОТНОШЕНИЙ
I. Условия, необходимые для хороших отношений. 16
II. Организационно-педагогические условия реализации программы (материально-техническое обеспечение образовательного процесса)
II. Условия проведения Конференции