8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Приведенный радиус скважины


Приведённый радиус скважины. — МегаЛекции

Приведенный радиус скважин – это радиус такой совершенной скважины rc дебит которой, равен дебиту несовершенной скважины:

Коэффициент С1, учитывающий дополнительное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта из-за несовершенства скважины по степени вскрытия, зависит только от относительного вскрытия пласта и отношения толщины пласта к диаметру скважины h/Dс.

Коэффициент С2, учитывающий дополнительное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия, зависит от диаметра перфорационного канала dп, числа отверстий на один метр длины скважины nп и длины перфорационного канала lп.

36. .Режим растворенного газа– это один из пяти режимов разработки месторождений, который возникает тогда, когда давление в нефтяной залежи падает ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае газ из растворённого состояния переходит в свободное состояние (в виде пузырьков) и ,расширяясь, вытесняет нефть к забоям скважин.

37.Скорость фильтрации – это скорость, с которой двигалась бы жидкость или газ, если бы пористая среда отсутствовала. Скоростью фильтрации u называется отношение объемного расхода жидкости к площади поперечного сечения: (м/с).

А)для керна:

Б) для галереи:

В)для скважины:

38..Скважина.

Скважина – это цилиндрическая горная выработка, вертикальна или наклонная, сооружаемая без доступа человека, имеющая диаметр во много раз меньше длинны. Начало – устье. Дно- забой. Цилиндрическая поверхность – ствол

39. .Совершенная скважина.Совершенная скважина – это скважина, вскрывающая весь пласт и где фильтрация происходит по всей боковой поверхности скважины.

40.Скважина несовершенная по степени вскрытия.

Если скважина вскрывает пласт не на всю толщину, а на некоторую глубину b, то скважина называется несовершенной по степени вскрытия и приток к скважине осуществляется по всей боковой поверхности вскрытой части скважины. Относительным вскрытием пласта называется отношение вскрытой части скважины к толщине пласта. C2=0



41. Скважина несовершенная по характеру вскрытия.

Если скважина сообщается с пластом не по всей боковой поверхности, а только через специальные (перфорационные) отверстия, то такую скважину называют несовершенной по характеру вскрытия.

 

C1=0

 

42.Упругий водонапорный режим– это один из пяти режимов разработки месторождений, при котором нефть поступает в скважины за счет упругих свойств жидкости и породы пласта. При снижении давления в пласте объём жидкость увеличивается, излишки жидкости вытесняются к скважинам. Это увеличение объёма незначительно, например, при снижении давления на 20 МПа объём воды увеличивается на один процент. Кроме того, при снижении давления в жидкости увеличивается нагрузка на скелет породы, это приводит к уменьшению пористости пласта и излишки жидкости также вытесняются к скважинам. Поэтому упругий водонапорный режим проявляется тогда, когда нефтяное месторождение окружено большими объёмами воды, т. е. радиус водоносной области Rв во много раз больше радиуса месторождения больше Rн. По своей природе этот режим нестационарный, то есть давление меняется с течением времени;

43.Удаленный контур питания.Контурназывается удаленным, если максимальное расстояние между скважинами гораздо меньше расстояния от центра скважин до контура питания.

44.Фильтрация- это движение жидкостей, газов или их смесей через твердые тела по связанным между собой порам или трещинам.

45.Фильтрационное сопротивление нефтяной скважины – сопротивление, которое оказывает пласт при фильтрации через него жидкости в скважину. Зависит от: - степени вскрытия – когда скважина вскрывает пласт не на всю толщину, а на некоторую глубину b; - характера вскрытия – когда скважина сообщается с пластом не по всей боковой поверхности, а через перфорационные отверстия. Реальные скважины, как правило, несовершенны и по характеру и по степени вскрытия. Коэффициент фильтрационного сопротивления-это величина, обратная коэффициенту продуктивности

46.Функция Лейбензона для идеального газа.

47. .Фильтрационное сопротивление газовой скважины– величина обратная коэффициенту продуктивности:

 

Тест

А 1.Абсолютные давление на концах галереи длиной 200 м, по которой движется газ равны 20 МПа и 5 МПа. Определить давление на расстоянии 100 м от контура питания. 14,5Мпа

В2.В однородном пласте работает скважина с дебитом 100 м3/сут. Радиус скважины 0,1 м, радиус контура питания 100 м. Определить дебит скважины, если проницаемость призабойной зоны радиусом 1 м уменьшится в два раза. В 1.33

3.Во сколько раз дебит несовершенной по степени вскрытия скважины С1 = 3,45 меньше дебита совершенной скважины, если радиус скважины 0,1 м, а контур питания находится на расстоянии 100 м? в 1.5 раза

4.Во сколько раз дебит несовершенной по характеру вскрытия скважины С2 = 6,9, меньше дебита совершенной скважины, если радиус скважины 0,1 м, а контур питания находится на расстоянии 100 м? в 2 раза

5.В каких координатах производится обработка результатов исследования нефтяных скважин на стационарных режимах при выполнении закона Дарси?

6. В каких координатах производится обработка результатов исследования газовых скважин на стационарных режимах при выполнении закона Дарси?

7. В каких координатах производится обработка результатов исследования газовых скважин на стационарных режимах при нарушении закона Дарси?

8. Во сколько раз, при прочих равных условиях, дебит скважины радиусом 0,1 м, расположенной на расстоянии a = 50 м от непроницаемой границе меньше дебита скважины с круговым контуром питания радиусом 1000 м? 0,8

9. Во сколько раз, при прочих равных условиях, дебит скважины радиусом 0,1 м, расположенной на расстоянии a = 50 м от прямолинейного контура питания больше дебита скважины с круговым контуром питания радиусом 1000 м? в 1.33 раза

Г10. Газовая скважина работает с дебитом 100 тыс. м3/сут, при абсолютном давлении на скважине 10 МПа. Чему будет равен дебит скважины, если давление на скважине увеличить до 15 МПа. Давление на контуре питания 20 МПа и фильтрация происходит по закону Дарси. 58,3 м^3/cут

Д11. Действительная скоростью в пласте равна 4,0 10-6 м/с. Чему равна скорость фильтрации, если пористость пласта равна 30%?

12. Давление на концах галереи длиной 200 м, по которой движется жидкость равны 22 МПа и 10 МПа. Определить давление на расстоянии 50 м от контура питания. 19Мпа

13. Дебит совершенной нефтяной скважины в пласте толщиной 8 м, радиусом 0,1 м и расстоянием до контура питания 100 м равен 100 м3/сут. Какой дебит будет у скважины, если ее радиус увеличить в два раза? 111м3/сут

14. Давление на контуре питания и на скважине в нефтяном пласте равны 22 МПа и 10 МПа. Определить давление на расстоянии 1 м от скважины, если радиус скважины 0,1 м, а контура питания 100 м. 14Мпа

15. Давление на контуре питания и на скважине в нефтяном пласте равны 19 МПа и 10 МПа. Определить давление на расстоянии 10 м от скважины, если радиус скважины 0,1 м, а контура питания 100 м. 16 Мпа

М 16. Модель пласта представляет собой цилиндрическую трубу, заполненную песком. Жидкость фильтруется по закону Дарси. Во сколько раз увеличится скорость фильтрации, если при прочих равных условиях увеличить длину модели в три, а перепад давлений в четыре раза? В 1.33 раза

17. Модель пласта представляет собой цилиндрическую трубу, заполненную песком. Жидкость фильтруется по закону Дарси. Во сколько раз увеличится скорость фильтрации, если при прочих равных условиях увеличить вязкость жидкости в два, а проницаемость в четыре раза? В 2 раза

18. Модель пласта представляет собой цилиндрическую трубу, заполненную песком. Жидкость фильтруется по закону Дарси. Во сколько раз увеличится скорость фильтрации, если при прочих равных условиях увеличить диаметр модели в полтора, а перепад давлений в три раза? В 3 раза, так как не зависит от диаметра

19. Модель пласта представляет собой цилиндрическую трубу, заполненную песком. Жидкость фильтруется по закону Дарси. Во сколько раз увеличится скорость фильтрации, если при прочих равных условиях увеличить длину модели в четыре, а проницаемость в три раза? 0.75раз

20. Модель пласта представляет собой цилиндрическую трубу, заполненную песком. Жидкость фильтруется по закону Дарси. Во сколько раз увеличится скорость фильтрации, если при прочих равных условиях увеличить вязкость в три, а перепад давлений в четыре раза? 1.33

21. Модель пласта представляет собой цилиндрическую трубу, заполненную песком. Жидкость фильтруется по закону Дарси. Во сколько раз увеличится расход, если при прочих равных условиях увеличить диаметр модели в два, а длину модели в три раза? 0.33

22. Модель пласта представляет собой цилиндрическую трубу диаметром 0,2 м, заполненную песком. На выходе из модели скорость фильтрации равна uвых = 1 м/с, а плотность газа 2 кг/м3. Определить объемный расход на входе в модель, где плотность газа равна 4 кг/м3? 0,157 м3/с

23. Манометр опущен в нефтяную скважину на глубину 2000 м и показывает давление 21 МПа. Определить приведенное давление на водонефтяном контакте, который находится на глубине 2200 м. Плотность нефти 800 кг/м3. 22.6МПа

24. Манометр опущен в газовую скважину на глубину 4000 м и показывает давление 43 МПа. Определить приведенное давление на газо-водяном контакте, который находится на глубине 4400 м. Плотность газа 250 кг/м3. 21Мпа 4,7кПа

М25. Нефтяной скважина работающей с дебитом 80 м3/сут, давлениями на контуре и скважине 25 МПа и 15 МПа. Определить дебит скважины, если давление на скважине увеличить до 20 МПа. 9,2-10^-4 м3/с

26. Неоднородный по толщине пласт состоит из трех пропластков толщинами 1 м, 3 м, 6 м и проницаемостями 0,5 мкм2, 0,2 мкм2 и 0,05 мкм2. Определить среднюю проницаемость пласта. 0.14 мкм^2

О27. Определить коэффициент продуктивности нефтяной скважина работающей с дебитом 50 м3/сут, давлениями на контуре и скважине 25 МПа и 15 МПа. м3/Па*с

28. Определить фильтрационное сопротивление нефтяной скважина работающей с дебитом 20 м3/сут, давлениями на контуре и скважине 20 МПа и 15 МПа. 0,22*10^11 Па*с/м3

29. Определить среднюю проницаемость неоднородного по толщине пласта в случае притока нефти к галереи. Толщины пропластков h3 = h2, а проницаемости k2 = 2 k1. 3/2

30. Определить среднюю проницаемость зонально неоднородного пласт в случае притока нефти к галереи . Длины зон l2 = l1, а проницаемости k2 = 1,5 k1. 1,2

31. Определить среднюю проницаемость неоднородного по толщине пласте в случае притока нефти к скважине . Толщины пропластков h2 = h3, а проницаемости k1 = 3 k2. 1,5

32. Определить приведенный радиус скважины диаметром 0,2 м, если коэффициенты несовершенства по степени и характеру вскрытия равны С1 = 1,7 С2 = 1,3. 0,0049м

П33. Площадь поперечного сечения при притоке к галерее рассчитывается по формуле:

34. Площадь поперечного сечения при притоке к скважине рассчитывается по формуле:

35. Площадь поперечного сечения при фильтрации по керну рассчитывается по формуле:

36. Плотность идеального газа при атмосферном давлении равна 0,6 кг/м3. Чему равна плотность газа при давлении 8 Мпа

Р37. Расчетный дебит совершенной нефтяной скважины радиусом 0,1 м и расстоянием до контура питания 100 м равен 100 м3/сут. Какой дебит будет у скважины, если реальный радиус контура питания равен 500 м? 81м3/сут

С38. Скоростью фильтрации в пласте равна 2,0 10-6 м/с. Чему равна действительная скорость, если пористость пласта равна 25%? м/с

 


Рекомендуемые страницы:


Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Приведенный радиус - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Приведенный радиус - скважина

Cтраница 1

Приведенный радиус скважины, таким образом, можно рассчитать но кривым Маскета-Щурова или определять по данным исследования окважин.  [1]

Приведенный радиус скважины - это радиус такой воображаемой совершенной скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что и реальная несовершенная скважина.  [2]

Причем приведенный радиус скважины и показатель скинэффекта S характеризуют Одновременно и степень сообщаемое скважины с пластом ( гидродинамическое совершенство скважины), и параметры призабойной зоны пласта. При изменении гидродинамического совершенства скважины или параметров призабойной зоны пласта конечный прямолинейный участок кривой перемещается вдоль оси AJO параллельно самому себе.  [3]

Если приведенный радиус скважины определить по кривой восстановления давления и полученное значение использовать при обработке индикаторной диаграммы, то параметры пласта по обоим методам исследования оказываются одинаковыми.  [4]

Как рассчитывается приведенный радиус скважины.  [5]

Гпр - приведенный радиус скважины; и д, - соответственно вязкость нефти и воды.  [6]

RCBP - приведенный радиус скважины, определяемый по формуле.  [7]

Повышенное значение приведенного радиуса скважины, определенного по первому участку кривой, по-видимому, объясняется трещиноватостью пород.  [9]

Способ одределения приведенного радиуса скважины основан на результатах лабораторных исследований звуковых эффектов, возникающих при фильтрации жидкости с различными скоростями в пористых материалах типа сцементированных песков ( а. Было выявлено, что акустическая активность фильтрационного потока зависит от числа Рейнольдса Re. При движении вправо по оси Re наблюдается переход к режиму течения с высокой акустической активностью.  [11]

Радиус гпр называется приведенным радиусом скважины. Для величин Сг 0 получается гпр гс.  [12]

Характерное время запаздывания т и приведенный радиус скважины можно определить согласно способу, предложенному А.  [13]

Между вторым и третьим исследованиями приведенный радиус скважины уменьшился почти в 2 раза ( с 284 до 148 см), вероятно, вследствие заполнения механическими частицами трещин в непосредственной близости от стенок скважины.  [14]

Между вторым и третьим исследованием приведенный радиус скважины уменьшился почти в 2 раза ( с 284 до 148 ел), вероятно, вследствие заполнения механическими частицами трещин в непосредственной близости от стенок скважины. Восстановление прежнего уровня гидродинамического совершенства ( гс ПР1) скважины, например, путем проведения интенсивного излива позволит несколько увеличить коэффициент приемистости скважины. Для восстановления поглотительной способности скважины, например до уровня, который она имела на дату первого исследования, очевидно, требуется также повышение проницаемости в зоне R 126 м до 0 066 д, что на практике трудно осуществить, так как применяющиеся методы дренажа скважин имеют ограниченный радиус эф-фективного воздействия.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Приведенный радиус - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Приведенный радиус

Cтраница 1

Приведенный радиус соответствует эквивалентной протяженности трещин. В действительности трещины имеют линейный характер распространения, поэтому фактическая протяженность зоны раскрытия трещин может быть значительно больше.  [1]

Приведенный радиус ( в противоположность условному) не зависит от возмущающего импульса.  [2]

Приведенный радиус и пьезопроводность определяются обычным способом.  [4]

Приведенный радиус несовершенной скважины - это радиус такой воображаемой совершенной скважины, которая, действуя в условиях несовершенной скважины, давала бы тот же дебит, что и эта последняя.  [5]

Приведенные радиусы вертикальных скважин гс 0 04 м и гс 0 01 м соответствуют разной степени засорения их при-забойных зон. Понятно, что в таких скважинах эффект от создания горизонтальных каналов заметно выше.  [6]

Приведенные радиусы вертикальных скважин гс 0 04 м и гс 0 01 м соответствуют разной степени засорения их призабойных зон. Понятно, что в таких скважинах эффект от создания горизонтальных каналов заметно выше.  [7]

Приведенным радиусом называется радиус такой фиктивной совершенной скважины, дебит которой, при прочих равных условиях, равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины.  [8]

Приведенным радиусом данной конкретной скважины называют фиктивный радиус аналогичной гидродинамически совершенной скважины, дебит которой равен дебиту данной скважины.  [9]

Величины приведенного радиуса и радиусов зон определяются несколько иначе.  [10]

Величина приведенного радиуса на Манчаровской площади небольшая: L 27 0, и Кеа нефти на этой площади изменяется наиболее сильно по сравнению с другими площадями.  [11]

Величины приведенного радиуса и радиусов зон определяются несколько иначе.  [12]

Определение приведенного радиуса данной скважины по конечному участку кривой восстановления давления, безусловно, может привести как к некоторому завышению, так и к занижению его фактического значения.  [13]

Ггс - приведенный радиус г - и скважины.  [14]

Из определения приведенного радиуса вытекает, что можно вычислять дебит несовершенной скважины по формулам дебита совершенной скважины, если известен приведенный радиус гпр. Используя, например, формулу (IV.35) для вычисления дебита несовершенной скважины, достаточно в формуле на место гс подставить значение гпр.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Виды несовершенства скважин.

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 8Следующая ⇒

 

Различают три вида несовершенства скважин, рис. 10:

1) несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а только на некоторую глубину b.

2) несовершенная скважина по характеру вскрытия – это скважина, вскрывшая пласт на всю его мощность, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб (перфорация), в цементном кольце или в специальном фильтре.

3) на практике чаще всего встречаются скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

Дебит скважины, гидродинамически несовершенной по степени вскрытия при условии, что радиус контура питания Rк ≥ 0,5 h, можно определить по формуле М.Маскета:

(5.1)

где: ,

=b/h – относительное вскрытие пласта,

- функция относительного вскрытия, представлена графически на рис.11.

- интеграл Эйлера второго рода или гамма-функция, которая табулирована в различных математи-ческих справочниках.

При условии, что величина вскрытия b мала по сравнению с мощностью пласта h (b<<h) и радиус зоны проявления несовершенства скважины по степени вскрытия R0=1,5h, можно восполь-зоваться формулой И.А. Чарного:

(5.2)

Для скважины бесконечной мощности дебит можно вычислить по формуле Н.К. Гиринского:

(5.3)

Дебит скважины, несовершенной как по степени, так и по характеру вскрытия можно подсчитать по обобщенной формуле Дюпюи с добавочными фильтрационными сопротивлениями:

(5.4)

где: С1 - дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством по степени вскрытия, а С2 - дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством по характеру вскрытия.

С1 и С2 можно определить из графиков В.И. Щурова, построенным по данным исследования притока жидкости к скважинам с двойным видом несовершенства на электролитических моделях, рис.12-13.

Величина С1 представлена на рисунке 12 в зависимости от параметров: и , где Dc –диаметр скважины.

Величину С1 можно оценить по приближенным формулам:

И.А.Чарного: (5.5)

А.М. Пирвердяна: (5.6)

Величина С2 представлена на рисунке 13 в зависимости от параметров: nDc, и , где - глубина проникновения пуль в породу, d0 - диаметр отверстий, n - число прострелов на 1 м вскрытой мощности пласта.

Формулу (5.4) можно записать иначе, введя понятие приведенного радиуса скважины:

(5.7)

где: - приведенный радиус, такой радиус совершенной скважины, дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины.

Гидродинамическое несовершенство скважины можно оценить при

помощи коэффициента совершенства скважины d:

 

 

Рис.12. Графики В.И. Щурова для определения С1. Номерам кривых соответствуют значения а:

 

Рис.13. Графики В.И. Щурова для определения С2 при l=0,5. Номерам кривых соответствуют значения a:
№ кривой
a 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2

 

(5.8)

Задачи к разделу 5

 

Задача 5.1

Определить скорость фильтрации у входа в скважину несовершенную по степени вскрытия, если мощность пласта h =25 м, относительное вскрытие пласта =0,6, радиус скважины rс = 0,1м, дебит скважины Q = 250м3/сут.

 

Задача 5.2

Гидродинамически несовершенная скважина, вскрывает пласт мощностью 20 м на глубину 10 м. Радиус скважины 10 см, а радиус контура питания – 200м.

Каково превышение фактического дебита, определенного по формуле Маскета, над дебитом в случае строго плоскорадиального потока к скважине с частичным вскрытием пласта?

 

Задача 5.3

Используя графики Щурова, найти коэффициенты, определяющие дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством по степени и по характеру вскрытия, а также приведенный радиус и коэффициент совершенства скважины, считая, что диаметр скважины равен 24 см. Скважина вскрывает пласт с радиусом контуром питания 500 м, мощностью 9,6 м на величину 5,76 м. Число прострелов на 1 м вскрытой мощности пласта равна 13 отв/м, глубина проникновения пуль в породу 12 см, диаметр отверстий 0,48 см.

 

Задача 5.4

Скважину исследовали по методу установившихся отборов, изменяя диаметр штуцера и замеряя забойное давление глубинным манометром. Результаты приведены в таблице:

, кгс/см2
Q, 10-6м3

Определить коэффициент проницаемости, если мощность пласта h=32 м, вскрытие пласта b=21,4м, диаметр скважины Dc=20 см, число прострелов на 1 м вскрытой мощности пласта равна n =10 отв/м, глубина проникновения пуль в породу l’ =10 см, диаметр отверстий d0 =1,2см, радиус контура питания Rk = 300м, динамический коэффициент скважины m = 4сПз.

 

Задача 5.5

Какому коэффициенту С = С1 + С2, определяющему дополнительное фильтрационное сопротивление обусловленное несовершенством скважины, соответствует коэффициент совершенства d = 0,75?

Радиус скважины rc= 0,1 м, радиус контура питания Rk = 1км.

Определить также приведенный радиус скважины.

 

Задача 5.6

Определить значение числа Рейнольдса по формулам Щелкачева и Миллионщикова у стенки гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия нефтяной скважины, если известно, что эксплуатационная колонна перфорирована. На каждом погонном метре колонны прострелено 10 отверстий диаметром d0 =10мм, мощность пласта h = 15м, проницаемость пласта k = 1Д, пористость т = 18%, коэффициент вязкости нефти m = 4 сПз, плотность нефти ρ = 870 кг/м3 и дебит скважины составляет 140м3/сут.

 




infopedia.su

Добыча нефти и газа

Виды несовершенств скважин. Приведённый радиус. Добавочное фильтрационное сопротивление

                   а                                                         b

Рис. 3.9. Схема притока к несовершенной скважине:

а - по степени вскрытия;  b - по характеру вскрытия

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.

Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.

Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис.3.9,а).

Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. 3.9,b).

На практике чаще всего встречаются скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

Дебит G несовершенной скважины чаще всего меньше дебита Gс совершенной, действующей в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. В некоторых случаях    (при торпедной или кумулятивной перфорации, когда глубина прострела достаточно велика) может наблюдаться обратная картина. Отношение данных дебитов d характеризует степень несовершенства скважины и  называется параметром несовершенства

.                                                                                   (3.63)

Параметр несовершенства зависит от:

*   относительного вскрытия пласта   ,   (3.64)

    где hвс - глубина погружения скважины в пласт , h - толщина пласта;

*   плотности перфорации (числа отверстий, приходящихся на 1м фильтра), размеров и формы отверстий;

*   глубины прострела.

При расчете несовершенных скважин нередко используют понятие приведенного радиуса несовершенной скважины

,                                                                               (3.65)

 где rC – радиус несовершенной скважины, С – коэффициент несовершенства.

Приведенный радиус -  это  радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при тех же условиях эксплуатации.

Таким образом, вначале находятся приведённые радиусы rпр и дальнейший расчет несовершенных скважин ведется как для совершенных скважин радиуса rпр.

Таким образом, дебит несовершенной скважины можно определить, если известен параметр несовершенства  d или приведённый радиус rпр , а также известна соответствующая формула дебита совершенной скважины. Влияние несовершенства скважины на приток при существовании закона фильтрации Дарси можно учесть величиной коэффициента С, основываясь на электрической аналогии. Согласно данной аналогии различие в дебитах совершенной Gc и несовершенной G скважин объясняется наличием добавочного фильтрационного сопротивления несовершенной скважины величиной С/2ph, т.е. дебит несовершенной скважины можно представить в виде:

 .                                                                (3.66)

Учитывая (4.40), получаем зависимость между коэффициентом d и и величиной С:

 .                                                              (3.67)

Влияние различного вида несовершенства скважины на приток изучалось как теоретически, так и экспериментально.

3.4.2. Экспериментальные и теоретические исследования притока жидкости к гидродинамически несовершенной скважине

3.4.2.1. Течение по закону Дарси

Несовершенная скважина по степени вскрытия изучалась В.И. Щуровым путём электролитического моделирования, который построил опытные диаграммы зависимости С от параметра a=h/D ( h - мощность пласта, D- диаметр скважины) и относительного вскрытия пласта `h=hвс/h ( hвс - толщина вскрытия ). Таким же методом исследовалась несовершенная по характеру вскрытия скважина Щуровым и независимо от  него И.М. Доуэллом и Маскетом, а также Р.А. Ховардом и М.С. Ватсоном. В результате получены зависимости коэффициента несовершенства от плотности перфорации (числа отверстий на 1 метр) и глубины прострела, которые показали значительную зависимость дебита от плотности перфорации только до значений 16-20 отверстий на 1 метр. Для случая фильтрации газа  Е.М. Минским и П.П. Марковым доказана сильная  нелинейная зависимость коэффициентов фильтрации от относительного вскрытия пласта.

Для несовершенной по степени вскрытия на основе метода суперпозиции и отображения стоков Маскетом получена зависимость для дебита

,          (3.68)

где f - функция относительного вскрытия (рис.3.10).

Если глубина вскрытия не слишком мала, то формула Маскета даёт хорошие результаты, а так как она проще остальных формул, то ею обычно и пользуются для скважин, несовершенных по степени вскрытия, но совершенных по характеру вскрытия.

Рис. 3.10. График функции

относительного вскрытия

Если толщина пласта много больше радиуса скважины, то для расчета дебитов несовершенной по степени вскрытия скважины можно пользоваться более простой формулой Н.К.Гиринского:

.                       (3.69)

Из зависимости (3.68) видно, что коэффициент несовершенства по степени вскрытия С можно выразить соотношением:

                                                      (3.70)

и он добавляется к фильтрационному сопротивлению совершенной скважины.

Если скважины ещё и несовершенны по характеру вскрытия, то коэффициент С увеличивается на величину сопротивления фильтра

,                                                                                 (3.71)

где D - диаметр фильтрового отверстия в см; n - число отверстий на 1м перфорированной части.

3.4.2.2. Течение реального газа по двухчленному закону

В большинстве случаев дебит газовых скважин не следует закону Дарси так же, как в некоторых случаях  для нефтяных и водяных скважин.

Вблизи фильтрационных отверстий при приближении к стенке скважины скорость фильтрации становится настолько большой, что число Рейнольдса превосходит критическое. Квадраты скоростей становятся настолько большими, что ими пренебрегать уже нельзя.

Уравнение притока реального газа по двухчленному закону фильтрации к совершенной скважине записывается в виде, аналогично идеальному

,                                                            (3.72)

но здесь А и В являются функциями р и Т

.                                       (3.73)

Приток к несовершенной скважине учитывается так же как и при фильтрации по закону Дарси, т.е. введением приведённого радиуса скважины  в формулу дебита.

Рис.3.11. Схема притока  к скважине несовершенной по степени и характеру вскрытия

При нарушении закона Дарси для скважины несовершенной по степени и характеру вскрытия для расчета притока проще всего использовать следующую схему. Круговой пласт делится на три области (рис. 3.11). Первая имеет радиус R1 » (2-3) rc. Здесь из-за больших скоростей вблизи перфорации происходит нарушение закона Дарси и проявляется в основном несовершенство по характеру вскрытия. Вторая область - кольцевая с R1< r< R2 и R2»h. Здесь линии тока искривляются из-за несовершенства по степени вскрытия, и фильтрация происходит тоже по двухчленному закону. В третьей области (R2< r< Rк) действует закон Дарси и течение плоскорадиально.

 Для третьей области

.                                                     (3.74)

Во второй области толщина пласта переменна и изменяется по линейному закону от hвс при r = R1 до h при r = R2 (hвс - глубина вскрытия), т.е. h(r) = a + br, где a и b определяются из условий h(r) = hвс при r = R1;h(r) = h при r = R2. Чтобы получить закон движения в этой области, надо проинтегрировать уравнение (3.50), предварительно подставив вместо постоянной толщины h  переменную h(r) и учтя реальные свойства газа:

,                                                         (3.75) 

где

С2 - вычисляется приближенно в области hвс>> R1.

В первой области фильтрация происходит по двухчленному закону и плоскорадиальное течение нарушается из-за перфорационных отверстий. Уравнение притока имеет вид (3.75), но несовершенство учитывается коэффициентами С3 и С4, а R2 заменяется на R1 и R1 -  на rc.

Коэффициент С3 определяется по графикам Щурова, а для определения С4 используется приближенная формула:

,

где N- суммарное число отверстий; R0- глубина проникновения перфорационной пули в пласт.

Складывая почленно (3.74), (3.75) и уравнение притока для первой области, получим уравнение притока для несовершенной скважины:

,                                                        (3.76)

где

oilloot.ru

Приведенный радиус - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Приведенный радиус - скважина

Cтраница 3

На рис. 16.1 схематично изображен определяемый формулой (16.57) график зависимости приведенного радиуса скважины от времени в условиях открытого пласта.  [31]

Требуется определить: коэффициенты проницаемости, пьезопро-водности и гидропроводности пласта, приведенный радиус скважины, коэффициенты продуктивности и гидродинамического совершенства скважины.  [33]

По мнению Ф. Н. Вазовского и В. П. Степанова, это изменение объясняется допущением постоянства приведенного радиуса скважины при выводе формул для интерпретации кривой восстановления давления. В реальных условиях в процессе изменения давления от забойного до пластового могут постоянно изменяться проницаемость и работающая толщина пласта. Эти изменения имеют максимальные величины около забоя скважины.  [34]

Подгонка модели к натурным показателям производилась путем изменения гидропроводности участков пласта и приведенных радиусов скважин. В итоге на моделипочг ти по всем скважинам опытного участка были получены дебиты, мало отличающиеся от натурных для фактических забойных давлений.  [35]

В качестве исходных для получения параметров: коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности и приведенного радиуса скважины служат экспериментальные параметры р ( t), Q, получаемые в результате гидродинамических исследований пластов и скважин, и параметры h, ц, т, рш, р, получаемые в результате лабораторных и геофизических исследований.  [36]

Подгонка модели к натурным показателям производилась путем изменения гидропроводности участков пласта и приведенных радиусов скважин. В итоге на модели почг ти по всем скважинам опытного участка были получены дебиты, мало отличающиеся от натурных для фактических забойных давлений.  [37]

Чтобы учесть наличие зоны пониженной проницаемости или скиновой зоны вводится понятие о приведенном радиусе скважины. Вводя понятие о приведенном радиусе, можно тем самым исключить из рассмотрения скин-эффект и предположить, что пласт за пределами скиновой зоны является чистым и подчиняется всем выше приведенным допущениям.  [38]

Др - гидродинамическим совершенством скважины ( rc пр, S), причем приведенный радиус скважины и показатель скин-эффекта S характеризуют одновременно и степень сообщаемости скважины с пластом ( гидродинамическое совершенство скважины), и параметры призабойной зоны пласта. При изменении гидродинамического совершенства скважины или параметров призабойной зоны пласта конечный прямолинейный участок кривой перемещается вдоль оси Др параллельно самому себе.  [40]

Таким образом, произвольность в выборе / приводит к произволу и в оценке приведенного радиуса скважины. В связи с этим среди некоторых специалистов-нефтяников распространено мнение о нецелесообразности использования графиков В. И. Щурова для определения гидродинамического несовершенства скважин. Наиболее достоверные данные о несовершенстве скважин дают гидродинамические методы исследования пластов и скважин, позволяющие определять их приведенные радиусы по данным фактически замеренных пластовых давлений. К таким методам можно отнести методы определения приведенных радиусов по кривым изменения забойного давления в скважинах и метод карт и изобар, изложенные в работах [28], [177] и в § 1 данной главы. Однако не всегда удается получить необходимые для определения Гс.  [41]

www.ngpedia.ru

Приток к несовершенным скважинам

Виды несовершенств скважин. Приведённый радиус. Добавочное фильтрационное сопротивление

                   а                                                         b

Рис. 3.9. Схема притока к несовершенной скважине:

а - по степени вскрытия;  b - по характеру вскрытия

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.

Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.

Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис.3.9,а).

Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. 3.9,b).

На практике чаще всего встречаются скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

Дебит G несовершенной скважины чаще всего меньше дебита Gс совершенной, действующей в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. В некоторых случаях    (при торпедной или кумулятивной перфорации, когда глубина прострела достаточно велика) может наблюдаться обратная картина. Отношение данных дебитов d характеризует степень несовершенства скважины и  называется параметром несовершенства

.                                                                                   (3.63)

Параметр несовершенства зависит от:

*   относительного вскрытия пласта   ,   (3.64)

    где hвс - глубина погружения скважины в пласт , h - толщина пласта;

*   плотности перфорации (числа отверстий, приходящихся на 1м фильтра), размеров и формы отверстий;

*   глубины прострела.

При расчете несовершенных скважин нередко используют понятие приведенного радиуса несовершенной скважины

,                                                                               (3.65)

 где rC – радиус несовершенной скважины, С – коэффициент несовершенства.

Приведенный радиус -  это  радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при тех же условиях эксплуатации.

Таким образом, вначале находятся приведённые радиусы rпр и дальнейший расчет несовершенных скважин ведется как для совершенных скважин радиуса rпр.

Таким образом, дебит несовершенной скважины можно определить, если известен параметр несовершенства  d или приведённый радиус rпр , а также известна соответствующая формула дебита совершенной скважины. Влияние несовершенства скважины на приток при существовании закона фильтрации Дарси можно учесть величиной коэффициента С, основываясь на электрической аналогии. Согласно данной аналогии различие в дебитах совершенной Gc и несовершенной G скважин объясняется наличием добавочного фильтрационного сопротивления несовершенной скважины величиной С/2ph, т.е. дебит несовершенной скважины можно представить в виде:

 .                                                                (3.66)

Учитывая (4.40), получаем зависимость между коэффициентом d и и величиной С:

 .                                                              (3.67)

Влияние различного вида несовершенства скважины на приток изучалось как теоретически, так и экспериментально.

3.4.2. Экспериментальные и теоретические исследования притока жидкости к гидродинамически несовершенной скважине

3.4.2.1. Течение по закону Дарси

Несовершенная скважина по степени вскрытия изучалась В.И. Щуровым путём электролитического моделирования, который построил опытные диаграммы зависимости С от параметра a=h/D ( h - мощность пласта, D- диаметр скважины) и относительного вскрытия пласта `h=hвс/h ( hвс - толщина вскрытия ). Таким же методом исследовалась несовершенная по характеру вскрытия скважина Щуровым и независимо от  него И.М. Доуэллом и Маскетом, а также Р.А. Ховардом и М.С. Ватсоном. В результате получены зависимости коэффициента несовершенства от плотности перфорации (числа отверстий на 1 метр) и глубины прострела, которые показали значительную зависимость дебита от плотности перфорации только до значений 16-20 отверстий на 1 метр. Для случая фильтрации газа  Е.М. Минским и П.П. Марковым доказана сильная  нелинейная зависимость коэффициентов фильтрации от относительного вскрытия пласта.

Для несовершенной по степени вскрытия на основе метода суперпозиции и отображения стоков Маскетом получена зависимость для дебита

,          (3.68)

где f - функция относительного вскрытия (рис.3.10).

Если глубина вскрытия не слишком мала, то формула Маскета даёт хорошие результаты, а так как она проще остальных формул, то ею обычно и пользуются для скважин, несовершенных по степени вскрытия, но совершенных по характеру вскрытия.

Рис. 3.10. График функции

относительного вскрытия

Если толщина пласта много больше радиуса скважины, то для расчета дебитов несовершенной по степени вскрытия скважины можно пользоваться более простой формулой Н.К.Гиринского:

.                       (3.69)

Из зависимости (3.68) видно, что коэффициент несовершенства по степени вскрытия С можно выразить соотношением:

                                                      (3.70)

и он добавляется к фильтрационному сопротивлению совершенной скважины.

Если скважины ещё и несовершенны по характеру вскрытия, то коэффициент С увеличивается на величину сопротивления фильтра

,                                                                                 (3.71)

где D - диаметр фильтрового отверстия в см; n - число отверстий на 1м перфорированной части.

3.4.2.2. Течение реального газа по двухчленному закону

В большинстве случаев дебит газовых скважин не следует закону Дарси так же, как в некоторых случаях  для нефтяных и водяных скважин.

Вблизи фильтрационных отверстий при приближении к стенке скважины скорость фильтрации становится настолько большой, что число Рейнольдса превосходит критическое. Квадраты скоростей становятся настолько большими, что ими пренебрегать уже нельзя.

Уравнение притока реального газа по двухчленному закону фильтрации к совершенной скважине записывается в виде, аналогично идеальному

,                                                            (3.72)

но здесь А и В являются функциями р и Т

.                                       (3.73)

Приток к несовершенной скважине учитывается так же как и при фильтрации по закону Дарси, т.е. введением приведённого радиуса скважины  в формулу дебита.

Рис.3.11. Схема притока  к скважине несовершенной по степени и характеру вскрытия

При нарушении закона Дарси для скважины несовершенной по степени и характеру вскрытия для расчета притока проще всего использовать следующую схему. Круговой пласт делится на три области (рис. 3.11). Первая имеет радиус R1 » (2-3) rc. Здесь из-за больших скоростей вблизи перфорации происходит нарушение закона Дарси и проявляется в основном несовершенство по характеру вскрытия. Вторая область - кольцевая с R1< r< R2 и R2»h. Здесь линии тока искривляются из-за несовершенства по степени вскрытия, и фильтрация происходит тоже по двухчленному закону. В третьей области (R2< r< Rк) действует закон Дарси и течение плоскорадиально.

 Для третьей области

.                                                     (3.74)

Во второй области толщина пласта переменна и изменяется по линейному закону от hвс при r = R1 до h при r = R2 (hвс - глубина вскрытия), т.е. h(r) = a + br, где a и b определяются из условий h(r) = hвс при r = R1;h(r) = h при r = R2. Чтобы получить закон движения в этой области, надо проинтегрировать уравнение (3.50), предварительно подставив вместо постоянной толщины h  переменную h(r) и учтя реальные свойства газа:

,                                                         (3.75) 

где

С2 - вычисляется приближенно в области hвс>> R1.

В первой области фильтрация происходит по двухчленному закону и плоскорадиальное течение нарушается из-за перфорационных отверстий. Уравнение притока имеет вид (3.75), но несовершенство учитывается коэффициентами С3 и С4, а R2 заменяется на R1 и R1 -  на rc.

Коэффициент С3 определяется по графикам Щурова, а для определения С4 используется приближенная формула:

,

где N- суммарное число отверстий; R0- глубина проникновения перфорационной пули в пласт.

Складывая почленно (3.74), (3.75) и уравнение притока для первой области, получим уравнение притока для несовершенной скважины:

,                                                        (3.76)

где

oilloot.ru

Виды несовершенств скважин. Приведённый радиус. Добавочное фильтрационное сопротивление

 

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.

 

 

Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.

Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис.4.18а).

Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. 4.18b).

На практике, чаще всего, встречаются скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

Дебит G несовершенной скважины чаще всего меньше дебита Gссовершенной, действующей в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. В некоторых случаях (при торпедной или кумулятивной перфорации, когда глубина прострела достаточно велика) может наблюдаться обратная картина. Отношение данных дебитов d характеризует степень несовершенства скважины и называется коэффициентом несовершенства

. (4.42)

Коэффициент несовершенства зависит от:

1. относительного вскрытия пласта , (4.43)

где hвс - глубина погружения скважины в пласт , h - толщина пласта;

2. от числа отверстий, приходящихся на 1м колонны, размеров и формы отверстий;

3. от глубины прострела.

 

 

При расчете несовершенных скважин нередко используют понятие приведенного радиуса несовершенной скважины

. (4.44)

Приведенный радиус - это радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при тех же условиях эксплуатации. Таким образом, вначале находятся приведённые радиусы rпр и дальнейший расчет несовершенных скважин ведется, как для совершенных скважин радиуса rпр.

Итак, дебит несовершенной скважины можно определить, если известен коэффициент несовершенства d или приведённый радиус rпр, а также известна соответствующая формула дебита совершенной скважины. Влияние несовершенства скважины на приток при существовании закона фильтрации Дарси можно учесть величиной коэффициента С, основываясь на электрической аналогии. Согласно данной аналогии различие в дебитах совершенной Gc и несовершенной Gскважин объясняется наличием добавочного фильтрационного сопротивления несовершенной скважины величиной С/2ph, т.е. дебит несовершенной скважины можно представить в виде

 

. (4.45)

Учитывая (4.45), получим зависимость между коэффициентом d и и величиной С:

 

. (4.46)

Влияние различного вида несовершенства скважины на приток изучалось как теоретически, так и экспериментально. Рассмотрим результаты данных исследований.

 



Дата добавления: 2016-11-29; просмотров: 1843;


Похожие статьи:

poznayka.org

Приток жидкости к несовершенным скважинам. Виды несовершенства скважин. Приведенный радиус скважин

Скважина называется гидродинамически совершенной, если она вскрывает продуктивный пласт на всю толщину и забой скважины открытый, т.е. вся вскрытая поверхность забоя является фильтрующей. Однако во многих случаях продуктивные пласты вскрываются скважинами не на всю их толщину, а частично; такие скважины считаются несовершенными.

В подземной гидрогазодинамике различают два основных вида несовершенства скважины (рис. 28):

1) гидродинамически несовершенная по степени вскрытия продуктивного пласта;

2) гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия пласта.

Скважина называется гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта, если она вскрывает пласт не на всю толщину h пласта, а только на некоторую ее глубину b с открытым забоем; при этом отношение b/h=h (h с чертой сверху) называется относительным вскрытием пласта.

Скважина называется гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта, если она вскрывает весь пласт (до подошвы), но сообщение с пластом происходит через специальные отверстия в обсадной колонне и цементном камне или через специальные забойные фильтры.

Схема гидродинамически совершенной и несовершенных скважин

а- гидродинамически совершенная скважина; б- скважина, не совершенная по степени вскрытия; в- скважина, не совершенная по характеру вскрытия; г- скважина, не совершенная по характеру и степени вскрытия.

Нередко встречаются скважины с двойным видом несовершенства – как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

Приток жидкости к несовершенным скважинам даже в горизонтальном однородном пласте постоянной толщины перестает быть плоско-радиальным. Строгое математическое решение задачи о притоке жидкости к несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (иногда непреодолимые) математические трудности. Приведем без выводов и доказательств несколько известных решений по определению дебита несовершенной по степени вскрытия скважины.

Прежде всего допустим, что скважина вскрыла кровлю пласта неограниченной толщины (h →∞) и при этом ее забой имеет форму полусферы. В этом случае можно считать, что поток радиально-сферический при условии RК→∞ .

Если скважина вскрыла пласт неограниченной толщины на глубину b, то ее дебит можно найти по формуле Н.К. Гиринского:

Подбирая интенсивность расходов q и используя метод суперпозиции действительных и отображенных стоков, М.Маскет получил следующую формулу для дебита гидродинамически несовершенной скважины:

Иногда для расчета дебита несовершенной скважины используется бо-лее простая формула И. Козени

При расчете несовершенных скважин нередко используют понятие приведенного радиуса несовершенной скважины

где rC– радиус совершенной скважины, С – коэффициент несовершен-ства.

Приведенный радиус – это радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при тех же условиях эксплуатации.

Таким образом, вначале находятся приведённые радиусы rпр и дальней-ший расчет несовершенных скважин ведется как для совершенных скважин радиуса rпр.

Таким образом, дебит несовершенной скважины можно определить, если известен параметр несовершенства или приведённый радиус rпр , а также известна соответствующая формула дебита совершенной скважины. Влияние несовершенства скважины на приток при существовании закона фильтрации Дарси можно учесть величиной коэффициента С, основываясь на электрической аналогии. Согласно данной аналогии различие в дебитах совершенной и несовершенной скважин объясняется наличием добавочного фильтрационного сопротивления несовершенной скважины, т.е. дебит несовершенной скважины можно представить в виде:

 



Дата добавления: 2018-05-25; просмотров: 1015;


Похожие статьи:

poznayka.org

Учет несовершенства скважин при расчете их дебита по — Студопедия.Нет

V . ПРИТОК ЖИДКОСТИ К НЕСОВЕРШЕННЫМ СКВАЖИНАМ

Виды несовершенства скважин; расчетные формулы для дебита несовершенной скважины

Скважина называется гидродинамически совершенной, если она вскрывает продуктивный пласт на всю толщину и забой скважины открытый, т.е.вся вскрытая поверхность забоя является фильтрующей. Однако во многих случаях продуктивные пласты вскрываются скважинами не на всю их толщину, а частично; такие скважины считаются несовершенными.

В подземной гидрогазодинамике различают два основных вида несовершенства скважины (рис. 28):

1) гидродинамически несовершенная по степени вскрытия продуктивного пласта;

2) гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия пласта.

Скважина называется гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта, если она вскрывает пласт не на всю толщину h пласта, а только на некоторую ее глубину b с открытым забоем; при этом отношение называется относительным вскрытием пласта.

Скважина называется гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта, если она вскрывает весь пласт (до подошвы), но сообщение с пластом происходит через специальные отверстия в обсадной колонне и цементном камне или через специальные забойные фильтры.

 

Нередко встречаются скважины с двойным видом несовершенства – как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.

 

Рис.28.  Схема гидродинамически совершенной и несовершенных скважин

А- гидродинамически совершенная скважина; б- скважина, не совершенная по степени вскрытия; в- скважина, не совершенная по характеру вскрытия; г- скважина, не совершенная по характеру и степени вскрытия.

Приток жидкости к несовершенным скважинам даже в горизонтальном однородном пласте постоянной толщины перестает быть плоско-радиальным. Строгое математическое решение задачи о притоке жидкости к несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (иногда непреодолимые) математические трудности. Приведем без выводов и доказательств несколько известных решений по определению дебита несовершенной по степени вскрытия скважины.

Прежде всего допустим, что скважина вскрыла кровлю пласта неограниченной толщины (h ® ¥) и при этом ее забой имеет форму полусферы. В этом случае можно считать, что поток радиально-сферический при условии  и тогда дебит определяется по формуле (4.7).

Если скважина вскрыла пласт неограниченной толщины на глубину b, то ее дебит можно найти по формуле Н.К. Гиринского:

 

.                                    (5.1)

 

 

Задача о притоке жидкости к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине в пласте конечной толщины h исследовалась М. Маскетом (1932г.). Вдоль оси скважины на вскрытой ее части длиной b он располагал воображаемую линию, поглощающую жидкость, каждый элемент которой является стоком (рис. 29).

Рис. 29

 

Интенсивность расходов , т.е. дебитов, приходящихся на единицу длины поглощающей линии, подбиралась различной в разных ее точках для выполнения необходимых граничных условий:

при      r=RK,

        r=rC

Выполнение условия непроницаемости кровли и подошвы пласта удовлетворялось отображением элементарных стоков относительно кровли и подошвы пласта бесчисленное число раз.

Подбирая интенсивность расходов q и используя метод суперпозиции действительных и отображенных стоков, М.Маскет получил следующюю формулу для дебита гидродинамически несовершенной скважины:

 

                                    (5.2)

 

где

а функция  имеет следующее аналитическое выражение:

                        (5.3)

 

График функции имеет вид (рис. 30).

 

Рис. 30

 

Нетрудно заметить, что если , т.е. пласт вскрыт на всю толщину, формула (5.2) переходит в формулу Дюпюи для плоско-радиального потока.

Иногда для расчета дебита несовершенной скважины используется более простая формула И. Козени

 

                   (5.4)

 

Отметим оригинальное упрощенное решение И.А. Чарного по определению дебита несовершенной по степени вскрытия скважины при малых значениях относительного вскрытия   (b<<h). Область фильтрации условно разбивается на две зоны (рис. 31).

 

Рис. 31

Первая зона находится между контуром питания и радиусом R0 ; в этой зоне движение можно считать плоско-радиальным.

Вторая зона расположена между стенкой скважины и цилиндрической поверхностью R0 , где движение будет пространственным.

Обозначим потенциал при r=R0  Ф=Ф0.

Тогда для зоны по формуле Дюпюи имеем:

 

.                                      (5.5)

Для зоны считаем движение радиально-сферическим между полусферами радиусами rc  и R0; имеем:

 

                   (5.6)

 

По идее «сращивания фильтрационных потоков» из формулы (5.5) и (5.6) по правилу производных пропорций получается формулы дебита скважины:

, здесь принято .    (5.7)

 

Приток жидкости и газа к совершенной по степени вскрытия скважине, но несовершенной по характеру вскрытия, рассматривался рядом авторов: М.Макетом (1943 г.), М.И.Тиховым (1947 г.) и А.Л.Хейном (1953 г.) и др. последняя и наиболее общая работа М.И.Тихова (1964) о притоке жидкости к полностью обсаженной и перфорированной скважине представляет (как и работы других авторов) скорее теоретический интерес и далека от ее практического инженерного приложения.

Еще большие трудности встречает строгое математическое решение задачи о притоке к несовершенной скважине и по степени и по характеру вскрытия пласта. Здесь следует отметить работы М.М. Глаговского (приближенное решение задачи о притоке жидкости к скважине, полностью обсаженной, но в различных интервалах перфорированной) и И.Чарного (скважина полностью обсажена, но перфорированная в верхней ее части).

Ряд сложных задач был решен В.И.Щуровым методом электрического моделирования, который заключается в следующем. Ванна заполняется электролитом. В электролит погружается один кольцевой электрод, моделирующий контур питания. В центре ванны помещается электрод на заданную глубину, соответствующую степени вскрытия пласта скважиной. К обоим электродам подводится разность потенциалов, являющаяся аналогом перепада давления. Сила тока является аналогом дебита скважины. Измеряя разность потенциалов и силу тока, по закону Ома можно подсчитать сопротивление, сделать перерасчет на фильтрационное сопротивление и определить дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины.

 

Учет несовершенства скважин при расчете их дебита по

Формулам совершенных скважин

Поступление жидкости из пласта в ствол несовершенной скважины более затруднено, чем в совершенную скважину, так как фильтрующая поверхность несовершенной скважины меньше фильтрующей поверхности соответствующей совершенной скважины. Поэтому дебит несовершенной скважины QНС будет меньше дебита совершенной скважины QCC, т.е. QНС < QCC. Производительность несовершенной скважины удобно изучать, сравнивая ее дебит QНС с дебитом совершенной скважины QCC, действующей в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. Принято оценивать несовершенную скважину коэффициентом совершенства скважины d:

 

;       обычно d < 1 .                   (5.8)

 

Расчет дебита несовершенной скважины можно определять по основной формуле Дюпюи с учетом дополнительного фильтрационного сопротивления, обусловленного несовершенством скважины; это учитывается в формуле коэффициентом дополнительного фильтрационного сопротивления – «С», т.е.

 

 ,                                         (5.9)

 

где  - коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия (С1) и по характеру вскрытия (С2).

Сравнивая дебиты QCC по формуле Дюпюи (3.27) с QHC по формуле (5.9), получим из (5.8) выражение коэффициента совершенства скважины d в виде:

.                                      (5.10) 

 

При расчете дебитов несовершенных скважин обычно пользуются величиной приведенного радиуса скважины rC – это радиус такой воображаемой совершенной скважины, которая, действуя в условиях несовершенной скважины, дает тот же дебит, что и данная несовершенная скважина.

Тогда по формуле Дюпюи (3.9) находим

 

 ,                               (5.11)

 

где - приведенный радиус скважины, определяемый по формуле

 

.                                       (5.12)

 

Выражение (5.12) получается путем преобразования:

 

 ; т.е. .

 

Дебит несовершенной скважины QHC можно также определить непосредственно из формулы (5.8) через коэффициент совершенства скважины d

 

,

 

где значения коэффициента d определяются по графикам , которые встречаются в литературе.

Значения коэффициентов дополнительных фильтрационных сопротивлений С1 и С2 , необходимых для расчета дебита несовершенной скважины QHC по формулам (5.9) или (5.11), определяются по экспериментальным графикам В.И.Щурова, полученных им путем электрического моделирования для различных видов несовершенства скважины. На рис.32 представлены графики зависимостей коэффициентов С1 и С2 от параметров:

 

 

где ; ; ;  .

 

dC – диаметр скважины;  - глубина проникновения пуль в породу; d0 – диаметр пулевых отверстий; n – число перфорационных отверстий на 1 п.м. вскрытой толщины пласта.

 

Рис. 4.34. Графики В.И.Щурова для определения коэффициента С1:

 

: 1 – 1; 2 – 5; 3 – 10; 4 – 20; 5 – 40; 6 – 80; 7 – 160; 8 – 300

 

Рис.4.35.  Графики В.И.Щурова для определения коэффициента С2

при l = 0,5:

 

a: 1 – 0,02; 2 – 0,04; 3 – 0,06; 4 – 0,08; 5 – 0,1; 6 – 0,12; 7 – 0,14; 8 – 0,16; 9 – 0,18; 10 – 0,2

 

Известны аналитические выражения для определения коэффициента дополнительного фильтрационного сопротивления С1.

На основании решения Маскета (5.2) И.Чарным получено выражение:

 

.                      (5.13)

 

Формула А.Пирвердяна :

 .               (5.14)

 

Значение коэффициента С1 можно определить через коэффициент совершенства скважины d, вытекающей непосредственно из выражения (5.10), принимая :

,                                (5.15)

где значения коэффициента совершенства скважины d определяется по графикам , которые приводятся для фиксированного отношения .

 

studopedia.net

Радиус - влияние - скважина

Радиус - влияние - скважина

Cтраница 1

Радиус влияния скважины - расстояние от скважины до границы зоны ее влияния. Зона влияния скважины определяется гидродинамическим полем данной скважины. В однородном пласте гидродинамическое поле работающей скважины представляет для семейства изобар ряд концентрических окружностей с центром скважины.  [1]

Определить радиус влияния скважины при откачке из нее грунтовой воды в течение 18 часов.  [2]

Под радиусом влияния скважины, или радиусом депрессии, понимают расстояние R, отсчитываемое от оси скважины, на протяжении которого наблюдается заметное изменение ординат свободной поверхности грунтового потока.  [3]

Требуется определить радиус влияния скважины.  [4]

Введем понятие радиуса влияния скважины RCK & - расстояния, за пределами которого не наблюдается изменение напора.  [5]

Предполагается, что радиус влияния скважины постоянен, а также, что жидкость несжимаема и возмущение у стенки скважины мгновенно распространяется на расстояние постоянного радиура, равного радиусу влияния скважины.  [6]

В предварительных расчетах радиус влияния скважины принимается для мелкозернистых песков 100 - 200; для среднезернистых песков 250 - 500; для крупнозернистых.  [7]

Кажется естественным, чтобы радиус влияния скважины зависел от понижения, и в дальнейшем мы получим формулу такого рода, однако выяснится, что зависимость эта незначительна.  [8]

Здесь будут проанализированы такие определения радиуса влияния скважин, которые связаны с непосредственно замеряемыми фактическими проявлениями возмущения пласта на границе области влияния скважин. В этих же статьях приведен критический анализ понятия радиуса влияния скважин с позиций теории упругого режима.  [9]

Заметим, что говорят о радиусе влияния скважины, как о таком расстоянии, на которое распространяется влияние данной скважины. Однако это понятие в случае уравнения (1.5) остается неопределенным, так как зависимость напора h от радиуса-вектора является логарифмической и h возрастает до бесконечности при г-оо.  [10]

Очевидно, приведенный ( условный) радиус влияния скважины плоскорадиалыюго потока должен находиться в пределах между значениями приведенного радиуса влияния скважины для линейного и для пространственного потоков.  [11]

Очевидно, приведенный ( условный) радиус влияния скважины плоско-радиального пласта должен находиться в пределах между значениями приведенного радиуса влияния скважины для линейного и для пространственного пластов. Но так как крайние пределы сходятся, то приведенный радиус влияния скважины плоского радиального пласта определяется по той же формуле, как и для одномерного и трехмерного пластов.  [12]

Для величины L, которая соответствует радиусу влияния скважины в установившемся движении, получилось выражение, по виду несколько напоминающее выражение R Ф. С. Боярин-цева для радиуса влияния скважины.  [13]

В статье Ф. С. Бояринцева [2] приводятся формулы для радиуса влияния скважины не только для безнапорного движения, но и для напорного и напорно-безнапорного.  [14]

Влияние пуска новой скважины распространяется в пласте постепенно - радиус влияния скважины растет с течением времени.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru


Смотрите также