Как найти приведенный радиус скважины

ПРИВЕДЕННЫЙ РАДИУС СКВАЖИНЫ Классификация и назначение скважин Конструкция скважины, основные элементы скважины Обсадные колонны скважин Сооружение скважины Требования к конструкции скважин Разработка конструкции скважины Геологические условия бурения. Влияние на конструкцию скважины Назначение скважины. Влияние на конструкцию скважины Метод вскрытия пласта. Влияние на конструкцию скважины Способ бурения. Влияние на конструкцию скважины Факторы, определяющие коэффициент проницаемости Категории призабойной зоны скважины Дилатансия горных пород Проницаемость призабойной зоны Приток жидкости в скважину в круговом пласте Распределение давления в пласте Совершенная и несовершенная скважины Скважины несовершенные по степени вскрытия Скважины несовершенные по характеру вскрытия Скважины несовершенные по степени и характеру вскрытия Коэффициент гидродинамического совершенства Приведенный радиус скважины Требования к конструкции забоя скважин Факторы определяющие конструкцию забоя скважин Классификация типовых конструкций забоев скважин Обоснование выбора открытого забоя скважины Обоснование выбора забоя скважины смешанного типа Обоснование выбора закрытого забоя скважины Конструкции забоя для предотвращения выноса песка Основы вторичного вскрытия пласта Пулевая перфорация Кумулятивная перфорация Перфорационные каналы Строение и характеристика турбулентных затопленных струй, бьющих в тупик Технология гидропескоструйной перфорации

Приведенный радиус скважины

Учет гидродинамического несовершенства скважины может быть выполнен при помощи приведенного радиуса скважины r_пр. Приведенный радиус скважины – это радиус
такой фиктивной совершенной скважины Q_фс, дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины Q_рн.

Дебит фиктивной совершенной скважины определится из соотношения:

Дебит реальной несовершенной скважины, в свою очередь, определится из соотношения:

Приравняв дебет фиктивной совершенной скважины и реальной несовершенной скважины получим:

откуда:

Таким образом, приведенный радиус скважины связывает между собой радиус реальной скважины с коэффициентом гидродинамического несовершенства С. Численная величина приведенного радиуса скважины
может быть определена по результатам исследования скважины на нестационарном режиме.

В настоящее время гидродинамическое совершенство скважин рассчитывается по результатам экспериментального определения приведенного радиуса r_пр, что существенно повышает точность, т.к.
отпадает необходимость определения коэффициентов C₁ и C₂ по специальным графикам при заведомо недостоверной информации.

Важно: какой бы метод оценки размеров ПЗС не использовался, если возникает необходимость сравнения результатов, зависящих от размеров
ПЗС, при этом сравнении необходимо в обоих случаях использовать один и тот же метод расчета размеров (радиуса)
ПЗС.

Не нашли нужную информацию? Воспользуйтесь поиском по сайту

И 3 В Е С Т И я

ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА

ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИВЕДЕННОГО РАДИУСА СКВАЖИНЫ И ПРИВЕДЕННОЙ ПО ДАННОЙ СКВАЖИНЕ МОЩНОСТИ ПЛАСТА

Л. А. ПУХЛЯКОВ (11редетавленн профессором А. В. Аксариным)

Под приведенным радиусом гидродинамически несовершенной скважины понимается радиус такой совершенной скважины, приток в которую при прочих равных условиях равен притоку в рассматриваемую скважину. Для вывода формулы данного параметра нужно взять геометрические части формул перепада давлений при притоке в эти скважины и приравнять их, а затем из полученного соотношения определить нужную величину. Формула перепада давлений при притоке в гидродинамически несовершенную скважину имеет вид:

где Р пл и Р3 — пластовое и забойное давления в ати; (2ПЛ —приток в скважину нефти или иной жидкости в пластовых условиях в см3/сек; ¡1 — вязкость нефти или иной жидкости в пластовых условиях в спз; к— проницаемость пласта в дарси; п — число отверстий в колонне (безразмерная величина); 05, б^и О в—геометрические характеристики зоны влияний отверстий, зоны сужения потока за счет неполноты перфорации и зоны плоскорадиального птока в 1/см. Формулы для определения этих величин приведены в статье [1]. Однако при работе с ними необходимо иметь в виду, что для определения радиуса влияния скважины следует пользоваться формулой

= (2)

1г: Я—1п тгтаНАРв

где V —объем нефти или другой жидкости, отобранной из скважины в процессе испытания ее на первом режиме в см3; т — пористость пласта в долях единицы; а — сжимаемость нефти или иной жидкости в 1/ат; АР3 — депрессия на пласт на внешней границе зоны влияния отверстий в ати; х0 — радиус влияния фильтра в см; Я — мощность пласта в см.

Формула перепада давлений при притоке в условную совершенную скважину, радиус которой мы рассматриваем в качестве приведенного радиуса реальной скважины, будет следующей:

Рпл= > (3)

2як/7 г Пр

где г пр — приведенный радиус. 166

Сопоставляя геометрические части формул (1) и (3), получаем

откуда после соответствующих преобразований

1егвр=18/г- . (5)

Величины рассматриваемого параметра бывают очень малыми. Он измеряется миллионными и миллиардными долями микрона. В качестве примера рассмотрим приведенный радиус скважины 123 Оленьего нефтяного месторождения Томской области, исходные данные по которой приведены в статье [1]. Параметры эти таковы: мощность пласта 3700 см, радиус скважины гск —9,5 см, радиус влияния скважины к концу работы на первом режиме 6978,6 см, число отверстий в колонне 120, геометрическая характеристика зоны влияния отверстий 1,0882 1/см, геометрическая характеристика зоны сужения потока за счет неполноты перфорации 0,2752 1/см и геометрическая характеристика зоны плоскорадиального потока 0,0439 1/см. Подставляя все это в выражение

(5), получаем = ^ 6978,6— -(1,0882+0,2752+0,0439), (6)

откуда искомый параметр оказывается равным 9,9791 -10 16 см, или около одной миллиардной доли микрона.

Естественно, обращаться с такой величиной очень неудобно и потому вместо нее рекомендуется пользоваться приведенной по данной скважине мощностью пласта. Под этим термином понимается мощность пласта, вскрытого гидродинамически совершенной скважиной, которая по диаметру равна рассматриваемой гидродинамически несовершенной и которая при прочих равных условиях имеет такой же дебет, что и рассматриваемая.

Для вывода формулы этого параметра можно вспользоваться выражением (4), которое было исходным при выводе формулы приведенного радиуса, но при этом в него вместо приведенного радиуса гпр следует подставить реальный радиус скважины гск, а вместо вскрытой мощности пласта Н подставить приведенную. После этого путем несложных преобразований из него получаем

. /?

п- 1п –

Это и будет формула для определения приведенной по данной скважине мощности пласта.

В качестве примера рассмотрим определение приведенной по скважине 123 Оленьего нефтяного месторождения мощности пласта. Для этого в формулу (7) подставляет относящиеся к этой скважине данные. В итоге получаем

120-Щ^М

к>=-^-‘ (8)

^ 1,0882+0,2752 + 0,0439

откуда путем соответствующих преобразований получаем 562,7 см.

Отношение приведенной мощности пласта к истинной называется коэффициентом несовершенства скважины

? = О)

В рассматриваемом случае этот коэффициент составляет 0,1521.

Решение многих задач подземной гидродинамики в настоящее время доводится до получения гидропроводности, которая выражается соотношением

—, (10)

м-

где Н — мощность пласта. Исследователи-практики в качестве этой мощности подставляют истинную мощность пласта и получают данные, которые не идут ни в какое сравнение с результатами исследования кер-нового материала в лабораториях.

Причина этого явления кроется в том, что при обработке данных о притоках в скважины, в результате которой получается гидропровод-ность, игнорируется тот факт, что скважина является гидродинамически несовершенной. Для учета несовершенства скважины достаточно в качестве расчетной мощности пласта в гидропроводность поставить приведенную мощность.

Изложенное, а также тот факт, что приведенная мощность пласта всегда соизмерима с истинной, делают данный параметр удобным средством для выражения гидродинамического несовершенства скважин.

ЛИТЕРАТУРА

1. Л. А. Пухляков. Определение проницаемости пласта Ю-1 Оленьего нефтяного месторождения по притокам на установившихся режимах. «Известия ТПИ», т. 288, 1976.

Несовершенные
скважины бывают 3 видов:

–
скважина с открытым забоем, частично
вскрывающая пласт – несовершенная
скважина по степени вскрытия;

–
скважина с перфорированным забоем и
вскрывающая пласт на полную толщину –
несовершенная скважина по характеру
вскрытия;

–
скважина, перфорированная не на всю
толщину пласта и вскрывающая его частично
– несовершенная по степени и характеру
вскрытия (двойной вид несовершенства).

18. Приведенный радиус скважины.

Приведенным
радиусом наз-ся радиус такой фиктивной
совершенной скважины, дебит которой,
при прочих равных условиях, равен дебиту
реальной гидродинамически несовершенной
скважины.

19. Исследование скважин при установившихся режимах.

Метод
установившихся отборов заключается в
изменении режима работы, т.е. изменение
забойного давления и опр-ие соответствующих
установившихся дебитов нефти, воды,
газа и выноса песка.

Время
перераспределения давления по всему
пласту после изменения режима работы
скважины зависит от:

1.
размеров пласта

2.
расстояние до контура области питания

3.
степени снижения пластового давления

4.
проницаемости пород

5.
вязкости нефти

6.
наличие или отсутствие газа в пласте.

При
работе скважины зона снижения давления
непосредственно у скважины мала, и при
изменении давления восстановление
давления происходит от нескольких часов
до нескольких суток. Кроме того скважины
оказывают взаимное влияние друг на
друга и при проведении исследований на
скважине нельзя изменить режим работы
соседних скважин, работающих на тот же
пласт.

20. Индикаторные линии и коэффициент продуктивности.

Коэффициент
продуктивности k
– показывает на какую величину возрастает
дебит скважины при изменении давления
на 0,1 МПа.

При
высоких значениях k
незначительное изменение Δp
приводит к значительному увеличению
дебита.

В
общем виде Q=k(Δp)ⁿ

для
газа

Возможно
одновременное существование в одной
скважине нескольких режимов.

21. Общее уравнение притока жидкости и газа к скважине.

При
малых скорости фильтрации ϑ
силы инерции малы и потери давления
определяются только силами трения, т.е.
первым слагаемым. При больших скоростях
фильтрации силы инерции превалируют
(преобладают). Скорость фильтрации
пропорциональна дебиту и тогда можно
записать:

для
жидкости:

для
газа:

А=1/к.

22. Исследование скважин при неустановившемся режиме. Обработка квд.

Сущность
метода – изменение режима работы
скважины и наблюдение за изменением
забойного давления во времени.

Коэффициент
упругости пласта

m
–
пористость

β_ж
– коэффициент сжимаемости жидкости

β_пор
– коэф. пористой среды.

β^*
численно
равен изменению упругого запаса жидкости
в единицах объема пласта при изменении
пластового давления на единицу.

Упругий
запас залежи при падении давления на
Δp
–

– это то кол-во жидкости, которое можно
получить из пласта при изменении давления
на Δp
исключительно за счет упругих свойств
пласта и жидкости.

Коэффициент
пьезопроводности

характеризует
темп перераспределения пластового
давления в условиях упругого режима.

Восстановление
давления на забое остановленной скважины,
работавшей с постоянным дебитом,
описывается следующей формулой:

Исследование
скважин при неустановившемся режиме
их работы дают возможность судить о
параметрах нефтяных коллекторов на
больших расстояниях от забоя. Сравнивая
рез-ты исследований 2мя способами (при
установившемся и неустановившемся
режимах) можно судить о степени изменения
состояния призабойной зоны пласта в
результате, например, обработки скважины.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

3. Гидродинамические параметры пластов и 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, пьезопроводность пласта, 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.

,                                                            (3.1)

Размерности   ; ; ;

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

Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как

                                                            (3.2)

Рекомендуемые материалы

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

;                                                       (3.3)

Q_в – расход воды, закачиваемой в данную скважину.

2) коэффициент гидропроводности пласта

;     ;                                          (3.4)

К и e связаны между собой.

.                                                            (3.5)

3) подвижность жидкости в пласте k/m

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

 ;                                                   (3.6)

4) коэффициент проницаемости пласта k – важнейшая 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=1,02×10^-12 м².

Способы определения коэффициента проницаемости k:

– Лабораторный – через образец пористой среды длиной l, площадью поперечного сечения F, пропускается жидкость или газ вязкостью m, с объемным расходом Q,  при перепаде давления на входе Р₁ и выходе Р₂ этого образца DR. Тогда согласно закона Дарси:

,   DR=R₁–P₂                                             (3.7)

;                                                           (3.8)

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 только  на 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 c – характеризует  способность пласта  к передаче  возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Или,  характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта:

c –  формула Щелкачева;                                (3.9)

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

где  и – соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта;

         – коэффициент упругоемкости пласта; Паили см²/кгс;

Люди также интересуются этой лекцией: 7. Соотношение МГП и законов о правах человека.

          m – эффективная пористость, доли единицы.

6) гидродинамическое совершенство скважины характеризуется:

      а) приведенным радиусом скважины

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

r_пр=r_c ×е^-с,          где с=с₁+с₂                                               (3.10)

    б) коэффициентом совершенства                                                            (3.11)

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