Файл: Мищевич, В. И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.10.2024
Просмотров: 82
Скачиваний: 0
рации (показатель степени) определяется тангенсом угла наклона индиакторной линии, т.е. определение характеристики пропластков производится по суммарному коэффициенту продуктивности.
Пуск скважины в эксплуатацию по усредненному коэффициен ту продуктивности без учета коллекторских свойств отдельных про
пластов, в которых течение |
жидкости (нефти, воды) происходит |
по различным законам, т. е. |
с различными скоростями, приводит |
к опережающей выработке и обводнению отдельных пропластков и, как следствие, к снижению коэффициента нефтеотдачи.
Одним из важных путей повышения коэффициента нефтеотда чи при эксплуатации многопластовых месторождений является выравнивание скоростей движения жидкостей по пропласткам с учетом фактических законов фильтрации жидкостей по пластам
ипропласткам в зависимости от их коллекторских свойств. Это достигается благодаря тому, что перфорацию эксплуатационной колонны, обработку призабойной зоны скважины проводят в соот ветствии с равенством скоростей движения жидкости по пластам
ипропласткам:
= и2 = vs, |
(52) |
где щ, v2, v3— скорости движения жидкости соответственно в тре щиновато-кавернозной, средне- и мелкопористой средах.
Скорости движения жидкости по пластам определяют на базе обобщенного закона фильтрации в тройных средах. Коэффициенты продуктивости, как уже отмечалось, для всех трех сред К \, Кг, К г вычисляют на основании индикаторных диаграмм Q= /(Ap).
Зная коэффициенты продуктивности для каждой среды (про пластка) в отдельности, можно легко определить скорость движе
ния жидкости в них: |
|
|
|
|
и, = |
■ |
К |
(Ар)0-5; |
(53) |
2лКс111т1 |
||||
№> ; |
|
К2 |
- (Ар); |
(54) |
|
2я RM,nu |
|||
|
|
к, |
(Ар)2. |
(55) |
|
|
|
2 nRchsm3
При указанном способе разработки месторождения изменением коэффициентов пропорциональности (продуктивности, приемисто сти) К\, Кг, Кг можно обеспечить равенство скоростей движения жидкостей по пласту. Так, изменение количества перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне приводит к изменению инерционного сопротивления с. Так как
2л
где р — плотность жидкости; |
с — коэффициент, характеризующий |
|||
инерционные сопротивления; h i— мощность пласта |
или |
пропласт |
||
ка; Rc — радиус |
скважины, то изменяется в этом |
случае и вели |
||
чина К\. |
призабойной |
зоны скважины струями |
высокого |
|
Обработкой |
||||
давления (гидроперфорация) |
можно значительно |
увеличить диа |
||
метр скважины (0,1—1,0 м), что позволяет изменить коэффициен ты пропорциональности Кг и Кг-
Обработкой призабойной зоны скважины кислотами (соляной, серной) коэффициенты пропорциональности второй и третьей сре ды можно изменить в кратное число раз в связи с изменением
коэффициентов проницаемости |
призабойной зоны |
к0г- |
Закачкой смол, цементных |
растворов и других веществ мож |
|
но в любой степени уменьшить коэффициенты |
К\, Кг и Кг, т. е. |
|
регулируя известными методами параметры Ки Кг и Кг, можно обеспечить равенство скоростей по пластам или пропласткам.
Пример. При открытом забое в скважине вскрыто три пропласт ка мощностью по 10 м каждый (й[ = /t2 = /i3 = Ю м) с равной пори стостью ( т 1 = т 2 = т 3 = 0,2). После освоения скважины были про ведены гидродинамические исследования каждого пропластка в отдельности. По результатам гидродинамических исследований определены коэффициенты продуктивности для каждого пропласт ка в отдельности: /Ci —6,0 м3/сут• ат0’5, /(2 = 2,0 м3/сут-ат; Кг~
= 0,12 м3/сут-ат2.
Для решения вопроса о возможности пуска данной скважины в эксплуатацию необходимо знать истинные скорости движения нефти по пропласткам, т. е. определить, соблюдаются ли условия равенства скоростей движения нефти по всем трем пропласткам.
Эксплуатация скважины |
предполагается |
с |
депрессией Ар — |
||
= 9 кгс/см2. Диаметр скважины /?е = 0,1 м. |
|
|
|||
Тогда |
|
|
|
|
|
|
6,0 |
(9)°'5 = |
14,2 м/сут; |
||
|
2 ■ 3,14 ■ 0,1 • |
||||
|
10 • 0,2 |
|
|
||
____________ 2,0 |
9 = 14,2 |
м/сут; |
|||
|
|
||||
|
2 • 3,14 • 0,1 • 10 • 0,2 |
|
|
||
Го -- |
0,12 |
(9)2 = |
7,1 |
м/сут. |
|
2 • 3,14 • 0,1 |
|||||
|
• 10 • 0,2 |
|
|
||
Скважина, имеющая три объекта, не может быть пущена в эксплуатацию, так как Юг вдвое меньше щ и и2, т. е. вытеснение нефти по пропласткам будет неравномерным, что в конечном итоге приведет к обводнению первых двух пропластков при неотобран ной нефти из третьего.
Для выравнивания скорости течения нефти по третьему про пластку необходимо провести, например, кислотную обработку, с тем, чтобы увеличить Кг (до 0,24 вместо 0,12). После проведения кислотной обработки и подтверждения гидродинамическими иссле
91
дованиями равенства скоростей Vi = Vi=Vz скважина, состоящая из трех пропластков с различными пластовыми характеристиками, может быть пущена в эксплуатацию. Движение нефти по всем трем пропласткам будет равномерным. Коэффициент нефтеотдачи по участку, прилегающему к данной скважине, будет макси мальным.
Таким образом, изменением количества перфорационных отвер стий, селективной обработкой призабойной зоны скважины кисло тами, смолами и другими веществами можно добиться равенства истинных скоростей течения закачиваемой воды по пластам и рав номерного охвата пластов заводнением и отбором, а следователь но, повысить нефтеотдачу пластов и месторождения в целом.
Для осуществления предлагаемого способа рекомендуется та кая последовательность работ:
1) в нагнетательных и эксплуатационных скважинах проводят частичную (30—40% от намечаемой плотности) равномерную перфорацию продуктивного разреза;
2)гидродинамическими исследованиями скважины определяют коэффициенты приемистости (продуктивности) К\, Кг, Кз для каждого пласта или пропластка, и по известным значениям этих коэффициентов находят истинные скорости течения воды или неф ти по ним;
3)для обеспечения равных скоростей движения нефти или воды по пропласткам или пластам производят (частичный или окончательный) дострел, после чего опять снимают профили прие мистости и отдачи и определяют по полученным коэффициентам истинные скорости течения (нефти, воды);
4)если оказывается, что простым подбором плотности отвер стий по разрезу не удается создать равномерные скорости течения по пластам и прослоям, проводят селективную закачку смол по высокопроницаемым пластам, а также обработку малопроницае мых прослоев и пластов закачкой кислот и струями высоких дав лений;
5)после выравнивания скоростей движения жидкостей (нефти, воды) по отдельным пропласткам и пластам скважину пускают в эксплуатацию; равенство скоростей по пластам и пропласткам обеспечивает равномерный профиль движения жидкостей по пла сту, что в свою очередь обеспечивает повышение нефтеотдачи по месторождению в целом.
Глава VIII
Расчет процесса изоляционных работ при ликвидации зон поглощения
Исходными данными для расчета процесса изоляционных работ при ликвидации зон поглощения являются:
а) глубина залегания и мощность поглощающих горизонтов; б) характеристика поглощающего горизонта; в) способ закачки тампонирующей смеси в поглощающие го
ризонты.
Глубина залегания, мощность, интенсивность поглощения, ко личество промывочного раствора, поглощаемого трещиноватыми и пористыми отложениями, определяют по ранее описанной методике и на основании анализа индикаторных линий, получаемых при ис следовании поглощающих горизонтов в процессе бурения скважин.
Способ закачки тампонирующей смеси в зоны поглощения вы бирают в зависимости от глубины залегания поглощающего гори зонта и его характеристики. В большинстве случаев при значи тельных глубинах залегания поглощающих горизонтов тампони рующая смесь транспортируется до зон поглощения по колонне бурильных труб, при небольших глубинах залегания — непосред ственно через ствол скважины.
На основании исходных данных о поглощающем горизонте не обходимо определить:
количество тампонирующей смеси; состав тампонирующей смеси;
глубину установки бурильных труб для изоляционных работ; количество продавочной жидкости; время ведения процесса изоляционных работ по отдельным
этапам.
§ 15. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
Для успешной изоляции поглощающего горизонта необходимо, чтобы тампонирующая смесь была частично задавлена в погло щающий горизонт и занимала объем скважины против этого гори зонта. Следовательно, количество тампонирующей смеси склады вается из объемов на заполнение ствола скважины против погло щающего горизонта и каналов поглощающего горизонта:
VT.c= 0,785с^Яа, |
(56) |
93
где dc— диаметр скважины; Н — мощность поглощающего гори зонта; а — коэффициент, учитывающий увеличение объема тампо нирующей смеси, идущей на заполнение каналов поглощающего горизонта; определяется опытным путем или может быть принят равным пятикратному объему по мощности поглощающего пласта.
§ 16. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ УСТАНОВКИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
Глубина установки бурильных труб для изоляционных работ может быть определена исходя из условия равновесия между дав лением, создаваемым в стволе скважины столбом промывочной жидкости и тампонирующей смеси, находящейся против зоны поглощения и, пластовым давлением поглощающего го ризонта. При этом условии от сутствует переток жидкости из скважины в поглощающий пласт. Неподвижная тампони рующая смесь твердеет в зоне поглощающего горизонта (при наличии одного поглощающего горизонта в скважине). При несоблюдении этого условия смесь может быть задавлена в поглощающий пласт или оста новится, не доходя до зоны поглощения, т. е. цементирова ние окажется некачественным.
Это условие может быть выражено следующим образом
(рис. |
41, б, в): |
равновесия |
а) |
состояние |
скважины до ввода тампони рующей смеси
Рис. 41. Схема процесса изоляцион ных работ:
а — положение тампонирующей смеси в бурильных трубах и в скважине при про-
давке; |
б — положение |
установившегося |
уровня |
в скважине до |
заливки; в — поло |
жение установившегося уровня в скважине после заливки
Р п л = |
0 , 1 / / Г У п .р'> |
( 5 7 ) |
|
б) состояние |
равновесия |
||
скважины |
после ввода |
тампо |
|
нирующей |
смеси |
|
|
Рпл = ОД (П гТп .р “Н Т/т.сУт.с). (58)
Здесь Н! — высота столба промывочного раствора от подошвы поглощающего горизонта до установившегося уровня в скважине;
Нг, |
Нт. о — высота столба промывочного раствора |
и тампонирую |
щей |
смеси в скважине; уп. р, Ут. с — удельный вес |
промывочного- |
раствора и тампонирующей смеси. |
|
|
94
Приравнивая правые части уравнений (57), (58) и сделав за мену согласно равенству Н\ = Н—Яуот (рис. 41, б), получаем:
(Я |
Яуст) Уп.р == -^гТп.р Ч- ^ t.cYt.ci |
(59) |
откуда |
|
|
|
Я2 = Я - Я уст- ^ ^ Я т.с |
(60) |
|
7 п .р |
|
(Яуст —установившийся уровень в скважине). |
поглощающего |
|
Следовательно, |
качественное цементирование |
|
горизонта обеспечивается при соблюдении равенства, выраженного формулой (60).
При доведении тампонирующей смеси до поглощающего гори зонта через ствол скважины это условие легко выполняется закач
кой в скважину объема продавочной жидкости |
|
|
|
Уп.ж = 5Я2 = з ( я - Я уст- ^ |
Я |
т Л |
(61) |
V |
7 „ .р |
/ |
|
(s — площадь скважины).
При доведении тампонирующей смеси до поглощающего гори зонта через бурильные трубы условие (60) может быть сохранено, когда трубы находятся ниже установившегося уровня (Яуст) на величину Я2. Следовательно, глубина установки бурильных труб
Яб.т = Я2 -f Яуст. |
(62) |
|
Подставив значение Я2 из (60) |
в (62), получим: |
|
Я6т = Я — |
Ят.с. |
(63) |
|
Vn.p |
|
Формула (63) справедлива при условии, что Я2 останется во время всего процесса изоляционных работ величиной постоянной.
При расчете глубины установки бурильных труб по формуле (63) необходимо вводить поправку, так как в процессе подъема бурильной колонны объем жидкости в скважине снижается, и по этому уменьшается величина Я2. Уменьшение величины Я2 опре деляется по формуле
н , = ( 4 - £ н ) ( ” бт - " у с т) |
( 6 4 ) |
4 |
|
где dH и dBU— наружный и внутренний диаметры |
бурильных |
труб; dc— диаметр скважины. |
|
Следовательно, Я' необходимо прибавить к величине Я2 в фор
муле (62): |
|
Яб.т = Я2 + Яуст+ Я ' |
(65) |
95