Притоки жидкости к гидродинамический совершенным и несовершенным скважинам

Министерство  Образовании и Науки Республики Казахстан

Атырауский Институт нефти и газа

Кафедра «Нефтегазовое  дело»

КУРСОВАЯ  РАБОТА

 по дисциплине

 «Подземная  гидромеханика » 

на тему:

 «Притоки жидкости к гидродинамический совершенным и несовершенным скважинам»

Выполнила: студент  гр.РН-12ССО

                                                                               Сарсенова А.С.

 Проверил: ст.преподаватель  Абежанов Е.Б.

                                                      Атырау – 2013г

Содержание

Введение……………………………………………………………………………..3

1.1.Понятия гидродинамически  совершенной и несовершенной  скважин. Виды несовершенства..........................................................................................................4

2.Приток жидкости к  совершенной скважине. Формула Дюпюи……......................15

2.1 Фильтрационный поток от нагнетательной скважины к                эксплуатационной……………………………………………………………..............16

2.2 Приток к группе скважин  с удаленным контуром питания……….....................17

2.3 Приток к  скважине в пласте с прямолинейным контуром питания...................19

2.4. Приток к скважине, расположенной вблизи непроницаемой  прямолинейной границы……………………………………………………….......................................19

2.5. Приток к скважине  в пласте с произвольным контуром  питания …................19

2.6. Приток к бесконечным  цепочкам и кольцевым батареям  скважин.................20

2.6.1. Приток к скважинам  кольцевой батареи……………………………..............20

2.6.2 Приток к прямолинейной  батарее скважин…………………………..............23

3. Приток к несовершенным  скважинам. Коэффициент несовершенства

……………………………………………………………………………………........26

3.1. Течение по закону  Дарси………………………………………………..............28

3.2. Течение реального  газа по двухчленному закону…………………….............29

4. Решение практических  задач по теме.

Законы фильтрации. Коэффициент фильтрации горных пород …………….........30

5. Техника безопасности

5.1 Охрана недр и окружающей среды………………………………………..........35

Заключение……………………………………………………………………….......37

Список использованной литературы

Введение

При рассмотрении движения жидкостей и газов в пластах, представляющих собой проницаемую  среду, необходимо знать характер изменения  давления в точках пласта и на его  границах, а особенно на стенках  скважины, а также расход пластовых  флюидов через какие-либо ограничивающие поверхности. При бурении это  представляет интерес с позиции  оценки процессов газо-нефте-водопроявлений, поглощений, проникновения бурового раствора в продуктивные пласты, ухудшения проницаемости при забойной зоны и др.

Рассмотрим несколько  частных случаев, представляющих интерес  с позиций проводки нефтяных и  газовых скважин и широко используемых в различных расчетах при бурении.

При разработке нефтяных и  газовых месторождений (НГМ) возникает  два вида задач:

1. Задаётся дебит скважин  и требуется определить необходимое  для этого дебита забойное  давление и, кроме того, давление  в любой точке пласта. В данном  случае величина дебита определяется  значением предельной для имеющихся  коллекторов депрессией, при которой  ещё не наступает их разрушение, или прочностными характеристиками  скважинного оборудования, или физическим  смыслом. Последнее означает, например, невозможность установления нулевого  или отрицательного забойного  давления.

2. Задаётся забойное давление  и требуется определить дебит.  Последний вид условия встречается  наиболее часто в практике  разработки НГМ. Величина забойного  давления определяется условиями  эксплуатации. Например, давление должно  быть больше давления насыщения  для предотвращения дегазации  нефти в пласте или выпадения  конденсата при разработке газоконденсатных  месторождений, что снижает продуктивные  свойства скважин. Наконец, если  возможен вынос песка из пласта  на забой скважины, то скорость  фильтрации на стенке скважины  должна быть меньше некоторой  предельной величины.

       1.1.Понятия гидродинамический совершенной и несовершенной скважин.

Виды несовершенства.

 При рассмотрении движения  жидкостей и газов в пластах,  представляющих собой проницаемую  среду, необходимо знать характер  изменения давления в точках  пласта и на его границах, а  особенно на стенках скважины, а также расход пластовых флюидов  через какие-либо ограничивающие  поверхности. При бурении это  представляет интерес с позиции  оценки процессов газонефтеводопроявлений,  поглощений, проникновения бурового  раствора в продуктивные пласты, ухудшения проницаемости призабойной  зоны и др.

Рассмотрим несколько  частных случаев, представляющих интерес  с позиций проводки нефтяных и  газовых скважин и широко используемых в различных расчетах при бурении.

Пусть при бурении скважины радиусом r_с, м частично (Рисунок 1, б) или полностью (Рисунок 1, в) вскрыт проницаемый пласт кругового контура радиусом R_к, м, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и толщину h, м (Рисунок 1).

В случае применимости закона Дарси для несжимаемой жидкости справедливы следующие формулы  для расчета расхода при стационарной фильтрации.

При большой мощности пласта (Рисунок 1, а) имеем формулу для  расчета расхода на стенках скважины

или

При этом для р_к > р_с скважина проявляет с дебитом Q, а в противном случае поглощает.

При условии r_c << h и незначительном заглублении (Рисунок 1, б) формула для расчета с удовлетворительной для инженерных расчетов точностью имеет вид

Аналогично при р_к > р_с имеет место проявление с дебитом Q, а в противном случае – поглощение.

Наконец при вскрытии пласта на всю его мощность (Рисунок 1, в), расход определяется по формуле Дюпюи

        при тех же условиях.

Обычно крайне сложно задаваться радиусом контура питания. Если при  его задании ошибиться в m раз, то

При условии, что радиус контура  питания обычно в сотни или  тысячи раз больше мощности пласта или радиуса скважины, первые члены  всегда будут на порядок больше вторых членов при m = 2¸3. Поэтому погрешности от ошибочного задания радиусом контура питания в 2-3 раза приводят к ошибкам порядка 10 %, т.е. двух-, трехкратные ошибки при задании радиусом контура питания вполне допустимы.

Все приведенные формулы  могут быть использованы и для  течения газов. В этом случае вместо разности давлений необходимо применять  разность квадратов давлений, т.е.

а вместо объемного расхода  Q определяется приведенный к стандартным условиям (например, к атмосферным давлению и температуре) объемный расход Q_прив. Так, формула Дюпюи при течении газов имеет вид

а для случая одномерного  течения соответствующая формула  была приведена выше, где в отличие  от формулы для жидкости появился множитель 1/р_ат (где р_ат – атмосферное давление, Па)

Во всех рассмотренных  зависимостях связь между расходом и перепадом давления можно представить  в виде следующих моделей

Здесь константы A и B в каждом случае имеют свой смысл, но константы А всегда содержат проницаемость среды и вязкость флюида, а константа В зависит от геометрии пористой среды, инерционных эффектов и др. Для определения указанных констант используют различные методы исследования пластов, позволяющие получать кривые Δр = f(Q), обработка которых дает возможность идентифицировать константы А и В. Основной прием обработки получаемых кривых – обработка по методу наименьших квадратов или его различные модификации.

Гидродинамическое совершенство скважины.

Как уже говорилось, приток жидкости к забою гидродинамический совершенной скважины описывается уравнением Дюпюи, представленном в формуле         (1.3).

        Гидродинамический совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта радиусом R_к, свойства которого изотропны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Т.к. приток жидкости к скважине носит радиальный характер, можно утверждать, что в гидродинамический совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг стенок скважины. Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамический совершенную скважину тем, что в при скважинной зоне пласта и в самой скважине против продуктивного горизонта возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и загустения линий тока пластовых флюидов. Учитывая современные представления о фильтрации жидкостей и газов в пористых средах и о технологиях закачивания скважин, выделяют три типа гидродинамического несовершенства скважин (Рисунок 1.1):

по степени вскрытия пласта (скважина вскрывает продуктивный пласт  не на всю его мощность (Рисунок 1.1, в);

по характеру вскрытия пласта (связь пласта  со скважиной  осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы (Рисунок 1.1, г);

по качеству вскрытия (проницаемость  пористой сферы, или цилиндра, в при скважинной зоне уменьшена по отношению к первоначальной проницаемости пласта (Рисунок 1.1, б).

Известно, что в общем  случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью – зона проникновения фильтрата  промывочной жидкости радиусом R_з.п., м и зона колматации r_к. (Рисунок 1.1). Такие скважины называют несовершенными по качеству вскрытия пласта.

Обозначим давление на радиусе  проникновения R_з.п. через р₂, на радиусе кольматации r_к через р₁, пластовое через р_пл, а на входе в скважину через р_с. Тогда, если приток идет от контура питания R_к к скважине с воображаемым радиусом r_с, согласно формуле         (1.2) дебит будет равен

Аналогично для движения жидкости в зоне проникновения фильтрата

И для движения жидкости через зону кольматации

Исходя из условия неразрывности  потока, когда Q_пл = Q_з.п. = Q_з.к., и, сравнив их, получим

или

Отношения и показывают, насколько проницаемости зон проникновения фильтрата и кольматации ухудшены по сравнению с естественной. В нефтегазовой практике дополнительные фильтрационные сопротивления за счет изменения проницаемости породы в призабойной зоне называют скин-эффектом S.

Тогда формула      (1.12) может быть приведена к виду

Из формул      (1.12) и      (1.13) получается, что

Если зона кольматации  отсутствует, т.е r_к = r_c, то формула       (1.14) принимает вид

И наоборот, если применяют принудительную кольматацию, в результате которой невозможна фильтрация в пласт, то

Для оценки влияния глубины  и степени загрязнения при забойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением, вводится коэффициент гидродинамического несовершенства скважины

В этой формуле числитель  характеризует величину основных фильтрационных сопротивлений, возникающих при  плоскорадиальной фильтрации от радиуса  контура питания скважины до ее ствола. При равномерной сетке расположения скважин с расстоянием между  ними 600 м и при радиусе скважины по долоту 0,1 м значение числителя  равно 8. На Рисунок 2.5 и Рисунок 2.6 изображено, как изменяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от параметров зон кольматации и проникновения фильтрата промывочной жидкости. При этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации размером 5 см снижена в 20 раз, то скважина будет работать лишь на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 %.

Как было отмечено ранее, скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру  вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю его мощность, то такая  скважина несовершенна по степени вскрытия. В обоих случаях фактический  дебит при общих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызываемых искривлением и сгущением линий  потоков жидкости и газа в около скважинной зоне пласта и на стенке скважины, вернее, на границе скважина-пласт. Сгущение потоков, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, который вскрыл бы продуктивный горизонт на всю его мощность.

Таким образом, несовершенство по степени и характеру вскрытия продуктивного горизонта характеризуется  коэффициентом гидродинамического несовершенства

Коэффициент С₁ определяется степенью вскрытии продуктивного пласта, а коэффициент С₂ зависит от длины l_к и диаметра d_к перфорационных каналов и плотности перфорации. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В.И. Щурова, построенным по результатам экспериментов. При этом принимается, что перфорационные каналы идеальны в геометрическом и гидродинамическом отношении, т.е. имеют правильную цилиндрическую форму, являются чистыми по всей длине, и вокруг них нет зоны с пониженной проницаемостью. Для такой идеализированной картины графики В.И. Щурова, как показали сравнения с математическим решением числовым методом М. Харриса задачи о притоке жидкости к геометрически несовершенной скважине, дают довольно точный результат в пределах исследованных значений параметров перфорации.

Указанные выводы справедливы  только для идеальных условий  притока в скважину, когда поровая  среда во всех точках пласта имеет  одинаковую проницаемость, а цилиндрические каналы чисты по всей своей длине. Реальная же картина далека от идеализированной. Схематичное изображение при скважинной зоны перфорированного пласта показано на Рисунок 1.5. Из него следует, что в формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины необходимо ввести еще и коэффициент S_п (скин-эффект перфорации), учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в при скважинной зоне вокруг перфорационных каналов.

На основании указанного выше формула для расчета дебита реальной скважины, пробуренной на нефтяной объект и имеющей все  виды гидродинамического несовершенства, принимает вид

При этом дополнительные фильтрационные сопротивления

Для расчетов притока жидкости или времени для системы взаимодействующих  несовершенных скважин большое  значение имеет понятие приведенного радиуса r_пр. Это радиус такой фиктивной скважины, дебит которой при остальных равных условиях равен дебиту реальной гидродинамический несовершенной скважины

Исходя из этого, формулу     (2.49) можно записать в следующем виде

Отсюда выражение для  оценки приведенного радиуса скважины примет вид

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть выражен  зависимостью

В то же время изменение  проницаемости породы в прискважинной  зоне пласта и геометрия забоя  скважины с гидродинамической точки  зрения имеют очень сложную картину  и не поддаются точному математическому  описанию. Действительно, в реальной скважине в промысловых условиях технологи не знают, например, размеры  и форму полученных перфорационных каналов, степень изменения проницаемости  пород вокруг перфорационных каналов  и т.д. Технологи также не имеют  доскональной информации и о других параметрах, по которым определяются значения дополнительных фильтрационных сопротивлении. Поэтому определить степень гидродинамического совершенства скважины по формуле     (1.23) обычно невозможно, так как неизвестны точные значения безразмерных коэффициентов, учитывающих дополнительные фильтрационные сопротивления.

В то же время, базируясь  на гидродинамических методах исследования скважин, можно получить формулу  для определения коэффициента гидродинамического совершенства, если в формулу дебита реальной скважины ввести коэффициент  гидропроводности

Тогда

        Преобразовав  эту формулу относительно знаменателя,  видим что сумма

дополнительных фильтрационных сопротивлений может быть выражена через известные гидродинамические  параметры – коэффициенты гидропроводности и продуктивности скважины.

        Подставляя     (1.24) в     (1.25), получаем следующую формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины

В формуле     (1,27) величина продуктивности η_эф определяется по результатам исследований скважины при стабильных режимах ее работы, т.е. по индикаторной диаграмме (ИД). Величина коэффициента гидропроводности пласта ε определяется по результатам исследований на неустановившихся режимах работы скважины методом построения кривой восстановления давления в полулогарифмических координатах Δр – ln(t). Из теоретических основ газогидродинамических исследований на стационарных и нестационарных режимах работы скважин вытекает, что коэффициент продуктивности, определенный по ИД, характеризует всю зону дренирования – от контура питания до стенки скважины, а коэффициент гидропроводности, определенный по КВД, характеризует так называемую удаленную, от скважины, зону продуктивного пласта с неизмененными природными фильтрационными свойствами. Этот конечный вывод позволяет интегрально оценивать зависимость изменения продуктивности скважины от суммы факторов в процессе ее строительства. На основании этих данных следует предусматривать мероприятия, направленные на интенсификацию притока из пласта.

Понятие гидродинамической  несовершенной скважины.

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.                       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.                                                                                                                          На практике чаще всего встречаются  скважины несовершенны 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 коэффициентом несовершенства.

При расчете несовершенных  скважин нередко используют понятие  приведенного радиуса несовершенной  скважины.                                                         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 G скважин объясняется наличием добавочного фильтрационного сопротивления несовершенной скважины величиной С/2ph.

Виды несовершенства.

Рис. 1.6. 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.1.6,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. 1.6,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 G_с 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 коэффициентом несовершенства