Методы увеличения производительности скважин. Понятие о производительности скважины

Понятие о производительности скважины. Понятие о коэффициенте несовершенства скважин.

Производительность эксплуатационной скважины (или ее дебит Q) характеризуется количеством углеводородной жидкости, воды или газа, поступающих из нее в единицу времени. Дебит газовых скважин измеряют в (м3/сут) газа, приведенным к нормальным условиям, т.е. Р = 0,1 Мпа и Т = 293⁰К. Дебит нефтяных (водяных) скважин выражается в тоннах (или м³ /сут).

При измерении количества жидкости или газа в тоннах или других единицах массы – дебит называют массовым. Если количество газа и жидкости измеряется в кубических метрах (м³) или других объемных единицах – дебит называют объёмным.

Расчетные методы определения дебита нефти (жидкости) и газа основаны на решениях математических уравнений для радиального установившегося притока жидкости или газа. Они справедливы для условий плоско-радиальной фильтрации потока (газа или жидкости) в скважину по всей вскрытой мощности пласта.

Скважины имеющие открытый забой и вскрывающие продуктивный пласт по всей мощности являются гидродинамически совершенными по характеру и степени вскрытия рис.3.5 (а).

Несовершенными по степени вскрытия называются скважины, имеющие открытый забой, но вскрывши лишь часть пласта рис.3.5 (б).

В большинстве случаев скважины вскрывают пласт на всю его мощность, но сообщаются с пластом через ограниченное число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне. Такие скважины называются несовершенными по характеру вскрытия пласта рис.3.5 (в).

На практике часто встречаются скважины несовершенные и по степени и по характеру вскрытия пласта одновременно рис.3.5 (г).

Несовершенство скважин приводит к появлению дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне и у стенок скважины в результате отклонения геометрического течения жидкости от плоско-радиального потока, а так же в результате сгущения линий токов у перфорационных отверстий, вызывающих местное повышение скоростей движения жидкости (газа).

Из приведенного понятия о гидродинамически несовершенных скважин ясно, что их дебиты (Q) всегда меньше дебитов гидродинамически совершенных скважин при равных геологических условиях.

Отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины к дебиту гидродинамически совершенной скважины, при прочих равных условиях, называется коэффициентом гидродинамического несовершенства скважин С (выражается в долях единицы (<1)).Таким образом на значение коэффициента гидродинамического несовершенства скважин значительное влияние оказывает число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, характер размещения отверстий на поверхности эксплуатационной колонны, глубина поровых каналов в породе, степень и характер вскрытия продуктивного пласта. Существуют (на практике) два способа определения величины гидродинамического несовершенства скважины:

1. Метод определения коэффициента гидродинамического несовершенства скважин по расчетным кривым В. И. Шурова.

2. При помощи замеров и обработки КВД после остановки скважины. Данный метод даёт более надежные результаты.

Любую несовершенную скважину с дебитом Q₁, работающую при перепаде давления (Рпл. – Рзат.) = ^Р, мысленно можно заменить эквивалентной ей совершенной скважиной, имеющей тот же дебит и тот же перепад (^Р), но другой радиус. Этот радиус эквивалентной скважины называется приведенным. Для несовершенной скважины r_пр<r_с.