Нефтяных и газовых скважин

Виды пластовой энергии. Вскрытие продуктивных пластов бурением. Конструкция забоев скважин. Оборудование устья скважин. Вызов притока из пласта в скважину. Режимы работы пластов. Учет несовершенства скважин.

В зависимости от геологического строения и условий залегания углеводородов залежь обладает различными видами пластовой энергии: энергия напора краевых и подошвенных вод, энергия сжатых газов газовой шапки, энергия растворенного в нефти газа, энергия сжатия (упругих сил) горных пород и пластовой жидкости.

До вскрытия продуктивного пласта скважинами жидкости и газ находятся в нем в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта равновесие нарушается и пластовые флюиды перемещаются к зонам пониженного давления, т. е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется на перемещение флюидов по пласту и на преодоление сопротивлений возникающих при этом перемещении.

Движение жидкости и газа в пласте происходит вследствие разности (перепада) пластового давления Р_пл и давления на забое скважины Р_заб.

ΔР= Р_пл – Р_заб (4.1)

Разницу между пластовым и забойным давлением ΔР называют депрессией.

Процесс вскрытия продуктивного пласта бурением должен быть проведен таким образом, чтобы сохранить его фильтрационные свойства и не допустить неуправляемого фонтанирования.

Продуктивными пластами называют эксплуатационные объекты в разрезе скважины, предназначенные для извлечения углеводородов, поддержания пластовых давлений и пр.

После сооружения основного ствола скважины до ввода ее в эксплуатацию в интервале залегания продуктивного пласта выполняется ряд технологических процессов, объединяемых понятием заканчивание скважин - создание (бурение) стволов в продуктивном пласте, их исследование, оборудование, гидравлическое сообщение и вызов притока из пласта в скважину. От качества выполнения указанных работ зависит дебит скважины, долговечность и другие эксплуатационные параметры.

Ствол и некоторое пространство вне ствола в интервале продуктивного пласта называют призабойной зоной пласта (ПЗП) или скважины (ПЗС).

Численное значение радиуса ПЗП не конкретизируется. При вскрытии продуктивного пласта бурением эта величина определяется глубиной проникновения в пласт фильтрата бурового раствора (R_пз) в которой коэффициент проницаемости меньше, чем в пласте в естественных условиях.

Технология формирования ствола в интервале продуктивного пласта не должна влиять на эксплуатационные возможности скважины, поэтому бурению продуктивной части разреза скважины придается особое значение.

С момента начала разбуривания продуктивного пласта с ним вступает в контакт буровой раствор. Жидкая фаза раствора фильтруется в проницаемый коллектор в глубь пласта, образуя зону проникновения фильтрата; из твердых частиц в порах и каналах пласта у ствола скважины формируется зона кольматации, а на стенках - корка (рис 4.1).

Рис. 4.1. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением: 1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — зона кольматации; 4 — зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k,, k2 — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата

Образования из твердых частиц в той или иной степени препятствуют проникновению фильтрата в проницаемый коллектор.

Основными факторами способствующими проникновению жидкой фазы в пласт является избыточное давление создаваемое столбом бурового раствора, его свойства, продолжительность воздействия, соотношение размеров твердых частиц и каналов порового пространства.

По величине пластового давления коллекторы делят на три группы:

1. С аномально высоким пластовым давлением Р_пл> Р_гс

2. С давлением близким к гидростатическому Р_пл = Р_гс

3. с давлением меньшим гидростатического Р_пл < Р_гс

(Р_гс- гидростатическое давление создаваемое столбом пресной воды)

Под коэффициентом аномальности (к) в бурении понимают отношение пластового давления Р_пл на глубине z_пл к давлению столба пресной воды такой же высоты. к = Р_пл/ρ_в g z_пл= Р_пл/10⁴ z_пл)

Стандартные технологии бурения предусматривают вскрытие продуктивных пластов первой и второй группы с репрессией на пласт, т.е. созданием на него давления большего, чем давление в пласте.

Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП - 2003) плотность бурового раствора должна предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины превышающее проектное пластовое давление не менее 10 процентов для скважин глубиной до 1200м и 5 процентов в интервале от 1200м до проектной глубины. Допускается большая плотность раствора, но при этом давление столба не должно превышать пластовое 1.5 МПа до глубины 1200м и 2.5 – 3 МПа для более глубоких скважин.

Плотность бурового раствора ρ _бр выбирают с таким расчетом, чтобы давление на вскрываемый пласт, создаваемое столбом раствора было выше пластового, но меньше давления поглощения Р_п: Р_пл < ρgz_пл < Р_п

Если фильтратом, проникающим в проницаемые пласты, является вода, то его действия многосторонние. Проникая в глубь пласта, вода замещает в его порах и каналах нефть и газ, оттесняет от скважины и препятствует их перемещению, способствует набуханию глинистых составляющих пласта, образует стойкие высоковязкие водонефтяные эмульсии, а на стенках каналов пленки, что создает дополнительные сопротивления движению нефти и газа. Если фильтрат минерализованный, то может вступать в химическое взаимодействие с пластовой водой с образованием трудно растворимых и нерастворимых веществ, закупоривающих каналы пласта. Все это вызывает изменение естественных параметров пласта в призабойной зоне.

Растворы на водной основе для вскрытия продуктивных пластов должны быть с низкой водоотдачей, малой вязкостью, с малым содержанием твердой фазы, обработанные ингибиторами.

Растворы с низкой водоотдачей образуют на поверхности проницаемого пласта тонкую, эластичную, малопроницаемую корку, препятствующую проникновению в пласт фильтрата и твердых частиц. Малая вязкость способствует снижению насыщения раствора газом, поступающим в скважину вместе с выбуренной породой. Ингибиторы предотвращают или замедляют реакцию фильтрата раствора с породой пласта и с пластовыми водами.

С целью сохранения коллекторских свойств пород продуктивного пласта в эксплуатационных скважинах для их вскрытия рекомендуются растворы на углеводородной основе, полимерные растворные системы, а также специальные технологии вскрытия без противодавления на продуктивные пласты.

Методы вскрытия продуктивных пластов и способы входа при бурении определяются их особенностями – пластовым давлением, типом коллектора, составом и прочностью слагающих пласт пород, наличием и расположением газовых и водоносных горизонтов и рядом других.

Выбранный метод должен обеспечить сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта при бурении и возможность оборудовать забой, позволяющий эксплуатировать скважину в конкретных геологических условиях с оптимальными показателями.

Выбор конструкции забоя заключается в обосновании его диаметров (наружного и внутреннего), выбора типа фильтров, характера сообщения скважины и эксплуатационного объекта с учетом горного давления и возможных нарушений при движении флюидов в пласте. В конструкции забоя должны быть предусмотрены сочетание элементов крепи скважины, обеспечивающих устойчивость продуктивной части ствола, его разобщение и длительную эксплуатацию с возможностью проведения технологических воздействий на пласт, геофизические исследования и ремонт.

Исходя из этих требований применяют два основных метода входа и создания ствола в интервале продуктивного пласта (в один или в два этапа).

1. Бурение ствола под эксплуатационную колонну несколько ниже подошвы проектного объекта (в один этап) с последующим креплением пробуренного интервала и формированием конструкции забоя в зоне продуктивного пласта.

2. Бурение ствола скважины и крепление пробуренного интервала до (выше, ниже) кровли продуктивного пласта (первый этап) с последующим его вскрытием через башмак эксплуатационной колонны долотом меньшего диаметра и формированием конструкции забоя (второй этап).

При бурении в один этап параметры раствора должны удовлетворять не только требованиям вскрываемого пласта, но и всему открытому интервалу ствола скважины.

При бурении в два этапа весь интервал скважины до вскрываемого объекта обсажен колонной и зацементирован. Для вскрытия пласта на репрессии можно использовать высококачественные растворы с параметрами соответствующими только вскрываемому объекту, а также с большей эффективностью реализовать технологии вскрытия пластов на равновесии и депрессии, так как любые проявления вышележащих горизонтов исключены. При этом значительно сокращаются потери и расход раствора.

Использование технологий вскрытия без противодавления на пласт допускается только с установленным на устье скважины комплексом специального оборудования, исключающего возможность излияний вскрываемого объекта на дневную поверхность в процессе углубления забоя, спускоподъемных операций и других запланированных технологических процессов как при наличии, так и отсутствии в скважине колонны труб.

Для вскрытия на равновесии используют буровые растворы, плотность которых позволяет создание гидростатического давления на забой равным давлению пластовому (выветренная нефть, полимерные растворы, газированные растворы). Вскрытие на депрессии производят с продувкой скважины газами (азот), промывкой пенами, облегченными растворами, создающими давление на забой меньше пластового.

Перед спуском колонны в стволе скважины производят комплекс геофизических исследований, уточняющих границы отдельных геологических образований, нефтенасыщенных коллекторов, водоносных пластов и ряд других параметров.

Конструкции забоев в интервалах эксплуатационных объектов формируют закрытыми и открытыми (рис. 4.2).

В з а к р ы т ы х забоях продуктивные пласты перекрыты сплошной колонной или хвостовиком и зацементированы. Сообщение пласта со скважиной через специально созданные в крепи каналы (д, е).

В о т к р ы т ы х забоях продуктивные пласты не зацементированы сообщаются со скважиной по всей поверхности ствола (а, б) или через установленный в интервале пласта трубный фильтр (в, г).

Формирование открытого забоя возможно только в определенных геологических условиях в тех скважинах, продуктивный пласт которых однороден без газовых и водоносных пропластков и сложен устойчивыми породами не склонными к обвалам.

Большинство залежей нефти не соответствует указанным условиям и в них формируются закрытые забои. Интервал залежи закреплен трубами и цементом, а сообщение со скважиной только в зонах, содержащих запасы нефти, которые от водоносных и газовых пропластков изолированы.

Рис. 4.2. Схемы конструкций призабойной зоны скважин: 1 – обсадная колонна; 2 – фильтр; 3 – цементный камень; 4 – пакер; 5 – перфорационные отверстия; 6 – продуктивный пласт; 7 – хвостовик.

Кроме основных типов в конкретных геологических условиях используют:

- конструкции забоев смешанного типа – нижняя часть пласта открытая, а верхняя закреплена колонной и перфорирована.

- конструкции забоев для предотвращения с установкой в интервале продуктивного пласта забойных и гравийных фильтров или проницаемых тампонирующих материалов для предотвращения выноса песка.

Надежное разобщение продуктивных пластов достигается дополнительными мероприятиями в процессе крепления эксплуатационных колонн и хвостовиков: установка центрирующих приспособлений, обработка стенок скважины в интервале продуктивных пластов, использование буферных жидкостей, обеспечение полноты замены за колонной бурового раствора цементным, повышение качества цементного камня и др.

В случае перекрытия продуктивного пласта колонной (рис. 4.3) упорное кольцо располагают несколько ниже подошвы эксплуатационного объекта, Длина зумпфа (интервал от подошвы пласта до забоя) зависит от наличия и расположения водоносных пластов по отношению к продуктивному. Обратный клапан располагают между упорным кольцом и башмаком или в их узлах. Чтобы колонна не прилегала к стенкам скважины, особенно в интервалах эксплуатационных объектов, устанавливают центрирующие фонари. Для лучшего замещения в кольцевом пространстве бурового раствора цементным, используют турбулизаторы.

На коллекторские свойства пласта также отрицательно влияет процесс цементирования в силу воздействия дополнительных гидравлических давлений и высокой водоотдачи цементного раствора. Для исключения контакта цементного раствора с коллектором, возможна установка в составе колонны в интервале продуктивных пластов приспособлений с обводными каналами.


Рис. 4.3 Схема размещения колонной оснастки 1.эксплуатационная колонна, 2.башмак, 3.отверстия башмака, 4.обратный клапан, 5.упорное кольцо, 6. фонари.	Рис.4.4 Схема многозабойной скважины

Способы цементирования определяются конструкциями забоев.

Конструкции забоев (рис. 4.2 а,в,е) сформированывскрытием в два этапа - а –отрытый забой без фильтра, в - открытый с фильтром, е – закрытый с зацементированным хвостовиком.

Конструкции б,г,д, сформированы после бурения в один этап, при этом-

б - колонна спущена до кровли эксплуатационного объекта и зацементирована манжетным способом, г – колонна спущена до забоя с предварительно установленным фильтром и зацементирована манжетным способом до кровли эксплуатационного объекта., д – колонна спущена до забоя и зацементирована с последующей перфорацией интервала эксплуатации.

Забои наклонно-направленных скважин в продуктивном пласте расположены в соответствии с сеткой, предусмотренной проектом разработки. Размещение скважин в кусте и расстояние между ними обусловлено системами разработки, технологическими возможностями, требованиями безопасности при эксплуатации и подземных ремонтах скважин.

Для повышения эффективности разработки нефтяных залежей пространственное положение оси скважины в продуктивном пласте может быть вертикальным, наклонным, горизонтальным (рис.4.5). Стволы могут быть с одним или несколькими забоями. Многозабойное бурение заключается в том, что из основного ствола скважины в разные направления бурят дополнительные стволы, пересекающие продуктивный пласт по наклонной оси или простирающиеся в нем по горизонтали (рис.4.4).

Многозабойное бурение, технологии вскрытия без создания репрессии на пласт предпочтительно в скважинах с поэтапным с креплением в два этапа или созданием стволов через обсадные колонны..

Рис.4.5 Схема четырехинтервального профиля бокового ствола.

Окончанием бурения скважины считается завершение крепления эксплуатационной колонной и испытанием ее на герметичность. Герметичность проверяют способом создания избыточных давлений путем нагнетания в колонну жидкости или снижением уровня. Колонна считается герметичной, если через определенное время давление или уровень в колонне изменяются в допустимых пределах. Устье скважины оборудуют путем обвязки колонн между собой специальными колонными головками. Если эксплуатационная колонна зацементирована до устья допускается ее устанавка на хомуты. После обвязки на колонну навертывают трубную головку с флянцем, на которую устанавливают устьевое оборудование, обеспечивающее безопасный вызов притока пластовых флюидов из продуктивного пласта в скважину.

Строительство скважин завершается созданием условий для устойчивого притока жидкости и газа из пласта в скважину и подъема ее на поверхность.

Вызов притока возможен при наличии гидравлического сообщения пласта со скважиной.

Рис.4.6 Колонная головка ГКМ (рассчитанная на давление 12,5 МПа) 1 – корпус, 2 – 3 – уплотнительные кольца, 4 – 6 – 11- 13 – фланец, 5 – полукольца, 7 – специальная муфта, 8 – переводной патрубок, 9 – патрубок подсоединительный 10 – манометр, 12 – кран.

В скважинах с открытым забоем сообщение с пластом естественное по всей поверхности открытого ствола. В закрепленных стволах гидродинамическая связь скважины с пластом достигается созданием фильтра с помощью перфораторов различного принципа действия (стреляющие, сверлящие, гидроабразивные), которые пробивают отверстия в колонне, цементном камне и пласте.

Процесс создания связи пласта со скважиной называют вторичным вскрытием продуктивного горизонта..

Стреляющие перфораторы спускают в скважину на специальном кабеле с помощью каротажной лебедки. Импульс тока, подаваемый по кабелю с поверхности, обеспечивает воспламенение заряда взрывчатого вещества (ВВ) и выстрел. У пулевого перфоратора при взрыве заряда ВВ образующиеся газы выталкивают пулю, пробивающую крепь и внедряющуюся в породу.

У кумулятивного перфоратора взрывная волна фокусируется в струю раскаленных газов, движущуюся с огромной скоростью и под высоким давлением (до 30000 МПа) прожигает отверстия в крепи скважины. Этот вид перфорации наиболее распространен

Рис. 4.7 Действие кумулятивной струи на преграду: 1-кумулятивная струя; 2-преграда

Стандартный способ вторичного вскрытия осуществляется с противодавлением на вскрываемый пласт. Более эффективным является вскрытие кумулятивными перфораторами на депрессии. Его осуществляют по двум технологиям: вскрытие перфораторами спускаемыми на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и малогабаритными перфораторами спускаемыми на кабеле в НКТ. Современные кумулятивные перфораторы размером 100 мм. пробивают бетонные мишени на глубину 700 мм. Разрабатываются перфораторы с глубиной пробивания 900 – 950 мм с числом зарядов 18 на 1 метр.

Гидропескоструйная перфорация основана на использовании гидромониторного эффекта, создаваемого струей насыщенной песком жидкости, вытекающей с большой скоростью из насадки.

Технологии вызова притока основаны на снижении забойного давления Р_заб до величины, меньшей давления в продуктивном пласте Р_пл.

Р_пл> Р_заб+ Р_доп(4.2)

Р_доп – давление необходимое для преодоления сопротивлений, возникающих в результате загрязнения призабойной зоны.

Учитывая, что Р_заб= Нgρ, получаем Р_пл - Р_доп = Нgρ (4.3)

Снижение забойного давления достигается уменьшением плотности бурового раствора или понижением его уровня в скважине. Плотность уменьшают заменой бурового раствора высокой плотности на жидкости с меньшей плотностью - вода, нефть, газирование, пены. Уровень снижают поршневанием, глубинными скважинными насосами, нагнетанием газа. Если при этом приток отсутствует или незначительный, прибегают к различным способам воздействия на пласт.

Реализация снижения забойного давления осуществляется через колонну труб, называемых насосно- компрессорными (НКТ), спущенных в скважину и подвешенных в устьевом оборудовании.


Рис.4.8 а. Гладкая труба и муфта к ней	Рис. 4.8 б. Труба с высаженными наружу концами и муфта к ней

НКТ (рис.4.8) изготавливают бесшовными (цельнотянутыми) из стали нескольких групп прочности наружным диаметром 33 – 114 мм, толщиной стенки от 4 до 7 мм, длиной 5 - 9 м. На концах трубы нарезана трубная резьба, соединяют трубы муфтами. Трубы изготавливают гладкими (одинаковый диаметр по всей длине) и с высаженными наружу концами (утолщением) на котором нарезана резьба.

Снижение уровня жидкости поршневанием в НКТ производится через герметизированное устье с отводами для получаемой продукции. Поршень (рис.4.9) в колонну труб спускают на канате под уровень жидкости. Этот способ осуществляется специальными установками с комплектом устьевого и скважинного оборудования, обеспечивающего герметизацию устья, отвод продукции, исключение поднятия поршня в устьевое оборудование.

Рис.4.9 Поршень 1.канат, 2.замок, 3.грузовая штанга, 4.шариковый клапан, 5.полый плунжер, 6.манжета.

Рис.4. 10. Схема замены бурового раствора на воду 1.насос, 2. облегченная жидкость, 3. прием бурового раствора из скважины, 4. устьевая арматура, 5. НКТ.

Нагнетание газа (чаще всего азота) в колонну труб или межтрубное пространство производят компрессором. Используют также природный газ газовых скважин. Если мощность компрессора и давление газа недостаточно для продавливания через башмак лифтовой колонны, ее оборудуют пусковыми муфтами (отверстиями) или клапанами на расстоянии от устья соответствующего развиваемым величинам давлений.

Используется технология снижения давления на пласт промывкой скважины пенами. Пена представляет собой дисперсную систему газа в жидкости в которую введен пенообразователь. Пенообразователями служат различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Пены, в зависимости от содержания в них газа могут иметь объемную плотность до 600 кг/м³.

Величина сил сопротивления движению жидкости в пласте зависит от многих факторов, основными из которых являются вязкость жидкости и размеры поровых каналов, т.е проницаемость.

Чем выше вязкость и ниже проницаемость, тем больше пластовой энергии расходуется на продвижение нефти по пласту. Поэтому для залежей содержащих вязкую нефть и сложенных слабопроницаемыми породами характерны низкие дебиты.

Дополнительные сопротивления движению жидкости создается пузырьками газа, которые выделяются из нефти внутри залежи и закупоривают поровые каналы.

Движение газонефтяной смеси в пластах происходит с большими потерями энергии, чем при движении однородной жидкости, а однородных жидкостей в разрабатываемых нефтяных пластах не бывает.

Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе разработки определяет режим работы (дренирования) залежи.

В зависимости от вида энергии, обуславливающего движение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают режимы напорные или вытеснения (водонапорный и упруговодонапорный, газонапорный) и режимы истощения пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный) (рис. 4.14).

Чаще всего в нефтяных залежах проявляются одновременно различные виды энергии, в этом случае режим называют смешанным.

Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и менять на другие режимы. Режим в большой степени зависит от темпов отбора жидкости и газа, а также искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки.

При водонапорном режиме поступающая в нефтяной пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ, контур нефтеносности непрерывно перемещается к центру и сокращается. Пластовое давление падает медленно, а дебит скважины длительное время остается постоянным (рис.4.11).

Рис.4.11 Суммарный отбор, % График кривых разработки залежей с водонапорным режимом: 1 – пластовое давление; 2 – добыча нефти; 3 – газовый фактор; 4 – добыча воды

Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет забоя всех добывающих скважин, а вместо нефти из них будет извлекаться вода. Но в пласте остается значительное количество не извлеченной нефти. Это связано с тем, что в пласте одновременно движется нефть и имеющая меньшую вязкость вода, которая неизбежно опережает нефть. Кроме того в большинстве случаев нефтесодержащие породы неравномерны по составу и жидкости движутся быстрее в пропластках с более проницаемой породой. Наличие в пластах трещин и участков повышенной проницаемости приводит к непредсказуемому движению жидкости по пласту, приводит к образованию «языков обводненности», что затрудняет планомерную эксплуатацию залежи (рис.4.12).


Рис. 4.12. Схема образования «языков обводнения»: 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – линия обводнения залежи; 4 – скважины.	Рис.4.13 Схема образования «конуса обводнения»

Интенсивный отбор нефти из скважин способствует прорыву воды к забоям скважин снизу, оставлению линз менее проницаемых пород насыщенных нефтью (рис.4.13).

При упруговодонапорном режиме сжатые пластовые жидкости и породы со снижением давления занимают первоначальные объемы, т.е. жидкость в силу упругости будет расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости вытесняться в скважину в зону наименьшего давления. Этот режим характерен значительным падением пластового давления в начальный период эксплуатации. При постоянном отборе жидкости падение в дальнейшем замедляется.

При газонапорном режиме (режиме газовой шапки) нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.

Режим растворенного газа обусловлен тем, что при понижении давления на забое скважины выделившийся из нефти газ расширяется и двигаясь с большей скоростью чем нефть, частично проталкивает ее, частично увлекает за собой. Пластовое давление снижается очень быстро.

После полного истощения пластовой энергии единственной силой, заставляющей двигаться нефть по пласту, служит сила тяжести самой нефти. Нефть из повышенных зон пласта перетекает и скапливается в пониженных зонах. Режим работы таких пластов называют гравитационным (гравитация – сила тяжести).

Нефтяная залежь редко работает на каком либо одном режиме в течение всего периода эксплуатации. По мере изменения условий меняются и режимы работы пласта.

Для газоносных пластов основными источниками энергии являются напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа, т.е.режимы вытеснения.

Рис.4.14 Типы режимов нефтяного пласта: а) жестководонапорный; б) газонапорный; в) растворенного газа; г) гравитационный

Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием перепада давления приходящегося на единицу длины пути движения жидкости или газа (градиента давления) и направлена в сторону падения давления, т.е в сторону скважины.

Рис. 4.15. Схема плоскорадиального фильтрационного потока.

Если кровля и подошва продуктивного пласта не проницаемые, толщина его постоянна и строение однородно, то скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости и газа в районе расположения скважины непрерывно возрастает, достигая максимального значения на ее стенках. Жидкости и газы в большинстве случаев имеет радиальное направление и движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважинам непрерывно уменьшается Линии тока направлены по радиусам окружности, центр которых совпадает с центром скважины. (Рис. 4.15). Рост скорости фильтрации обусловлен сокращением площади, через которую двигаются пластовые флюиды, достигающей минимума у стенки скважины. С возрастанием скорости увеличиваются силы сопротивления движению, а следовательно, повышаются затраты энергии на преодоление флюидами единицы пути или, что аналогично, потери давления на единицу длины пути (градиент давления).

Фильтрация – движение жидкости или газа через пористую среду, сопровождающееся отложением или выпадением в пористой среде взвешенных в них твердых частиц.

Производительность добывающих скважин характеризуется их дебитом, т.е. количеством поступающих жидкости и газа в единицу времени.

В настоящее время для оценки дебита (притока) нефтяной скважины при установившемся режиме радиальной фильтрации однородной жидкости используют формулу Дюпюи

(4.4)

где

Q - дебит скважины, м³/с; k – проницаемость пласта, мкм²; h – толщина пласта, м; р_пл и р_заб – пластовое и забойное давление, Па; μ – вязкость жидкости, Па·с; R_к – радиус контура питания, м; r_с – радиус скважины, м.

Пластовое давление – давление на круговом контуре, имеющим радиус R_к, забойное давление – давление на стенке скважины.

ln – обозначение натурального логарифма, имеющего основание число е=2.71828…. Связь между натуральными и десятичными логарифмами какого либо числа выражается соотношением ln x = 2.3 lq x

В реальных условиях залежи разрабатываются множеством скважин одновременно, поэтому за радиус контура питания R_к берут половину расстояния до следующей скважины.

Дебит скважин пропорционален перепаду давления и обратно пропорционален вязкости нефти.

Чем выше проницаемость пород, больше толщина пласта, депрессия на пласт и отношение радиуса контура питания к радиусу скважины, тем выше дебит скважины;

Чем больше вязкость нефти (жидкости), тем ниже дебит скважины.

Если вместо жидкости к скважине притекает газ, то по условиям формулы (4.4) получим расход газа при атмосферном давлении Р₀

Формула для расчета дебита скважины справедлива только для гидродинамически совершенных скважин.

Гидродинамически совершенной называют скважину, имеющую форму цилиндра с постоянным радиусом и высотой в которую однофазная и не сжимаемая жидкость поступает к открытому забою (препятствия на стенках скважины отсутствуют).

Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока жидкости в гидродинамически совершенную тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линии токов.

Рис.4.16. Схема притокав гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта

Выделяют гидродинамически несовершенные скважины (рис 4.17):

- по степени вскрытия, когда скважиной продуктивный пласт вскрыт не на всю толщину (рис б и г),

- по характеру вскрытия, когда связь продуктивного пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через искусственные (перфорационные) каналы (в и г).

В производственной практике встречаются также скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия.

Рис.4.17 Виды гидродинамического несовершенства скважин

Несовершенство забоев влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок скважины и снижение дебитов в результате отклонения геометрии течения жидкости от плоскорадиального потока (рис.4.16).

Отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины к дебиту совершенной при прочих равных условиях называют коэффициентом.

Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в знаменатель формулы дебита (5.4) дополнительного сопротивления в виде безразмерного коэффициента С.

Коэффициент С - сумма коэффициентов, учитывающих несовершенство скважины по характеру С₁ и степени С₂ вскрытия.

С = С₁ + С₂

На значение коэффициента С влияет число перфорационных отверстий, их диаметр, характер размещения отверстий на поверхности обсадных колонн, глубина каналов в породе, глубина вскрытия продуктивного пласта.

Определяют коэффициент С по экспериментальным графикам или кривым восстановления забойного давления.

Различают скважины гидродинамически несовершенные также по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

В скважине с перфорированным фильтром существенное влияние оказывает среда перфорации, которая влияет на создание дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов (рис.4.18).

Рис. 4.18. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины: б — толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорированного канала; k3 — проницаемость породы в зоне вокруг перфорированного канала

При отсутствии отбора жидкости в скважине устанавливается статический уровень Н_ст, высота которого соответствует пластовому давлению.

Н_ст= Н – h

где Н - глубина скважины, h – расстояние от устья до статического уровня.

Если пластовое давление превышает давление столба жидкости, заполнившей скважину, то при открытом устье из скважины жидкость будет переливаться. С отбором жидкости давление на забое становится ниже пластового Р_пли в скважине устанавливается новый уровень, называемый динамическим, который всегда ниже статического.

Зависимость дебита скважины Q от перепада давления ΔР близка к линейной и выражается соотношением:

Q = К (Р_пл – Р_заб) = К·ΔР (4.5)

К – коэффициент продуктивности.

Коэффициентом продуктивности скважин называется отношение дебита скважины к перепаду давления в пласте или количество добываемой жидкости, приходящейся на перепад давления в одну атмосферу в течение суток. (на какую величину возрастает дебит скважины в т/сут при увеличении депрессии на пласт на 0.1 МПа).

Максимальный дебит скважины возможен, когда забойное давление Р_забравно нулю (Р_заб = 0). Этот дебит называют потенциальным Q_птц.

Отбор жидкости с дебитом равным потенциальному практически не возможен, так как при любом способе извлечения в скважине всегда находится столб извлекаемой жидкости.

Контрольные вопросы.

1. Какие технологические процессы входят в понятие «заканчиване скважин»

2. Виды пластовой энергии.

3. Что называют депрессией, продуктивным пластом, призабойной зоной,

4. Особенности технологии бурения пластов, содержащих углеводороды,

5. Методы вскрытия продуктивных пластов бурением,

6. Конструкция забоев скважин и предъявляемые к ним требования,

7. Оборудование устья скважин после бурения,

8. Способы гидравлического сообщения продуктивного пласта со скважиной,

9. Режимы работы нефтяных и газовых залежей и их особенности,

10. Технологии вызова притока жидкости и газа из пласта скважину,

11 Учет несовершенства забоев скважины,