Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 [ 49 ] 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

F,(a,5) = .

1 + 5 (а -1)(1 + а - 21п5)] ,(3.123)

6471

F,(a,5) = -

6471

1 + М5 5Чп5-у5Мп5 +

+5а --5 - 45а 1п5 + а5 (4 - 45 + 251п5 + 85 In5)

2 ;

345671 >Т(а,5) = 1,

е=271

Л,-/з.б(оУ

1 ln- + aln- 5 г

5 = чзс,

(3.124)

(3.125) (3.126)

(3.127) (3.128)

где 5 - относительный радиус призабойной зоны ухудшенной проницаемости;

пзг - радиус призабойной зоны, м; - радиус контура питания, м;

,322 - соответственно коэффициенты гидропроводности

и пьезопроводности удаленной зоны пласта;

а - параметр неоднородности, рассчитываемый по зависимости (3.115);



[Р - ЛбСО)] - стационарная депрессия, с которой работала скважина до остановки;

--~ - коэффициент гидропроводности призабойной зоны

м- Ji

скважины.

Метод детерминированных моментов давления может с успехом применяться для оценки эффективности искусственного воздействия на призабойные зоны скважин и сравнения различных методов между собой.

В данном разделе рассмотрены только основные вопросы гидродинамических исследований скважин и пластов, результаты которых необходимы для рациональной разработки нефтяных месторождений. Следует отметить, что сегодня гидродинамические исследования позволяют решать не только рассмотренные выше задачи, но и фиксировать явления, особенно в призабойной зоне скважин, связанные с изменением ряда важных характеристик пластовой системы в процессе разработки. К ним, в первую очередь, относятся явление изменения коэффициента продуктивности при изменении обводненности добываемой продукции, а также явление закупорки (очистки) пористой среды в процессе фильтрации (скин-эффект).

Рассмотрим, хотя и кратко, указанные явления.

3.13. ИЗМЕНЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ПРИ ОБВОДНЕНИИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Как уже отмечалось, коэффициент продуктивности К может изменяться. Одной из причин изменения коэффициента продуктивности скважин является обводнение продукции. Физически это связано с изменением относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды в пористой среде (пласте).

На рис. 3.18 приведены зависимости относительных фазовых

проницаемостей по нефти АГ,,, по воде К„ и суммарной - Х,,,.

Как видно из представленных зависимостей, совместная фильтрация нефти и воды приводит к существенному снижению суммарной относительной проницаемости АГ„„. Указанное справедливо до определенной водонасыщенности. Дальнейшее увеличение во-донасыщенности приводит к росту суммарной относительной про-



ницаемости, но все-таки она остается меньше 1. Так как проницаемость напрямую определяет коэффициент продуктивности, что видно, например, из зависимости (3.8), то любое изменение суммарной проницаемости приводит к соответствующему изменению и коэффициента продуктивности.

Многочисленные исследования скважин на стационарных режимах, проведенные на различных нефтяных месторождениях России, позволяют построить зависимость относительного коэффициента продуктивности от обводненности продукции.

На рис. 3.19 в качестве примера приведена указанная зависимость для Талинского нефтяного месторождения. Зависимость построена в координатах «(„р.„+У„р„) - 5». Коэффициент продуктивности при обводнении продукции скважин обозначен ,ip„+„,


О 1,0

Водонасыщенность 5,

Рис. 3.18. Зависимости относительных фазовых проницаемостей от водо-

насыщенности




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 [ 49 ] 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270



Яндекс.Метрика