Прогрессивные технологии сооружения скважин

ДВИЖЕНИЕ ПОТОКА В ЗОНЕ КОЛЬМАТАЦИИ

При вскрытии продуктивного пласта в него попадают ино­родные примеси и фильтрат раствора промывочной жидкости, что снижает естественную проницаемость в околоскважинной зоне. Для определения потерь напора или сопротивления зоны кольматации важно знать ее размеры и характер снижения про­ницаемости по мере приближения к стенкам скважины.

Глубина проникновения фильтрата раствора в пласт изме­няется в широких пределах и зависит от фильтрационных свойств пород и технологии промывки при вскрытии. Наиболее существенное влияние на глубину проникновения фильтрата раствора оказывает глинистая корка и характер закупоривания стенок скважины шламом.

Наиболее опасна кольматация естественными растворами с низкими структурными свойствами, параметры которых сложно контролировать и регулировать в процессе бурения. Естествен­ные растворы имеют условную вязкость в пределах 15,5-18 с и при контакте со стенками скважины не образуют слабопрони­цаемой корки. Поэтому глубина проникновения естественных растворов в пласт максимальна.

Данные глубины проникновения довольно вязких жидкостей (табл. 1.2) с достаточной точностью нельзя аппроксимировать для естественных растворов. Глубину проникновения раствора любой вязкости можно определить по формуле неустановившей­ся фильтрации. Расход поглощения пластом при вскрытии

Q = ґ 4nkmJ-------------- -, (1.14)

Ы4^ - 0,5772

I2

Где а - коэффициент пьезопроводности пласта, изменяющийся от 0,1 до 5,0 м/c; t - время контакта породы с раствором.

Объем поглощенной пластом жидкости можно выразить через глубину проникновения раствора

Q = nm(r1 - Г22). (1.15)

28


Таблица 1.2

Глубина проникновения фильтрата в пласт при репрессии 0,01 МПа

Размер зерен песка, мм

Глубина проникновения фильтрата при вязкости по СПВ-5, мм

50

45

28

24

3-4

300

300

300

300

2-2,5

300

300

300

300

1-1,25

52

105

157

207

0,5-0,035

5

12

25

42

0,25-0,3

0

0

3

5

Решая уравнения (1.14) и (1.5), получаем Г1 =

Г22 +--------- 4KJ-------- . (1.16)

4at

Ln4^ - 0,5772

^

Уравнение (1.16) справедливо только в том случае, когда на стенках скважины не образуется корки. В реальных условиях при вскрытии пласта вращающаяся колонна бурильных труб по­стоянно контактирует с породой и нарушает образовавшуюся корку, что не позволяет процессу поглощения стабилизироваться. При использовании маловязких естественных растворов образо­вание корки - процесс длительный, несоизмеримый со временем вскрытия пласта. В этой связи используя выражение (1.16) для наиболее опасного случая кольматации, можно получить точное описание процесса проникновения фильтрата в пласт.

При вязкости раствора, приближающейся к вязкости воды, глубина проникновения не ограничена и зависит от времени контакта раствора с пластом (рис. 1.6). Многие исследователи [6, 13, 19] отмечают, что глубина проникновения фильтрата рас­твора - величина конечная и находится в пределах 50-300 мм. Это объясняется необратимыми процессами, происходящими в пласте при проникновении в поры глинистых частиц.

Объем глинистых частиц в воде увеличивается более чем на порядок в течение времени. Шлам глинистых пород, образован­ный при бурении под отстойник, разбуривании глинистых про - пластков, кровли, попадает вместе с раствором в пласт, где час­тицы глины откладываются в порах, а фильтрат проникает вглубь. С течением времени глинистые частицы набухают, есте­ственная пористость пласта уменьшается, увеличивается сопро­тивление фильтрационному потоку и расход поглощения сни­жается.

Таким образом, в околоскважинной зоне образуется малопро­ницаемый экран, мощность которого зависит от глубины про-

29


Т, с

ДВИЖЕНИЕ ПОТОКА В ЗОНЕ КОЛЬМАТАЦИИ

20

40

30

Рис. 1.6. Зависимость ус­ловной вязкости раствора от глубины проникновения фильтрата в песок разного

Фракционного состава:

1 - тонкозернистый; 2 - мелкозернистый; 3 - сред-

Незернистый

0,5 0,75 I, м

Никновения глинистых частиц. Эксперименты показали, что при фильтрации естественных растворов, обогащенных глинистым шламом, пески различного состава при определенной толщине обладают способностью задерживать глинистые частицы разме­ром, опасным для необратимого заполнения порового простран­ства. Данные относительно глубины проникновения глинистых частиц в пески различного состава приведены ниже.

Тип песков........... Пыле - Тонкозер - Мелко - Средне - Крупно- Гра-

Ватые нистые зернистые зернистые зернистые вий

Глубина проник­новения глинис­тых частиц, мм <50 50-100 100-250 250-350 350-1200 >1200

Обычно глубину проникновения глинистых частиц отождест­вляют с глубиной проникновения фильтрата раствора, но это неверно. Глубина проникновения фильтрата существенно выше, однако оценить ее величину сложно из-за ограниченного объема моделей. Проникновение в пласт фильтрата, очищенного от гли­нистых и других видов примесей, не окажет существенного от­рицательного влияния на фильтрационные свойства пласта.

В непосредственной близости от стенок скважины отклады­ваются наиболее крупные частицы глинистого шлама, размер которых по мере удаления к пласту уменьшается. С заполнением околоскважинной зоны глинистыми частицами снижается порис­тость и проницаемость пород поглощения раствора замедляется.

Наиболее интенсивно набухают глинистые частицы в течение первых 30-50 мин с момента их разбуривания. В это время объ­ем набухания увеличивается более чем в 2 раза. Динамика набу­хания глинистых частиц по данным Г. П. Квашнина иллюст­рируется данными, приведенными ниже.

30

Тип бентонитовых глин Са-бентонит Na-бентонит Естественный

Бентонит

Время предельного набуха­ния, ч ' 24 42 120

Предельное набухание, % 124 840 252

Естественная пористость пласта в зоне проникновения глини­стого шлама может уменьшиться в сотни раз в зависимости от степени заполнения пор кольматантом. Для количественного оп­ределения характера снижения проницаемости необходимо знать объем глинистых частиц, поступающих в пласт.

При вскрытии пласта с промывкой чистой водой в пласт мо­гут проникать частицы глины, образованные при разбуривании глинистых пород и наработке естественного раствора. Объем разбуренной глинистой породы, поступающей в раствор,

W = nr22 'jRM,, (1.17)

I=1

Где n - число глинистых пропластков; mi - мощность i-го про - пластка.

В случае, когда для вскрытия пласта невозможно применить чистую воду и скважину промывают раствором с начальной вяз­костью, объем глинистых частиц.

' p'

W = Wp ^—^, (1.18)

1

Рв

Где Wp, - объем промывочной жидкости, выходящей на поверх­ность в пласт в процессе вскрытия; pp - плотность раствора, вы­ходящего на поверхность; рв - плотность воды; рг - плотность глин.

В процессе вскрытия пласта важно знать объем поглощаемой промывочной жидкости, который легко определяется разницей объемов нагнетаемого в скважину и выходящего из сливной ма­гистрали раствора. В этом случае объем глинистых частиц

W = (W0 - Wp)(1~Pp/Рв), (1.19)

(1 - Рг /Рв)

Где W0 - расход промывочной жидкости.

В типовых разрезах поглощение промывочной жидкости W0 - Wp составляет 0,15-0,4 м на 1 м вскрытого пласта.

Естественная пористость пласта, сложенного песками типо­вого состава, изменяется от 30 до 40 %. В этой связи общий объ­ем пор в околоскважинной зоне до заполнения глинистыми час­тицами

31


Wn = nm1a(r12 - r22),

Где m1 - мощность пласта; A - пористость пласта; R1 - радиус зоны кольматации; r2 - радиус скважины.

(1.20)

Сопоставляя выражения (1.20) и (1.19), можно определить снижение пористости пласта в околоскважинной зоне, за счет проникновения глинистых частиц

(1 ~PP/РВ) (1 - Рг/Рв)

(1.21)

Да = пша(т1 - r22) - (W0 - Wp)

Кольматация обусловлена проникновением фильтрата и час­тиц глины (табл. 1.3). Основное снижение проницаемости вы­звано проникновением в пласт глинистых частиц. Проникнове­ние фильтрата глинистого раствора приводит к менее сущест­венному снижению проницаемости.

Естественная проницаемость пластового песка при кольмата­ции глинистым раствором снижается в 1,15-6,1 раза. Принимая во внимание набухание глин в порах продуктивного пласта с те­чением времени после вскрытия, фильтрационные параметры будут ухудшаться.

Учитывая, что глина в околоскважинной зоне в первые 20­120 ч после вскрытия набухает, значения Да, найденные по фор­муле (1.21), со временем будут снижаться. С учетом набухания глин действительная пористость пород за счет кольматации гли­нистыми частицами

(1 - Pp/Рв)

(1 - Рг / Рв)

(1.22)

Да = пша(г2 - r22) - c(W0 - Wp)


Где с - коэффициент набухания глин, предельные значения ко­торого для Са-бентонита, Na-бентонита и естественного бенто­нита соответственно равны 124; 840; 252.

Пропорционально снижению пористости во времени опере­жающими темпами будут ухудшаться фильтрационные пара­метры песков продуктивного пласта в околоскважинной зоне. Наиболее интенсивно происходит экранизация скважины от пла­ста при набухании в порах глин в первые часы после вскрытия.

Для установления связи между изменением пористости и проницаемости воспользуемся уравнением Козени - Кармана

ДВИЖЕНИЕ ПОТОКА В ЗОНЕ КОЛЬМАТАЦИИ

Где ki, k2 - проницаемость соответственно удаленной части пла­ста и закольматированности зоны; S1, S2 - удельная поверхность

32


Таблица 1.3

Изменение коэффициента фильтрации песка при кольматации естественным раствором и глинистым шламом

Исходная характеристика пластового песка

Коэффициент фильтрации песка при кольматации естественным рас­твором с глинистым шламом фракции

Фракция

Размер, мм

Коэффициент фильтра­ции, м/сут

0,05-0,1

0,5-1

1-2

2-5

5-8

Песок:

Очень крупный крупный средний мелкий тонкий Пыль: крупная тонкая

2-1 1-0,5 0,5-0,25 0,25-0,1 0,1-0,05

0,05-0,001 0,001-0,0005

3-10 5-8 2-5 1-2 0,5-1

0,1-0,5 0,05-0,1

4.5- 6,0

1.6- 3,3 0,5-1,1 0,2-0,4 0,08-0,2

0,08-0,4 0,03-0,08

2,4-4,0 3,2-5,6 1,4-4,1 0,8-1,6 0,33-0,8

0,08-0,4 0,03-0,08

6,0-8,1 4,4-6,7 1,6-4,8 0,7-1,7 0,35-0,7

0,08-0,4 0,03-0,08

6,0-8,0 4,4-6,7 1,7-4,7 0,7-1,7 0,36-0,8

0,09-0,4 0,04-0,08

5,7-7,8 4,2-6,8 1,4-4,2 1,6-1,4 0,36-0,8

0,08-0,3 0,04-0,09

Порового пространства соответственно в удаленной и закольма - тированной зоне пласта; j, J2 - постоянные Козени - параметры геометрии порового пространства соответственно в удаленной и закольматированной зоне пласта.

Из представленного уравнения следует, что в наибольшей степени на снижение проницаемости пород в околоскважинной зоне влияет снижение пористости и удельной поверхности. Влияние значений постоянной Козени на изменение естествен­ной проницаемости менее существенно.

Характер снижения проницаемости пласта в околоскважинной зоне не носит линейного характера. Эксперименты, проведенные автором, показали, что проницаемость пласта при кольматации от границы зоны к стенкам скважины уменьшается по степенно­му закону, согласно которому темп снижения проницаемости при кольматации глинистыми частицами увеличивается с приближе­нием к стволу скважины (рис. 1.7).

Снижение проницаемости в околоскважинной зоне может быть обусловлено проникновением в пласт шлама безглинистого состава, находящегося в промывочной жидкости. Безглинистый шлам не склонен к набуханию и поэтому его проникновение в пласт не столь опасно, сколько проникновение частиц глины. Однако, в некоторых случаях (например, при вскрытии неодно­родной толщи песков) наиболее проницаемые интервалы, сло­женные более крупными частицами, могут кольматироваться на существенную глубину мелкими фракциями. Проникновение шлама в пласт может наблюдаться только при соблюдении опре­деленного геометрического соотношения размеров пор и мигра­ционных частиц.

Если размер частиц шлама в растворе не более чем в 5-6 раз меньше среднего размера частиц продуктивного интервала, то механической кольматации и закупоривания пор пласта не будет. При отношении среднего размера частиц песка продуктивного интервала к размеру шлама от 7 до 12 будет наблюдаться меха-

ДВИЖЕНИЕ ПОТОКА В ЗОНЕ КОЛЬМАТАЦИИ

Рис. 1.7. Зависимость прони­цаемости породы в зоне коль­матации от радиуса удаления при различной вязкости фильт­рата (в с): 1 - 32; 2 - 20; 3 - 15,5

34

Ническая кольматация и закупорка пор на глубину от 50 до 100 мм в зависимости от расхода и режима фильтрации раствора в пласт. Если соотношение размеров песка и шлама более 12, то глубина проникновения частиц резко возрастает. Основным фак­тором, определяющим глубину проникновения шлама в пласт, в этом случае считается не геометрическое соотношение размеров, а скорость фильтрационного потока, уходящего в пласт и его несущая способность. А. Е. Смолдырев рекомендует для опреде­ления скорости фильтрационного потока V, способной транспор­тировать частицу шлама размером D, формулу

V = 2 Р^-Р Gd, (1.23)

w

Где рт - плотность транспортируемой частицы; у - коэффициент сопротивления обтеканию частицы шлама; G - ускорение свобод­ного падения.

Выражая в уравнении (1.23) скорость фильтрации через рас­ход и площадь живого сечения, получаем уравнение для опреде­ления глубины проникновения шлама размером D в пласт

R = Q =. (1.24)

2 гаи. 12 ^

УР

Принимая во внимание типовые расходы поглощения и раз­меры шлама на основании анализа формулы (1.24), можно сде­лать вывод о том, что глубина проникновения шлама редко пре­вышает 200-300 мм. При проникновении в пласт мелких фрак­ций песка часть пор закупоривается и существенно снижается проницаемость. При проникновении в пласт мелких фракций его проницаемость может снижаться до значений меньших прони­цаемости мелких фракций. С. В. Комиссаров установил, что про­ницаемость разнозернистых смесей обычно соответствует прони­цаемости мелкой фракции, составляющей 10 % от общего сито­вого отсева. Поэтому при заполнении пор мелким шламом на 25-30 % проницаемость околоскважинной зоны будет близка к проницаемости шлама.

Результаты обобщения экспериментальных данных по харак­теру изменения естественной проницаемости пласта при проник­новении в него шлама представлены в табл. 1.4. Коэффициенты фильтрации и проницаемости при частичном заполнении пор шламом уменьшаются преимущественно в 4-10 раз. Наиболее интенсивно проявляется механическая кольматация шламом плас-

35


Таблица 1.4

Фильтрационные параметры пласта при проникновении в него шлама

Исходная характеристика пород продуктивного пласта

Характеристика проникающего

В пласт шлама

Параметры пласта при проник­новении шлама в околоскважин - ной зоне

Фракции частиц пласта

Размер час­тиц пласта,

Коэффициент фильтрации,

Размер шлама менее, мм

Фракция шлама

Коэффициент фильтрации,

Абсолютное изменение фильтрации,

Относительное

Снижение фильтрацион­

Мм

М/сут

М/сут

М/сут

Ных парамет­ров

Галька и щебень:

Очень крупная

200-100

>500

32-16

Очень крупная

50-80

>450

10

Крупная

100-60

300-500

16-10

Крупная

40-50

250-450

8-10

Средняя

60-40

100-300

10-6

Средняя

20-40

30-260

5-15

Мелкая

40-20

60-100

6-3

Мелкая

14-20

46-80

4-5

Гравий:

Крупный

20-10

40-60

3-1,6

Крупная

8-14

32-46

4-5

Средний

10-4

20-40

1,6-0,66

Средняя

5-8

15-32

4-5

Мелкий

4-2

10-20

0,06-0.33

Мелкая

3-5

7-15

3,3-6

Песок:

Очень крупный

2-1

8,0-10,0

0,33-0,16

Средняя

1,5-3

6,5-7,0

3,3-6

Крупный

1-0,5

5,0-8,0

0,16-0,08

Мелкая

1,0-1,5

4,0-6,5

4-6

Средний

0,5-0,25

2,0-5,0

0,04-0,02

«

0,2-0,4

1,8-4,6

8-10

Мелкий

0,25-0,1

1,0-2,0

0,02-0,01

«

0,1-0,2

0,9-1,8

10

Тонкий

0,1-0,05

0,5-1,0

0,01-0,008

«

0,05-0,1

0,45-0,9

10

Пыль:

Крупная

0,05-0,001

0,1-0,5

0,008-0,004

«

0,01-0,05

0,09-0,45

10

Мелкая

0,05-0,001

0,05-0,1

0,001

«

0,001-0,01

0,049-0,09

10-50

Глинистые фрак­

Ции:

Грубые

0,005-0,001

0,001-0,05

Тонкие

<0,001

0,001-0,01

<0,09

Тов, сложенных средне-, мелко - и тонкозернистыми песками, пы - леватыми фракциями. Минимальное ухудшение фильтрационных параметров наблюдается в очень крупных песках и мелком гра­вии при размерах частиц от 1 до 4 мм.

Наиболее интенсивно заполняются шламом поры, непосредст­венно контактирующие со скважиной. По мере удаления от сте­нок скважины объем проникающего шлама резко снижается.

Характерно, что с увеличением неоднородности фракционного состава песков интенсивность механической кольматации пор уменьшается. Проникновению шлама препятствует наличие мел­ких и средних фракций, присутствующих в естественном составе пластового песка. Наиболее опасна механическая кольматация пластов, сложенных чередующимися относительно однородными пропластками различных фракций. В этом случае при бурении пропластков, содержащих мелкие и тонкие фракции песков, час­тицы, попадая в промывочную жидкость, будут кольматировать более проницаемые пропластки, которые сложены более круп­ными и однородными частицами. Таким образом, в неоднород­ных (в отношении фильтрационных свойств) по мощности пла­стах при вскрытии за счет механической кольматации шламом происходит их относительное выравнивание.

Данные табл. 1.3 и 1.4 показывают, что фильтрационные па­раметры при кольматации фильтратом глинистого раствора, гли­нистым шламом и мелкими фракциями песков снижаются. В на­чальный момент времени при вскрытии уменьшение коэффици­ента фильтрации в наиболее неблагоприятных условиях может достигать 0,016-0,25. Необходимо учитывать, что с течением времени значение фильтрационных параметров может ухуд­шаться до еще меньших значений.

При определении потерь напора в зоне кольматации целесо­образно использовать обобщенный закон сопротивления движе­нию потока [см. формулу (1.1)]. В отличие от случая определе­ния потерь напора в пласте в зоне кольматации нельзя пренебре­гать турбулизацией потока в околоскважинной зоне. Во-первых, вблизи скважины существенно снижается площадь фильтрации и соответственно увеличивается скорость фильтрации. Во-вторых, за счет кольматации пористость околоскважинной зоны также снижается, что приводит к росту скоростей фильтрации. Крити­ческий радиус скважины в реальных условиях либо соответст­вует, либо превышает радиус зоны существенной кольматации r1 (см. табл. 1.1). Поэтому движение потока в зоне кольматации носит плоскорадиальный характер. Интегрирование выраже­ния (1.1) с учетом турбулизации потока в околоскважинной зоне и плоскорадиального направления потока позволяет по-

37

Лучить уравнение для определения потерь напора в зоне кольма­тации

Ln n+Q ґ1 -_l r2 2nm I r2 r1

Т _ YQ J 2 _

(125)

2п^2 m

Где M - реальная мощность пласта, фильтрующая поток, которая определяется по формуле (1.10).

При выводе уравнения (1.25) принималось, что фильтрацион­ные параметры в зоне кольматации постоянны. Правильнее счи­тать, что проницаемость или коэффициент фильтрации в около­скважинной зоне изменяется, увеличиваясь от стенок скважины к границам зоны кольматации согласно условию

(126)

R / Ю,

K _ ф


Где п - показатель кольматации, характеризующий темп роста кольматации по радиусу зоны кольматации; R - радиус удаления оси скважины, на котором коэффициент фильтрации принимает значение k; ю - параметр кольматации.

Дифференциальное уравнение потерь напора по радиусу зоны кольматации с учетом изменения коэффициента фильтрации [см. зависимость (1.26)] имеет вид

YQ

(127)

DJ _

2NMrnr/Ю


Интегрирование равенства (1.27) с учетом граничных условий при изменении проницаемости по радиусу зоны кольматации от Гі к r2 позволяет получить выражение

1

(1.28)

JДПЮ

2nm


Потери напора в зоне кольматации за счет турбулизации по­тока определятся после интегрирования уравнения

YQ2

DJ _-

(1.29)

(1.30)

Тогда имеем

J _ YQ2 П[Ю n 4п2m2 (1 + n)

I Гі ^ R2 nfe J

Общие потери напора при фильтрации потока в зоне кольма-

38

(1.31)

Тации определяют линеиным и квадратичным членом и находят по формуле

Т — VQQntf®) J 2 -

2Nm

Q

2nm(1 + n)

Влияние интенсивности и равномерности проникновения кольматанта в пласт на общие потери напора определятся значе­ниями показателя кольматации п и параметра кольматации ю. С увеличением естественной проницаемости пласта показатель кольматации снижается, что обусловлено равномерным проник­новением шлама и кольматантов в пласт и как следствие более плавным снижением фильтрационных параметров в околосква - жинноИ зоне. С ухудшением естественных фильтрационных па­раметров пласта глубина проникновения кольматантов различ­ных своИств принимает все более разные значения и интенсив­ность изменения проницаемости и коэффициента фильтрации по радиусу зоны кольматации принимает неравномерный характер. Параметр кольматации ю по данным экспериментальных иссле­довании изменяется в широких пределах от 1 до 1-107 (табл. 1.5). Так, с ухудшением естественной проницаемости пласта параметр кольматации резко увеличивается.

Таблица 1.5

Характерные значения показателя и параметра кольматации для песков разного состава

Фракция час­тиц

Пласта

Крупность частиц, мм

Размер зоны кольматации

Пока­затель кольма­тации

Пара­метр кольма - тации

Глубина проник­новения фильт­рата, м

Глубина проник­новения глини­стого шлама, м

Глубина проник­новения шлама, м

Песок:

Очень

2,1

>1,5

0,7-1,2

0,35-0,4

2

1-5

КрупныИ

КрупныИ

1-0,5

1,2-1,5

0,35-0,7

0,15-0,35

2

5-25

СредниИ

0,5-0,25

0,8-1,2

0,25-0,35

0,1-0,15

2-3

25-150

МелкиИ

0,25-0,9

0,5-0,8

0,1-0,25

0,06-0,1

3

6906-

3,1104

ТонкиИ

0,2-0,05

0,3-0,5

0,05-0,7

0,03-0,06

3

36-104-

1,75-105

Пыль:

1,8-105-

Крупная

0,05-0,001

0,1-0,3

0,03-0,05

-

3-4

1,03-107

Тонкая

0,001-0,005

0,01-0,1

0,01-0,03

-

4

-

39

Рассмотрим графики зависимости потерь напора от радиуса зоны кольматации (рис. 1.8). График 1 построен по расчетам по типовой формуле, учитывающей ламинарный режим фильтрации в околоскважинной зоне. График 2 построен с учетом потерь на­пора на турбулизацию потока [см. зависимость (1.24)]. Однако в этом случае проницаемость закольматированной зоны считается постоянной. График 3 иллюстрирует зависимость потерь напора по радиусу зоны кольматации от степенного изменения фильтра­ционных параметров пласта от границы зоны с естественной проницаемостью к стенкам скважины. Если не учитывать турбу­лизацию потока в околоскважинной зоне и изменяющегося ха­рактера проницаемости по радиусу зоны кольматации, то это может привести к существенной погрешности. Реальные потери напора в зоне кольматации в 130 раз больше расчетных по фор­муле (1.7) и в 42 раза больше найденных по выражению (1.24) с учетом турбулизации потока.

Полученные выводы хорошо согласуются с практическими результатами, когда величина скин-эффекта, обусловленная в основном кольматацией, достигала значений, которые много­кратно превышали полученных по зависимости (1.7).

Таким образом, пренебрежение турбулизацией потока в око­лоскважинной зоне пласта может дать погрешность при опреде­лении потерь напора по радиусу интервала кольматации, а при пренебрежении также характером изменения фильтрационных

ДВИЖЕНИЕ ПОТОКА В ЗОНЕ КОЛЬМАТАЦИИ

Рис. 1.8. Зависимость потерь напора от ра­диуса зоны кольматации:

1 - по традиционной методике; 2 - с учетом изменяющейся проницаемости по радиусу зоны кольматации; 3 - с учетом турбулиза­ции потока

40

Параметров в околоскважинной зоне эта погрешность увеличива­ется. Очевидно, что высокая погрешность определения потерь напора на ограниченном участке фильтрации может оказать су­щественное влияние на увеличение общих потерь напора в сис­теме скважина - пласт и снижение дебита.

Анализируя практические данные, отметим, что потери напора в зоне кольматации могут превышать общие потери напора в пласте и других элементах системы. При опробовании скважин на Ялуторовском водозаборе Тюменской области с учетом задан­ного дебита понижение должно было составить 5-6 м. В реаль­ных условиях эта величина с учетом постоянного дебита соста­вила 20-22 м. Такое увеличение понижения и снижение удель­ного дебита в 4-4,5 раза обусловлены кольматационными про­цессами, и потери напора в околоскважинной зоне в 4-4,5 раза превысили общие расчетные потери напора в системе скважи­на - пласт.

Для учета кольматационных процессов, снижения проницае­мости, турбулизации потока, сопротивления фильтра, объединен­ных общим понятием скин-эффект, В. С. Алексеев и другие ав­торы предлагают в формулу (1.8) вводить коэффициент, учиты­вающий несовершенство скважины по характеру вскрытия

Ji _ {ln R+zi+z 2) (1.32)

Коэффициент несовершенства по характеру вскрытия носит комплексный вид и включает составляющие коэффициенты со­противления, обусловленные наличием фильтра, изменением проницаемости призабойной зоны и отклонением от линейного режима эксплуатации. Э. А. Грикевич предлагает также учитывать коэффициент сопротивления на потери напора в трубах.

Очевидно, что введением в формулу (1.7) линейного коэффи­циента можно обосновать завышенное понижение в скважине, обусловленное кольматацией и состыковать реальные и расчет­ные данные. Однако по формуле (1.32) нельзя с необходимой степенью точности описать процесс потерь напора на границах околоскважинной зоны и в пласте. С удалением от скважины погрешность расчетов по формуле (1.32) увеличивается. Прове­рить это положение довольно просто, решив уравнение (1.32) для участков пласта, близких к радиусу влияния r ^ R. Как из­вестно из определения радиуса влияния, потери напора на таком удалении от скважины равны нулю. Согласно зависимости (1.32) потери напора на удаленных участках будут пропорциональны сумме Z1 + С2 умноженной на вязкость, дебит и деленной на про-

41


Изведение удвоенного значения п, коэффициента проницаемости и мощности пласта.

Очевидно значение Z2 должно иметь сложныИ характер, зави­сеть от многих параметров и прежде всего изменяться по мере удаления от скважины. Сопоставляя уравнения (1.32) и (1.31), можно получить выражение для определения реального значения коэффициента Z2 . Однако это вычленение не имеет смысла, так как использовать для определения потерь напора в пласте и за - кольматированноИ зоне одно уравнение нельзя. Для каждого элемента системы скважина - пласт, существенно отличающегося друг от друга, удобнее использовать отдельные уравнения. Для закольматированноИ зоны рекомендуется уравнение (1.31), а для оценки потерь напора в пласте выражение (1.12).

Прогрессивные технологии сооружения скважин

ТЕХНОЛОГИЯ НАМЫВА ГРАВИЙНОГО ФИЛЬТРА ПРИ УРАВНОВЕШЕННОМ ДАВЛЕНИИ

При сооружении гравийного фильтра необходимо поддержи­вать репрессию на пласт, при которой обеспечивается устойчи­вость стенок скважины и исключается поступление в обсыпку инородных примесей. С другой стороны, при намыве гравия в жидкостях-носителях, …

ИЗОЛЯЦИЯ ПЛАСТОВ

В процессе сооружения высокодебитных скважин различного назначения повышаются требования к изоляции пластов. Прони­цаемые пласты сложены обычно трещиноватыми или обломоч­ными породами, песками, цементирование которых традицион­ными методами затруднительно. В процессе бурения ствол …

ОПЕРАТИВНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА СКВАЖИН

В процессе сооружения, опробования или ремонта скважин часто необходимо оперативно определить дебит скважины, оце­нить гидродинамическое состояние околоскважинной зоны пла­ста, обсыпки и фильтра. Традиционно такие данные можно по­лучить при откачке, которая …

Как с нами связаться:

Украина:
г.Александрия
тел./факс +38 05235  77193 Бухгалтерия
+38 050 512 11 94 — гл. инженер-менеджер (продажи всего оборудования)

+38 050 457 13 30 — Рашид - продажи новинок
e-mail: msd@msd.com.ua
Схема проезда к производственному офису:
Схема проезда к МСД

Оперативная связь

Укажите свой телефон или адрес эл. почты — наш менеджер перезвонит Вам в удобное для Вас время.