Диссертация (1172962), страница 38
Текст из файла (страница 38)
В нашем случае,учитывая описанную конфигурацию потока, данная величина должна быть выше.Назовем эту величину коэффициентом неоднородности потока:K VMAX,VCP(3.10)где VМAX – максимальная скорость в центре сечения потока.Используя выражение из формулы (3.9) получаем формулу для расчетамаксимального разряжения в центре верхнего сечения интервала вскрытия:МАХPДИН2 VMAX2 V СР2K 22(3.11).Таким образом, благодаря неравномерности распределения скорости повысоте и сечению интервала вскрытия в центре верхнего сечения образуетсяполюс разряжения, величина которого пропорциональна плотности омывающейжидкости, квадратам коэффициента неоднородности потока и средней скорости.Количественные оценки фактических значений скоростей потока в верхнемсечении интервала вскрытия и в отверстиях перфорации показывают, что ихзначения располагаются в области ламинарного течения.
Для качественного представления конфигурации потоков в интервале вскрытия использован аналог изклассических примеров гидродинамики – истечение жидкости из резервуарачерез внешний цилиндрический насадок [284]. Согласно законам гидродинамикина выходе из резервуара в насадок имеет место веерообразная конфигурацияпотоков, завершающаяся сужением сечения общего потока на входе в насадок додиаметра, составляющего около 0,8 от внутреннего диаметра насадка. На рисунке3.17а представлена схема преобразования потоков внутри эксплуатационнойколонны в пределах интервала вскрытия.Входепреобразованияпотокакаждыйегоэлементиспытываетодновременно радиальное и вертикальное перемещение, сужаясь как по радиусу,так и по толщине сечения S, увеличивая скорость потока. Разобьем этот процесс226на две фазы: первая – смена радиального направления движения элемента потокана вертикальный, вторая – вертикальный поток в пределах интервала вскрытия.а)б)Рисунок 3.17 − Схема изменения направления потока жидкости в полостидобывающей скважины в пределах интервала вскрытия продуктивного пластаСделаем допущение, что на первой фазе движения ширина его сечения Sне изменяется.
На рисунке 3.17б представлена схема преобразования направленияи скорости элемента потока, истекающего из i-го сечения интервала вскрытия припринятом допущении. Из схемы видно, что в ходе радиального перемещения i-гоэлемента потока от радиуса R1 до радиуса R2 при условии постоянства ширинысечения S1=S2 скорость увеличивается от значения Vr1 до значения Vz.Простейшиевыкладки показывают, что при допущении идеальных свойств жидкости значениевертикальной скорости Vz на радиусе R2, равно значению скорости Vr2, которое i-йэлемент имел бы при чисто радиальном потоке на том же радиусе R2 (рис. 3.17б).Следовательно, распределение вертикальной скорости преобразованного потокапо радиусу подчиняется тому же закону, которому подчинялось бы распределение радиальных скоростей при радиальном потоке.Теперь, снимая принятое выше допущение, будем считать, что приповороте потоков от радиального направления к вертикальному происходитсужение их сечений.
Это приводит к пропорциональному увеличению скоростей227при сохранении закона их распределения. Сужение сечений элементов потока нафазе вертикального подъема приводит к сохранению закона распределенияскоростей в верхнем сечении интервала вскрытия. Расчеты показывают, что призначении внутреннего диаметра скважины в интервале вскрытия 0,12 м и призначении минимального диаметра элемента потока в центре сечения 0,03 м, чтосоответствует сумме площадей сечений четырех отверстий перфорации,неоднородность преобразованного потока составляет около 30-ти.Количественныеоценки,сделанныеспомощьюформулы(3.11),показывают, что при диаметре восходящего потока в интервале вскрытия 0,12 м,удельном весе воды 1,1 г/см3, указанном значении неоднородности потока и приучете сужения потока на выходе из интервала вскрытия в случае увеличениядебита скважины по жидкости от 100 м3/сут до 300 м3/сут дополнительнаядепрессия на пласт в центре верхнего сечения ИП составляет около 1,0 атм.Описанное составляет основу механизма, обусловливающего увеличениедепрессии на пласт в верхней части продуктивного пласта с ростом дебитажидкости.
Усиливающим фактором является физический, заключающийся ввыделении из нефти газа, особенно в верхней части ИП где имеет местонаибольшее содержание нефти в потоке.Г. Слайдер[359] указывает, что снижение обводненности продукциискважин ЗПВ и ВНЗ отмечается при снижении забойного давления ниже давлениянасыщения нефти газом, т.е. при выделении растворенного газа из нефти.Согласно исследованиям Борда присутствие газа у стенок скважинынапротив нефтенасыщенных интервалов пласта снижает гидросопротивления,возникающие при вхождении нефтяной струи из канала перфорации в полостьскважины [285].
При вхождении же туда водяных струй такого не происходит иззаотсутствиягазовойоболочки.Расчетыпоказали,чторазличиегидросопротивлений в этих условиях составляет до 30 %.Снижение обводненности продукции скважин ЗПВ при увеличении отборовжидкости также усиливается действием следующих факторов:228 геологический – обычно высокие остаточные запасы нефти ЗПВ привысокой обводненности продукции скважин; физико-химический – вынос из ПЗП нефтенасыщенных пропластковотложений углеводородов при увеличении депрессии на пласт; капиллярный – вынос из ПЗП нефтенасыщенных пропластков скопленийкапиллярно защемленной воды (концевой капиллярный эффект) [49, 302].Косвенным подтверждением объективности представленных механизмовснижения обводненности продукции скважин ЗПВ с разделяющей перемычкойпри увеличении отборов жидкости является постепенный характер снижениядебита воды и обводненности форсированных скважин (рис.
2.1а, рис. 3.18).Рисунок 3.18 − Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 ЗПВобъекта БП10-11 Тарасовского месторождения при изменениях дебита жидкости:1 − обводненность, 2 − дебит по жидкости, 3 − дебит по нефти, 4 − дебит по водеНа основе описанных механизмов предложен способ адресного увеличенияотборов из нефтенасыщенных пропластков ЗПВ при эксплуатации обводненнойскважины [286]. Представленный ниже метод предназначен для ЗПВ, где в ходеэксплуатации поднялся ВНК, а также для ЧНЗ с обводнившимися нижнимиперфорированными интервалами пласта.Схема устройства представлена на рис. 3.19.
В скважину на НКТ спускаютглубинный насос с хвостовиком так, чтобы нижний конец колонны хвостовыхтрубдостигалкровлинефтенасыщенного229интервалапласта.Вслучаеэксплуатации скважины с не вставным ШГН в стенках нижней части колонныхвостовых труб выполняют отверстия для поступления туда добываемойжидкости и прокачки ее по этой колонне вверх до насоса. На конце колонныхвостовых труб устанавливают полое веретенообразное обтекаемое тело сутолщением длиной, составляющей около половины толщины нефтенасыщенногоинтервала пласта.Рисунок 3.19 − Схема глубинонасосного оборудования для увеличения отборов изнефтенасыщенных интервалов обводненного пласта: а − колонна обсадных труб,б − колонна НКТ, в − глубинный насос, г − колонна хвостовых труб, д − полоеобтекаемое тело, е – его утолщение, ж – интервал вскрытия пласта,з − нефтенасыщенный интервал пласта, и − водонасыщенный интервал пласта,к − водонефтяной контакт, л − отверстия в нижней части колонны хвостовых трубпри эксплуатации скважины с ШГНДлина колонны хвостовых труб подбирается такой, чтобы утолщение былорасположено напротив вскрытого нефтенасыщенного интервала пласта.
Вкачестве хвостовых должны использоваться трубы, вес которых вместе с весомверетенообразного тела не превышает допустимую нагрузку на конструкциюнасосной установки.230Вода, добываемая из нижних пропластков, движется по эксплуатационнойколонневпределахИПвверхчерезкольцеобразнуюполостьмеждуперфорированной обсадной колонной и оптекаемым телом с утолщениемнапротив нефтенасыщенных пропластков. Поскольку площадь поперечногосечения между утолщением и обсадной колонной меньше, чем в других сеченияхскважины, скорость потока там выше. Это в соответствии с законом Бернуллиприводит к снижению динамического давления напротив нефтенасыщенногоинтервала пласта, что должно увеличивать приток нефти в скважину.Далее жидкость поступает вверх по затрубному пространству (приэксплуатации скважины с УЭЦН), или по хвостовым трубам через проделанные вих нижней части отверстия (при эксплуатации скважины с ШГН).Представленные в главе материалы позволяют сделать следующие выводы:1.
Результатами анализа промысловых данных отмечен, а численнымиисследованиями объяснен механизм снижения приемистости нагнетательныхскважин после проведения в них ВПП по традиционной технологии.2. На основе результатов численных и фильтрационных исследованийразработанипредложенрядтехнологическихрешенийпоадаптациипотокоотклоняющих технологий, а также технологий РИР и ОВП в скважинах кусловиям залежей с ТИЗ нефти:для условий низкопроницаемых коллекторов разработана комплекснаятехнология ВПП нагнетательных скважин, последовательно использующаягелеобразующие и стимулирующие составы, что обеспечивает повышениеселективности экранирования высокопроницаемых пропластков и стимуляциинизкопроницаемых, соответственно, усиление степени выравнивания профиляприемистости обрабатываемых скважин, сохранение или рост величин ихприемистости, а также среднего дебита по жидкости реагирующих добывающихпри усилении снижения их обводненности;последовательное использование в данной технологии в качествегелеобразующих составов сшитого полимерного и эмульсионного, что позволяет231достичь более высокого остаточного фактора сопротивления при большейселективности экранирования высокопроницаемых пропластков;последовательное использование в качестве стимулирующих составовкислотного и раствора ПАВ, что позволяет увеличить как абсолютнуюпроницаемость низкопроницаемых пропластков, так и фазовую для воды;в качестве дальнейшего развития метода комплексного физико-химического воздействия на пласт предложено его сочетание с последующимПАВ-щелочным заводнением.3.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
