ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Фазовый и компонентный состав флюидов на забое и устье добывающих скважин при добыче обводненной продукции из "Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды" В зависимости от дебита скважины истинные и расходные водонасыщенности существенно различаются и, как следствие, меняются локальные свойства скважинной продукции в сечении скважины, например, истинна5 плотность, эффективная вязкость и другие. Рассмотрим эти эффекты более подробно. [c.84] Пусть после грамотного освоения или подземного ремонта добывающей скважины оборудованной штанговым глубинным насосом, проектный дебит скважины О = 10 мУсут, объемная доля воды в суммарном потоке, поступающем из перфорационных отверстий диаметром 8 мм в скважину Рд= 5% об. Ствол скважины до начала пуска скважины в работу заполнен нефтью. Давление в стационарно работающей скважине на глубине интервала перфорации выше давления насыщения пластовой нефти газом. Исходя из сделанных допущений, из пласта в скважину поступает водонефтяная эмульсия с объемной долей воды в ней 5 %. [c.84] Пусть скважина оборудована зумпфом глубиной = 25 м. Эксплуатационная колонна с условным диаметром О = 0,168 мм и толщиной стенки 5=11 мм. Плотность перфорации, я = 12 отв./м. Интервал перфорации, Л = 5 м. [c.84] Струйный режим истечения пластовой жидкости из перфорационного канала возможен при скоростях более 0,2-0,4 м/с, [34]. В рассмотренном примере скорость истечения на порядок меньше, следовательно, пластовая вода будет стекать по стенке эксплуатационной колонны в зумпф. [c.85] Таким образом, через три с лишним дня каждый перфорационный канал будет заполнен пластовой водой, в которую из каких то пор будет поступать нефть, из других — вода. [c.85] Если коллектор достаточно хороший , то средний размер пор порядка 2-20 мкм, для конкретизации, примем 10 мкм. [c.85] Пусть суммарная площадь внутренней поверхности перфорационных каналов равна площади фильтрации на цилиндрической поверхности скважины при вскрытии пласта долотом. [c.85] Представленные оценки позволяют оценить фактические величины скоростей потоков в интервале перфорации в скважине. [c.86] Оценить величину объемного дебита безводной скважины, при котором вероятно возникновение турбулентного режима течения жидкости в перфорационном канале, если плотность пластовой нефти 695 кг/м , динамическая вязкость 0,7 мПа с. [c.86] Пусть дебит скважины по пластовой нефти на забое равен = 100 м /сут =1,16 л/с эффективная толщина пласта А = Юм пласт однородный плотность перфорации 10 отверстий на погонный метр толщины пласта длина перфорационного канала 0,8 м. В первом приближении, примем перфорационный канал цилиндрическим, диаметром 8 мм. [c.86] Пусть дебит скважины в два раза больще, тогда и параметр Рейнольдса будет тоже в два раза больше, то есть Ле=3564. Течение турбулентное. [c.87] Учитывая однозначную связь между параметром Рейнольдса потока пластовой нефти в перфорационном канале, плотностью перфорации л , геометрическими характеристиками размеров перфорационных каналов и объемным дебитом скважины, найдем ответ на поставленный в примере вопрос. [c.87] Оценим возможный режим образования капель (воды или пластовой нефти) на внутренних стенках перфорационного канала при переходе жидкости из пласта в скважину. [c.87] Проведем проверку возможности выполнения неравенства (1.46). [c.88] Оценим отрывной объем капли нефти [34]. [c.88] Как утверждают авторы аппроксимации экспериментальных данных приведенными уравнениями, погрешность их не превышает 2 %. [c.89] Допустим, что перфорационные каналы достаточно хорошо промываются водой, поэтому внутреннюю поверхность перфорационного канала можно принять гидрофильной. Это допущение позволяет считать, что капля нефти формируется по периметру сечения поры, выходящей в перфорационный канал. [c.89] Условия, определяющие фо ирование в перфорационном канале капельной нефти на выходе из пор могут, в первом приближении, выполняться только для тех пор, которые находятся в нижней части перфорационного канала и кинетическим эффектом потока на формирование капли можно пренебречь. [c.90] В гравитационном поле тяжести для нефти, поступающей из пор в верхней части перфорационного канала, условия, определяющие возможность формирования капель, отсутствуют в принципе. Нефть будет растекаться по поверхности перфорационного канала, образуя сплошную струю в верхней части его перед поступлением в скважину. [c.90] Капли нефти, формирующиеся в нижних порах канала, в принципе, могут быть унесены потоком в скважину до ее слияния с потоком нефти в верхней части перфорационного канала. [c.90] Вернуться к основной статье