- •17 Особливості фільтрації рідин та газів до горизонтальних і похилих свердловин
- •17.1 Рух рідини між конфокальними еліпсами
- •17.2 Приплив рідини до хрестоподібної, зіркоподібної і лінійної тріщин
- •17.3 Фільтрація рідини до похилої свердловини за законом Дарсі в гранично анізотропному пласті
- •Круговий пласт
- •Напівнескінченний пласт з прямолінійним контуром живлення
- •17.4 Приплив рідини до свердловини складного хвилеподібного профілю за законом Дарсі в гранично анізотропному пласті
- •17.5 Приплив рідини до ряду похилих свердловин за законом Дарсі в гранично анізотропному пласті Коловий ряд похилих свердловин з центральною вертикальною свердловиною в круговому пласті
- •Коловий ряд похилих свердловин у круговому пласті
- •Багатовибійна свердловина в круговому пласті
- •Конічна галерея в круговому пласті
- •Прямолінійний ряд похилих свердовин у смугоподібному пласті
- •17.6 Приплив рідини і газу до похилої і багатовибійної свердловин у круговому гранично анізотропному пласті за нелінійним законом
- •Приплив рідини до похилої свердловини
- •Приплив рідини до багатовибійної свердловини
- •Приплив газу
- •17.7 Усталена фільтрація рідини до свердловини, довільно розміщеної в однорідному горизонтальному пласті, за законом Дарсі
- •17.8 Приплив рідини до горизонтальної свердловини в просторово анізотропному пласті за законом Дарсі
- •17.9 Інтерференція горизонтальних свердловин
- •17.10 Вплив неньютонівських властивостей нафти на фільтрацію до горизонтальної свердловини
- •17.11 Приплив до горизонтальної свердловини у деформівному тріщинуватому пласті
- •17.12 Приплив до горизонтальної свердловини в просторово анізотропному овальному і смугоподібному пластах
- •17.13 Дослідження інтерференції багатьох горизонтальних свердловин, що мають різну орієнтацію по азимуту
- •17.14 Дослідження інтерференції горизонтальних і вертикальних свердловин
- •Контрольні питання
17.3 Фільтрація рідини до похилої свердловини за законом Дарсі в гранично анізотропному пласті
Розглядаємо усталену фільтрацію рідини в гранично анізотропному пласті, коли коефіцієнт анізотропії проникності , тобто коефіцієнт вертикальної проникності (вздовж осіz) kz = 0, або, іншими словами, припускаємо пошаровий рух рідини в пласті з коефіцієнтом проникності k в горизонтальному напрямку, що призводить до деякого заниження розрахункового дебіту.
Круговий пласт
Похила свердловина радіуса rc розкриває круговий продуктивний пласт радіуса Rк на всю його товщину h під зенітним кутом і під кутом , який визначається як кут проекції осі свердловини на підошву пласта і дотичної до контура живлення пласта в точці їх перетину (рис. 17.3, а, б). Ексцентриситети розміщення свердловини по покрівлі і по підошві пласта відповідно становлять1і2. На стінках контурів живлення пласта і свердловини задано тискиркірс.
Оскільки ми припустили пошаровий рух рідини, то в кожному шарі має місце потік від кругового контура живлення пласта радіусом Rкдо еліптичної свердловини з півосямиасіbс. Таку еліптичну свердловину замінюємо круговою свердловиною з радіусом, що дорівнює півсумі півосей еліпса (див. вище), тобто
(17.21)
де ас = rc; bс = rc / cos (див. рис. 17.3, в).
Тоді приплив рідини до еліптичної, ексцентрично розміщеної свердловини на одиницю товщини пласта (в будь-якій горизонтальній площині) (див. § 6.4)
(17.22)
а дебіт похилої свердловини в цілому визначається інтегруванням по всій товщині пласта
(17.23)
або
(17.24)
де ексцентриситет є функцією вертикальної координати z, тобто .
Розкладаємо другий член знаменника в ряд і беремо перший член розкладу, причому коли похибка від цього становить 3-3,5 %; тоді отримуємо
(17.25)
де .
Якщо свердловина зорієнтована перпендикулярно контуру живлення пласта, тобто = 90, sin = 1 (див. рис. 17.3, г), то
(17.26)
, (17.27)
а тоді
(17.28)
де
Після розкладання логарифма в ряд і підстановки границь інтегрування отримуємо:
(17.29)
або
(17.30)
де
У загальному випадку, коли > 0, отримуємо
(17.31)
де .
Якщо = 0 (свердловина є орієнтованою паралельно контуру живлення пласта; див. рис. 17.3, ґ), sin = 0, = 1 = 2 = const, то дебіт такої свердловини
(17.32)
або на підставі раніше встановленого висновку (див. § 6.4), що за ідебіт ексцентрично розміщеної свердловини не залежить від величини ексцентриситету, маємо:
(17.33)
Розрахунки дебіту похилої свердловини за формулами (17.30), (17.31) і (17.33) дають величини, які відрізняються між собою менше ніж на 2,5 % за , а за менших δ похибка є зовсім незначною.
Задача 17.1. Визначити, який найбільший дебіт можна отримати із похилої свердловини за умови справедливості лінійного закону фільтрації. Яку депресію тиску необхідно при цьому створити ? Відомо: Rк = 600 м; rс = 0,1 м; h = 25 м; = 60°; = 45; 1 = 100 м; k = 0,05 мкм2; т = 0,13; = 1,2 мПа∙с; = 885 кг/м3.
Розв’язування. Із наближенням до свердловини швидкість фільтрації зростає. Закон Дарсі буде справедливим в усьому пласті, а дебіт за такої умови – найбільшим, якщо швидкість фільтрації на стінці свердловини дорівнюватиме критичній швидкості фільтрації vкр, значину якої визначаємо із формули В.М.Щелкачова (див. § 1.3), взявши з розрахунковим запасом критичне число Рейнольдса Reкр = 1, тобто
м/с.
Дебіт, який відповідає цій значині vкр, становить
м3/с.
Депресію тиску знаходимо із формули (17.31):
де м.
Відповідь: Q = 0,087 м3/с; Δр = 77,62 МПа.
Збільшення дебіту похилої ексцентрично розміщеної свердловини в круговому пласті відносно дебіту вертикальної ексцентрично розміщеної свердловини виражаємо відношенням (коефіцієнтом ефективності)
(17.34)
де Q визначається за формулами (17.23), (17.30), (17.31), (17.32) або (17.33), а Qв – дебіт вертикальної ексцентрично розміщеної свердловини, який визначається за формулою (6.38).
Аналіз результатів розрахунків за формулою (17.34), коли дебіт Q виражено формулою (17.24), тобто
, (17.35)
де Rк = 150 м; rс = 0,1 м; 1 = 50 м; = 45; h = 5 м і 50 м, показують (рис. 17.4), що підвищення дебіту похилої свердловини в разі збільшення зенітного кута до 45-50 незначне. Від похилої свердловини не слід очікувати істотного збільшення дебіту. Практично підвищення дебіту похилої свердловини над дебітом вертикальної свердловини може становити не більше 50 %. Так як ми припустили, що пласт гранично анізотропний, коли коефіцієнт проникності пласта у вертикальному напрямку дорівнює нулю, то за виведеними тут формулами отримуємо дещо занижені величини дебіту і коефіцієнта ефективності. Величина товщини пласта незначно впливає на підвищення дебіту похилої свердловини порівняно з вертикальною свердловиною, особливо за малих зенітних кутів (див. рис. 17.4, лінії 1 і 2).