Расчёт технологических показателей

Основные предпосылки

При проектировании технологии обработки ПЗП растворителями в качестве определяющих характеристик закачиваемой среды устанавливается плотность ρ и вязкость μ. Большинство используемых предпосылок и зависимостей являются универсальными, т. е. пригодными для расчёта закачки как индивидуальных, так и комбинированных растворителей. Различаться будут численные значения исходных характеристик (ρ, μ).

Здесь рассматривается комбинированный растворитель:

При этом сравнивается возможность их использования в качестве растворителя и ингибитора АСПО. В первом случае технология нацелена на равномерное по высоте   разрушение скин-слоя, т. е. слоя, загрязненного асфальтосмолопарафинистыми отложениями. Радиус очищенной от АСПО призабойной; зоны при этом невелик. В случае использования комбинированного реагента в качестве ингибитора АСПО технология нацелена на обеспечение по возможности глубокого проникновения реагента с тем, чтобы достигалось длительное дозирование в процессе последующей добычи нефти из скважины. В соответствии со сказанным исходные модели для этих технологий будут существенно различаться. Но некоторые исходные предпосылки являются общими. Во-первых,   продуктивный   пласт (объект воздействия) принимается трёхслойным: средний (второй) слой имеет существенно более высокую проницаемость по сравнению с верхним (первым) и нижним (третьим) слоями.

Качественно коэффициент неравномерности проникновения реагента по толщине оценивается:

,                                  (22)

где  - минимальное и максимальное значения   радиуса проникновения в призабойную зону пласта (рис. 14); - допустимое значение коэффициента неравномерности.

Оптимальный уровень восстановления продуктивности скважины можно оценить отношением между приращением коэффициента продуктивности после обработки:

,   (23)

где  - коэффициент продуктивности скважины до и после обработки;  -  нижний допустимый уровень «оптимальности» обработки.

Необходимый объём закачки растворителя Vp   рассчитывается из условия, что будет достигнута необходимая степень восстановления продуктивности скважины. Вначале основные положения расчёта рассмотрим   для   однослойного пласта. Кстати, это допущение для рассматриваемой модели (функция - растворитель) в большинстве случаев не приводит к значительным погрешностям, если в качестве проницаемости всего пласта принимать средневзвешенную по всем пропласткам.

Не останавливаясь на порядке формирования и вывода формул, систему основных расчётных уравнений можно представить в виде:

;                                                                                      (24)

;      (25)

,                                                                     (26)

где Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давления; М - суммарный дебит скважины; Rпл - радиус условного контура питания скважины; Rзаб - радиус скважины; Rcк - внешний радиус скин-зоны; Rp -  (требуемое) среднее значение радиуса проникновения растворителя, то есть внутренний радиус скин-зоны после обработки растворителем; h - толщина пласта; μ, К, ρ - динамическая вязкость, коэффициент проницаемости и плотность  (пояснения индексов на рис. 15).

В частном случае, когда зона, занятая, растворителем, отсутствует (до обработки растворителем), приток   описывается .уравнением, получаемым при условии Рр = Рзаб:

.                         (27)

Уравнения (25) и (27) могут быть переписаны с учётом

,  (28)

так как в данном случае индексы означают лишь «принадлежность» к зоне, основной же фильтрующейся массой во всех трёх зонах является пластовая жидкость. Отметим, что подобное допущение по проницаемости не допустимо, так как загрязнение призабойной зоны и последующее воздействие растворителем влияют именно на величину коэффициента проницаемости. Таким образом, уравнения (25) и (27) с учётом (28) примут вид:

уравнение притока после обработки

;  (29)

уравнение притока до обработки

;                  (30)

уравнение притока до загрязнения

,                                             (31)

где Мпл - суммарный дебит (нефть+вода) скважины при отсутствии скин-слоя в призабойной зоне; Мр - суммарный дебит при наличии ненарушенного скин-слоя   (до   обработки растворителем); Мск - суммарный дебит после обработки скин-слоя растворителем и частичного его разрушения.

При проектировании технологии воздействия на ПЗП важно обоснованно установить уровень восстановления или улучшения продуктивности. В данном случае, когда в качестве растворителя используется смесь (А-1) и КО, основное воздействие оказывается на АСПО и лишь незначительное  -  на скелет пласта. Поэтому в качестве максимально достижимого   коэффициента проницаемости можно считать проницаемость «незагрязненного» пласта и, следовательно, максимально возможное значение коэффициента продуктивности рассчитывается по формуле:

.                 (32)

Необходимо при этом отметить, что   при   использовании реагентов, воздействующих и на скелет пласта величина  рассчитывается по двучленной формуле типа (25), в которой вместо Кск подставляется величина большая Кпл. В этом случае  будет превышать значения по формуле (27).

Соответственно максимально возможный уровень восстановления продуктивности скважины будет:

,                              (33)

где коэффициент продуктивности скважины   до   обработки растворителем е находится по формуле:

.         (34)

Зная величину и величину исходного коэффициента продуктивности устанавливается целевое значение уровня восстановления продуктивности . Это делается путем технико-экономических расчетов (ТЭР), либо - при отсутствии необходимой информации для ТЭР - экспертно. При этом исходят из того, что чем меньше, тем выше значение целевого показателя , тем ближе  к величине . Действительно, при  величина , рассчитываемая по формуле (23), стремится к максимальному значению, т. е. .

Следует сказать, что можно решать и обратную задачу: по заданной величине объема растворителя на данную скважину рассчитать уровень восстановления продуктивности. При развитии этой задачи определяется зависимость между Vp и .