2. Коефіцієнт гідравлічної досконалості свердловин

Гідродинамічно досконалою є свердловина з відкритим вибоєм (фільтром) і розкритим на всю потужність однорідним пластом. Приплив пластових флюїдів у таку свердловину описують формулою Дюпуї. Здебільшого свердловини, споруджені буровими підприємствами, є гідродинамічно недосконалими. Недосконалість за характером розкрит­тя пласта оцінюється коефіцієнтом . Вона зумовлена припливом пластових флюїдів у ствол свердловини не через всю його поверхню, а через перфораційні отвори в зацементованій обсадній колоні. Недосконалість за якістю розкриття пласта спричинена зміною фільтраційного стану порід у привибійній зоні завдяки забрудненню її твердими частинами та фільтратом бурового й цементного розчинів, фізико-хімічною їх взаємодією з породами та пластовим флюїдом, змін напруженого стану порід у цій зоні, що є характеристикою неоднорідності в радіальному напрямку. Недосконалість за ступенем розкриття пласта характерна для пластів, у яких внаслідок буріння відкрита лише частина розрізу.

При дослідженні свердловини гідродинамічними методами, побудувавши криві припливу та відновлення тиску, можна визначити коефіцієнт її гідродинамічної недосконалості .

. (2.1)

За відомими методами дослідження неможливо знайти окремо кожну складову цього добутку. Однак, знаючи тип перфоратора, його заряд, визначивши за даними стендових випробувань розміри каналів і ймовірність їх утворення, можна розрахувати [2]:

(2.2)

де r_k – радіус контура живлення, м;

r_с – радіус свердловини, м;

l_пл і r_пл – довжина і радіус каналу в пласті за цементним кільцем, м;

n_k – число каналів у горизонтальній площині, шт;

n_я – число ярусів каналів в одному лінійному метрі вертикальної площини, шт;

= 4; 2; 1,86; 1,76 відповідно при n_k 1; 2; 3; 4.

Якщо щільність отворів перфорації відома, то коефіцієнт досконалості можна визначити за графіком рис. 2.3.

ГПП: 1 – 300, 45; 2 – 200, 38; 3 – 150, 25; 4 – 125, 22; 5 – 100, 19.

КП: 37 МПа; 6 – ПКС 105 (120, 8); 8 – ПКС 80 (80, 35); 9 – ПК 103 (67, 3); 97 МПа: 7 – ПКС 105 (90, 5). (Ймовірність утворення каналу КП – 50 %; r_k = 100 м; r_с = 0,1 м, це означає, що кількість пострілів перфоратора поділено на два для розрахунку за (2.2)).

Рисунок 2.3 – Зміна коефіцієнта гідродинамічної досконалості свердловин за характером розкриття пласта залежно від розмірів каналів і щільності перфорації (перша цифра – номер кривої; друга – довжина каналів, мм; третя – радіус каналів, мм).

За допомогою (2.1) знаходять коефіцієнт :

. (2.3 )

Таким чином, дослідивши свердловину після перфорації, мож­на визначити, яка частка недосконалості зумовлена технологією перфорації свердловини, а яка – технологією розкриття пласта та його цементування. Це дає змогу запропонувати обґрунтовані заходи щодо збільшення продуктивності пласта та дебіту свердловини.

Попередньо наближену оцінку якості розкриття незабрудненого пласта КП з 50-відсотковою ймовірністю утворення повноцінного каналу здійснено за формулою (2.2) з урахуванням розмірів каналу та щільності КП: .

Графіки (рис. 2.3) побудовано для реальних розмірів за даними стендових випробувань з урахуванням щільності каналів ГПП і КП у породах певної міцності. Наприклад, щоб досягти = 0,6, потрібно перфорувати колону за допомогою ПК = 103 зі щільністю розміщення 20 отв./м або ГПП зі щільністю 2 отв./м при довжині каналів не менше ніж 125 мм. Після формування каналів за допомогою ГПП зі щільністю 3 отв./м і довжиною 150 мм можна підвищити якість розкриття пласта до = 0,78, а довжиною 200 мм – до = 0,88.

Якщо ж виконати первинну перфорацію способом ГПП, то очікуваний коефіцієнт гідродинамічної недосконалості можна визначити, виходячи з розмірів каналів і їх щільності за формулою (2.2) тоді, коли тиск на гирлі змінюється тільки в межах природних коливань, зумовлених нерівномірністю нагнітання рідини триплунжерними насосами агрегатів (± 2 МПа). Якщо ж АП вільно звисає на кінці НКТ і тиск на гирлі повільно знижується на 10 –15 МПа, то виробляється еліпсоподібна щілина. Водночас умови ГПП стають відкритими. Розміри напівосей еліпсоподібного отвору в породі позначимо відповідно а/2 і b/2, тоді формула набере вигляду:

, (2.4)

де a і b – відповідно висота та ширина щілини, вироблених ГПП (a = 4 – 10 см і b = 2 – 3 см).

Проектне значення приймають тільки на основі техніко-економічного оцінювання результатів ГПП, де є дві складові: додаткове видобування нафти та газу й економічна ефективність процесу [71].