Формула джоши для горизонтальной скважины
Методы расчёта дебита горизонтальной скважины
Для определения производительности горизонтальной скважины при установившемся режиме потока существует множество решений. Рассмотрим несколько методов расчёта для установившегося притока [28].
Расчёт дебита горизонтальной нефтяной скважины по методу Джоши в эллиптическом пласте.Преимущества скважин с горизонтальным стволом наилучшим образом можно обосновать путем простого анализа работы скважины. Поведение горизонтальной скважины анализируется, когда приток пластовой жидкости происходит по всей длине горизонтального ствола в продуктивном пласте, что отвечает открытому стволу, с хвостовиком, имеющим щелевидные отверстия, или перфорированной колонне с достаточно высокой плотностью, что позволяет не учитывать дополнительные фильтрационные сопротивления за счет перфорации, а также скин-эффект, обусловленный загрязнением призабойной зоны. Для выполнения более надежных сравнений необходимо рассматривать как переходный, так и псевдостационарный процессы фильтрации. Это особенно важно для низкопроницаемых коллекторов, в которых продолжительность переходного режима фильтрации очень высока. Однако для достаточно больших периодов работы скважин вполне приемлемо рассмотреть псевдостационарный процесс фильтрации.
Установившийся приток к горизонтальной скважине в зависимости от его длины, можно рассчитать по формуле Джоши:
, (1.38)
, (1.39)
где - коэффициент проницаемости по горизонтали, - коэффициент проницаемости по вертикали, - толщина продуктивного пласта, - перепад давления, - коэффициент динамической вязкости нефти, - объемный коэффициент нефти, - длина горизонтального ствола, - радиус скважины, - большая полуось эллипса дренирования, - радиус дренирования для горизонтальной скважины (условный радиус контура питания).
Решение для установившегося притока жидкости к горизонтальным скважинам с круговым контуром питания. В работах В.С. Евченко получена формула для расчёта дебита горизонтальной скважины [31]:
, (1.40)
где - толщина пласта, - перепад давления, - коэффициент динамической вязкости нефти, - коэффициент проницаемости, - длина горизонтального ствола, - дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные расположением скважины, длиной скважины, продуктивной толщиной и анизотропией пласта, и определяемые ориентировочно по формулам [31]:
, при , (1.41)
где -характеристика анизотропного пласта.
, при , (1.42)
где -условный радиус контура питания, определяемый из условия геометрии контура питания и площади дренирования .
Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 3494; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Похожие статьи:
poznayka.org
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов
Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:
, (1.1)
где, Qг – дебит нефти горизонтальной скважины м3/сек; kh – горизонтальная проницаемость пласта м2; h – нефтенасыщенная толщина, м; ∆P – депрессия на пласт, Па; μн – вязкость нефти Па·с; B0 – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м; rc – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования(рис. 1.1), м:
, (1.2)
где Rk – радиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:
, (1.3)
kv – вертикальная проницаемость пласта, м2. В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·kh, осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑ ,.
Рисунок 1.1 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте
Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения Rk. В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 1.2), представляющий собой среднюю величину между полуосями:
(1.4)
Рисунок 1.2 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте
Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:
, (1.5)
где J – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:
. (1.6)
Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение
(1.7)
Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:
. (1.8)
Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения Joshi S.D..
Задача 1.1. Для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Qг по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.
Таблица 1.1
| Наименование параметра | Условное обозначение | Единицы измерения (СИ) | Значение |
| Нефтенасыщенная толщина | h | м | 5,5 |
| Проницаемость по горизонтали, м2 | kh | м2 | 443·10-15 |
| Проницаемость по вертикали, м2 | kv | м2 | 55·10-15 |
| Вязкость нефти | μн | Па·с | 0,00112 |
| Пластовое давление | Рпл | Па | 17,5·106 |
| Забойное давление | Рзаб | Па | 14,5·106 |
| Радиус горизонтального участка скважины | rc | м | 0,1 |
| Радиус контура питания | Rk | м | 300 |
| Объемный коэффициент нефти | B0 | д.ед | 1,2 |
Решение. Задача решается следующим порядком:
1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 1.3 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 1.2):
Подставляя полученные результаты в выражение 1.1 получаем,
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.
Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 1.6:
.
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.
Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (1.7)
Определяем дебит ГС:
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
4. Сопоставляем полученные результаты:
| Автор методики | Полученное значение | Отклонение |
| Joshi S.D. | 1481 м3/сут | |
| Борисова Ю.П. | 1667,9 м3/сут | |
| Giger | 607,9 м3/сут |
5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:
| L длина горизонтального участка | Дебит ГС, м3/сут (Joshi S.D.) | Дебит ГС, м3/сут (Борисова Ю.П.) | Дебит ГС, м3/сут (Giger) |
| 50 | 1360,612 | 1647,162 | 1011,10254 |
| 100 | 1982,238 | 2287,564 | 1318,32873 |
| 150 | 2338,347 | 2628,166 | 1466,90284 |
| 200 | 2569,118 | 2839,562 | 1554,49788 |
| 250 | 2730,82 | 2983,551 | 1612,26295 |
| 300 | 2850,426 | 3087,939 | 1653,21864 |
| 350 | 2942,48 | 3167,09 | 1683,77018 |
| 400 | 3015,519 | 3229,168 | 1707,43528 |
| 450 | 3074,884 | 3279,159 | 1726,30646 |
| 500 | 3124,085 | 3320,28 | 1741,70642 |
| 550 | 3165,528 | 3354,7 | 1754,51226 |
| 600 | 3200,912 | 3383,933 | 1765,32852 |
| 650 | 3231,477 | 3409,07 | 1774,58546 |
| 700 | 3258,144 | 3430,915 | 1782,59759 |
| 750 | 3281,613 | 3450,074 | 1789,60019 |
| 800 | 3302,428 | 3467,016 | 1795,77275 |
| 850 | 3321,015 | 3482,103 | 1801,2546 |
| 900 | 3337,713 | 3495,624 | 1806,15552 |
| 950 | 3352,797 | 3507,811 | 1810,56322 |
| 1000 | 3366,489 | 3518,853 | 1814,54859 |
Рисунок 1.3 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка
Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам Joshi S.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения следует:
‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;
‑ для условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L1=150 м. Q1=2620 м3/сут до L2=400 м. Q2=3230 м3/сут;
‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.
studfiles.net
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами
Методические указания
для самостоятельных работ по дисциплине «Особенности разработки месторождений горизонтальными скважинами» для магистров, обучающихся по специальности 131000.68 «Нефтегазовое дело»
Составители: С. И. Грачев, А.С. Самойлов, И.Б. Кушнарев
| Ответственный секретарь РИС _____________ Ушакова Н.Б., (подпись) специалист ООРОП УМУ «____» ____________ 2014 г. | Председатель методической комиссии института геологии и нефтегазодобычи ______________ Н.В. Назарова (подпись) «____» ____________ 2014 г. |
| Подписи и контактные телефоны авторов: ________________ Грачев С.И. (подпись) «__»___________20___г. тел. +7 (3452) 41 68 89 ________________ Самойлов А.С. (подпись) «__»___________20___г. тел. +7 919 933 8711 ________________Кушнарев И.Б. (подпись) «__»___________20___г. тел. +7 919 922 8361 | Зав. кафедрой РЭНГМ __________ С.И. Грачев (подпись) «_____»_____________ 20___ г. Протокол № 3 от 21.11.2014г. |
Тюмень
ТюмГНГУ
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Методические указания
По дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами»
для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения
Тюмень 2013 г.
Утверждено редакционно-издательским советом
Тюменского государственного нефтегазового университета
Методические указания предназначены бакалаврам направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения. В методических указаниях приведены основные задачи с примерами решения по дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами».
Составители: доцент, к.т.н. Самойлов А.С.
доцент, к.т.н. Фоминых О.В.
лаборант Невкин А.А.
© государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 2013 г.
Содержание
ВВЕДЕНИЕ. 2
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов. 7
Тема 2. Расчет дебита горизонтальной скважины и наклонно - направленной с трещиной ГРП по приведенным формулам, сопоставление результатов. 2
Тема 3. Расчет дебита многоствольной скважины. 17
Тема 4. Расчет оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы с вертикальными. 21
Тема 5. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием на установившихся режимах (по методике Евченко В.С.). 2
Тема 6. Дебит горизонтальной скважины с трещинами ГРП, расположенной в анизотропном, полосообразном пласте. 34
Тема 7. Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием………………………………………………………………………30
Тема 8. Моделирование неустановившегося движения жидкости к горизонтальной скважине по двухзонной схеме………………………………45
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА.. 49
ВВЕДЕНИЕ
При масштабном внедрении в начале 2000-х и в течение последующего десятилетия в систему разработки месторождений Западной Сибири горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) достигалась форсированная выработка запасов нефти при быстрой окупаемости вложений без строительства новых скважин. Внедрение производилось в оперативном порядке, не всегда согласованно с принятыми проектными решениями, либо путем трансформации существующей системы разработки. Однако, без системного обоснования технологии горизонтального вскрытия и эксплуатации объектов, проектные значения коэффициента извлечения нефти (КИН) не достигаются.
В последние годы технологии горизонтального вскрытия уделяется много большее внимание при проектировании системы разработки, в некоторых компаниях обоснование строительства каждого ГС выполняется в виде мини-проекта. На что повлиял и мировой финансовый кризис, когда в целях оптимизации производства погрешность и доля неопределенности сводились к минимуму. К технологии горизонтального вскрытия применили новые подходы о чем свидетельствуют результаты эксплуатации, построенных ГС и БГС с 2009 г. (в ОАО «Сургутнефтегаз» построено более 350 скв., ОАО «Лукойл» более 200 скв., в ТНК-ВР более 100 скв., в ОАО «НГК «Славнефть» более 100 скв., в ОАО «Газпром нефть» более 70 скв., в ОАО «НК «Роснефть» более 50 скв., в ОАО НК «РуссНефть» более 20 скв.).
Известно, что не достаточно определить только основные параметры применения ГС: длину, профиль, расположение ствола относительно кровли и подошвы, предельные технологические режимы эксплуатации. Необходимо учитывать размещение и параметры сетки скважин, схемы вскрытия пластов и регулирование режимов их работы. Необходимо создание принципиально новых методов мониторинга и управления выработкой запасов нефти особенно для сложнопостроенных залежей, которые будут основаны на достоверном изучении геологического строения посредством исследования горизонтальных стволов, зависимости дебита нефти от неоднородности геологического строения и гидравлических сопротивлений по длине, создании равномерности выработки запасов нефти по всему объему коллектора дренируемого ГС, высокоточном определение зоны дренирования, возможности проведения и прогнозирования эффективности способов повышении нефтеотдачи пластов, определения главных напряжений пород, от учета которых напрямую зависит эффективность системы заводнения и механические методы воздействия на пласт (гидроразрыв пласта).
Целью настоящего методического указания является обеспечение студентов знаниями, которыми пользуется современная наука и производство при управлении продуктивностью скважин.
В методических указаниях для каждой задачи по темам представлен алгоритм расчета и приведен пример решения типовой задачи, что существенно помогает успешному выполнению задания. Однако, его применение возможно лишь после изучения теоретических основ.
Все расчеты следует проводить в рамках международной системы единиц (СИ).
Теоретические основы дисциплины хорошо изложены в учебниках, ссылки которых приведены.
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов
Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:
, (1.1)
где, Qг – дебит нефти горизонтальной скважины м3/сек; kh – горизонтальная проницаемость пласта м2; h – нефтенасыщенная толщина, м; ∆P – депрессия на пласт, Па; μн – вязкость нефти Па·с; B0 – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м; rc – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования (рис. 1.1), м:
, (1.2)
где Rk – радиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:
, (1.3)
kv – вертикальная проницаемость пласта, м2. В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·kh, осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑ , .
Рисунок 1.1 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте
Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения Rk. В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 1.2), представляющий собой среднюю величину между полуосями:
(1.4)
Рисунок 1.2 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте
Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:
, (1.5)
где J – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:
. (1.6)
Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение
(1.7)
Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:
. (1.8)
Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения Joshi S.D..
Задача 1.1. Для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Qг по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.
Таблица 1.1
| Наименование параметра | Условное обозначение | Единицы измерения (СИ) | Значение |
| Нефтенасыщенная толщина | h | м | 5,5 |
| Проницаемость по горизонтали, м2 | kh | м2 | 443·10-15 |
| Проницаемость по вертикали, м2 | kv | м2 | 55·10-15 |
| Вязкость нефти | μн | Па·с | 0,00112 |
| Пластовое давление | Рпл | Па | 17,5·106 |
| Забойное давление | Рзаб | Па | 14,5·106 |
| Радиус горизонтального участка скважины | rc | м | 0,1 |
| Радиус контура питания | Rk | м | |
| Объемный коэффициент нефти | B0 | д.ед | 1,2 |
Решение. Задача решается следующим порядком:
1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 1.3 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 1.2):
Подставляя полученные результаты в выражение 1.1 получаем,
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.
Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 1.6:
.
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.
Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (1.7)
Определяем дебит ГС:
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
4. Сопоставляем полученные результаты:
| Автор методики | Полученное значение | Отклонение |
| Joshi S.D. | 1481 м3/сут | |
| Борисова Ю.П. | 1667,9 м3/сут | |
| Giger | 607,9 м3/сут |
5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:
| L длина горизонтального участка | Дебит ГС, м3/сут (Joshi S.D.) | Дебит ГС, м3/сут (Борисова Ю.П.) | Дебит ГС, м3/сут (Giger) |
| 1360,612 | 1647,162 | 1011,10254 | |
| 1982,238 | 2287,564 | 1318,32873 | |
| 2338,347 | 2628,166 | 1466,90284 | |
| 2569,118 | 2839,562 | 1554,49788 | |
| 2730,82 | 2983,551 | 1612,26295 | |
| 2850,426 | 3087,939 | 1653,21864 | |
| 2942,48 | 3167,09 | 1683,77018 | |
| 3015,519 | 3229,168 | 1707,43528 | |
| 3074,884 | 3279,159 | 1726,30646 | |
| 3124,085 | 3320,28 | 1741,70642 | |
| 3165,528 | 3354,7 | 1754,51226 | |
| 3200,912 | 3383,933 | 1765,32852 | |
| 3231,477 | 3409,07 | 1774,58546 | |
| 3258,144 | 3430,915 | 1782,59759 | |
| 3281,613 | 3450,074 | 1789,60019 | |
| 3302,428 | 3467,016 | 1795,77275 | |
| 3321,015 | 3482,103 | 1801,2546 | |
| 3337,713 | 3495,624 | 1806,15552 | |
| 3352,797 | 3507,811 | 1810,56322 | |
| 3366,489 | 3518,853 | 1814,54859 |
Рисунок 1.3 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка
Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам Joshi S.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения следует:
‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;
‑ для условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L1=150 м. Q1=2620 м3/сут до L2=400 м. Q2=3230 м3/сут;
‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.
Варианты Задача №1
| Вар. | №скв | Месторождение, пласт | Длина ГС, м | h нн, м | Kh, мД | Кv, мД | Вязкость, мПа*с | Рпл, МПа | Рзаб, МПа | Радиус скв, м | Rk,м |
| 210Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 14,0 | 0,1 | ||||||
| 333Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 6,0 | 0,1 | |||||||
| 777Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 11,0 | 0,1 | |||||||
| 302Г | Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 13,0 | 0,1 | ||||||
| 2046Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 13,7 | 0,1 | ||||||
| 4132Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 16,0 | 0,1 | ||||||
| 4100Г | Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 16,0 | 0,1 | ||||||
| 611Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 16,0 | 0,1 | |||||||
| 8068Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 5,8 | 0,1 | ||||||
| Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 11,2 | 0,1 | |||||||
| 215Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 15,0 | 0,1 | ||||||
| 334Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 11,0 | 0,1 | |||||||
| 615Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 16,0 | 0,1 | |||||||
| 212Г | Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 15,0 | 0,1 | ||||||
| 2146Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 17,8 | 0,1 | ||||||
| 4025Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 13,0 | 0,1 | ||||||
| 513Г | Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 18,0 | 0,1 | ||||||
| 670Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 19,5 | 0,1 | |||||||
| 554Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 11,34 | 0,1 | ||||||
| 877Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 16,2 | 0,1 | ||||||
| Продолжение таблицы 1.1 | |||||||||||
| 322Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 14,9 | 0,1 | ||||||
| 554Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 15,3 | 0,1 | |||||||
| 789Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 12,7 | 0,1 | |||||||
| Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 9,8 | 0,1 | |||||||
| 2475Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 12,9 | 0,1 | ||||||
| 4158Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 13,8 | 0,1 | ||||||
| Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 18,2 | 0,1 | |||||||
| 688Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 14,3 | 0,1 | |||||||
| 8174Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 18,6 | 0,1 | ||||||
| 882Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 15,2 | 0,1 |
Контрольные вопросы.
Рекомендуемые страницы:
Воспользуйтесь поиском по сайту:
megalektsii.ru
ГС, технологические операции, механизмы увеличения дебитов, оценка дебита с использованием ГС, аналитические формулы. Критерии применения ГС, ГДМ.
Преимущества горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными:
- равномерное стягивание контура нефтеносности;
- увеличение охвата пласта как дренированием, так и вытеснением рабочим агентом вследствие обеспечения сообщаемости изолированных линз, каверн, трещин, участков с ухудшенными фильтрационными свойствами;
- высокая производительность;
- более высокие безводные и безгазовые дебиты при разработке газонефтяных залежей;
- возможность извлечения углеводородов из природоохранных зон и из под населенных пунктов, где применять вертикальные скважины запрещено законодательством.
В основу оценки дебита горизонтальной скважин положены идеи Борисова и Чарного, в которых общее фильтрационное сопротивление участка нефтяного пласта со скважиной, описываемое сложными функциями, расчленяется на части и представляется последовательностью фильтрационных сопротивлений. Выделяют типы геометрии зоны дренирования пласта горизонтальной скважины:
1. форма круга; 2. форма эллипса; 3. форма прямоугольника;
Формулы для расчета дебита горизонтальной скважины:
1. Формула Борисова. Зона дренирования – круг:
где - объемный коэффициент нефти.
- расстояние от горизонтальной скважины до линии пластового давления(обычно , - половина расстояния между соседними рядами).
2. Формула Joshi. Зона дренирования – эллипсоид:
где - параметр анизотропии.
A - половина главной оси эллипса, равного площади дренирования пласта ГС.
3. Формула З.С.Алиева и В.В.Шеремета, допускает, что зона дренирования пласта имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытым ГС (зона дренирования – прямоугольник).
;
Исходя из представленных формул можно сделать выводы:
- с увеличением толщины пласта расчетный дебит ГС увеличивается;
- анизотропия пласта существенно влияет на дебит;
- дебит ГС растет практически пропорционально длине горизонтального участка;
- производительность ГС пропорциональна депрессии и проницаемости пласта;
- дебит ГС обратно пропорционален радиусу контура питания;
При проектировании системы заводнения с применением горизонтальных скважин необходимо соблюдать принцип, согласно которому расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола должно быть пропорционально запасам нефти и обратнопропорционально продуктивности.
Основные принципы размещения горизонтальных скважин:
- в пластах небольшой толщины траекторию ГС целесообразно располагать в средней по толщине части, параллельно кровле и подошве пласта;
- в низкопроницаемых пластах значительной толщины с преимущественно вертикальной трещинностью в водоплавающих залежах активной подошвенной водой горизонтальный ствол следует располагать параллельно и ближе к кровле;
- в прерывистых и линзовидных пластах следует использовать ГС с синусоидальным профилем;
- в условиях слоисто-неоднородного пласта с наличием непроницаемых разностей ствол ГС должен быть полого-наклонным от кровли до подошвы;
- в приконтурных зонах ГС следует размещать параллельно контуру нефтеносности или границе нефть – вытесняющий агент;
- в центре залежи ГС целесообразно располагать параллельно большой оси структуры;
- при наличии ВНК или ГНК для исключения преждевременных прорывов воды или газа горизонтальные стволы следует размещать как можно дальше от них.
Расстановка горизонтальных скважин может быть различной: линейной лобовой или шахматной (1 и 3-х рядная), площадной и радиальной (для режимов истощения). В сложных природно-климатических условиях ГС располагают совместно с вертикальными на кустах.
Критерии применения гидродинамических методов:
Циклическое заводнение:
- наличие слоисто-неоднородных или трещинно-пористых гидрофильных коллекторов;
- высокая остаточная нефтенасыщенность;
- возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления – сокращаться до нуляв результате отключения нагнетательных скважин);
Изменение направлений фильтрационных потоков:
- повышенная неоднородность пластов;
- высоковязкие нефти;
- применение в первой трети основного периода разработки;
Форсированный отбор жидкости:
- обводненность продукции не менее 80-85% (начало завершающей стадии разработки);
- высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления;
- возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет опасения прорыва пластовых вод, ОК исправна).
Области применения горизонтальных скважин:
- низкопроницаемый коллектор;
- высокорасчлененные пласты;
- пласты высоковязкой нефти;
- тонкие нефтяные оторочки;
- шельфовые месторождения;
Цель бурения ГС:
- увеличение контакта скважины с пластом для увеличения ее продуктивности;
- снижение интенсивности процесса конусообразования при снижении депрессии и удалении зоны отбора от поверхностей ГНК и ВНК.
Кислотные обработки.
Применение кислотных обработок основано на способности некоторых кислот растворять горные породы и цементирующий материал. Для карбонатного коллектора наибольшее распространение получила соляно-кислотная обработка, для терригенного – смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).
Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:
— Обычная СКО.
— Кислотная ванна.
— СКО под давлением.
— Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.
Реакция взаимодействия соляной кислоты с известняком: CaCO3+2HCl = CaCl2 +h3O+CO2
Продукт реакции (хлорид кальция) хорошо растворим и легко удаляется при вызове притока и освоении скважины.
Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы,
приобретая форму узких и длинных каверн.
Основное назначение обычной солянокислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м3/м2 поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).
При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора. Применение высококонцентрированных растворов НС1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl2 и MgCL2, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. Повышение давления приводит к снижению скорости реакции.
При проведении СКО в призабойной зоне возможно выпадение большого количества осадка, что снижает проницаемость. Поэтому раствор соляной кислоты обрабатывается следующими реагентам:
- стабилизаторы – уксусная кислота, стабилизируют свойства раствора;
- ингибиторы – снижают коррозионную активность кислоты;
- интенсификаторы – обеспечивают удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (ПАВ).
Технология проведения обычной СКО:
1. промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Цель – удаление грязи, смол, парафионом, асфальтенов, которые отложились в ПЗС, перфорационных каналах и на стенках.
2. Закачка требуемого объема кислоты. Объем зависит от толщины обрабатывемого пласта, свойств ПЗС и глубины обработки.
3. Задавка раствора кислоты в пласт нефтью или водой до полного поглощения.
4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования с породой. Время – от 1 до 24 часов.
5. Вызов притока, освоение, исследование скважины, заключение о технологическом эффекте от СКО.
Кислотные ванны:
Применяютсяв скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основная цель - очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений солей (кальцитовых) пластовой воды и др. Объем кислотного раствора должен равняться объему скважины от подошвы до кровли коллектора. Время нейтрализации при таких обработках выше, чем при обычной СКО, и достигает 16-24 ч.
Глинокислотная обработка.
Глиняной кислотой называется смесь 3-5%-й фтористо-водородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот.
При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки. Реакции:
SiO2+4HF=SiF+2h3O
Соляная кислота в смеси с HF служит не только для растворения карбонатного материала терригенного коллектора, о чем уже говорилось, но в значительной степени она предотвращает образование гелей кремниевой кислоты, удерживая кремниевую кислоту в растворе.
Блок 3.
infopedia.su
