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


Смотрите также