Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов. Формула расчета дебита нефтяной скважины
Формула дюпюи с единицами измерения. Как определить дебит скважины по формуле Дюпюи
Закон Дарси
Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием градиента давления. Согласно закону Дарси скорость v движения (фильтрации) жидкости (газа) в пористой среде прямо пропорциональна градиенту давления grad р, т.е. перепаду давления р, приходящемуся на единицу длины пути движения жидкости или газа и направлена в сторону падения давления:
В этой форме записи закона Дарси коэффициент пропорциональности равен подвижности жидкости, т.е. отношению проницаемости k породы к вязкости жидкости m.
Скорость фильтрации определяется отношением расхода жидкости w, протекающей через образец породы, к площади поперечного сечения образца S, расположенного перпендикулярно к направлению потока:
Принимая градиент давления на образце породы длиной L величиной постоянной
,
закон Дарси обычно записывают в виде формулы:
Истинная скорость движения жидкости в пористой среде больше скорости фильтрации, так как на самом деле жидкость движется не по всему сечению образца, а лишь по поровым каналам, суммарная площадь которых S 1 меньше общей площади образца S:
Здесь m дин – динамическая пористость образца породы.
Очевидно, что
т.е. истинная скорость движения жидкости в пористой среде равна отношению скорости фильтрации к динамической пористости коллектора.
При фильтрации через пористую среду газа его объемный расход по длине образца изменяется в связи с уменьшением давления. Среднее давление по длине образца пористой породы принимают равным:
где р 1 и р 2 – соответственно давление газа на границах образца.
Средний объемный расход газа w г при его изотермическом расширении по длине образца можно оценить по формуле, вытекающей из закона Бойля-Мариотта для идеальных газов:
где w 0 – расход газа при атмосферном давлении р ат.
Закон Дарси при фильтрации газа записывается в виде формулы:
Здесь m г – вязкость газа.
Закон Дарси – основной закон подземной гидродинамики – науки, на которой базируются методы проектирования и контроля процессов разработки нефтяных и газовых месторождений и методы промысловых исследований скважин и пластов.
Производительность скважин.
Формула Дюпюи.
Производительность добывающих нефтяных и газовых скважин характеризуется их дебитом, то есть количеством жидкости или газа, поступающим из них в единицу времени. По формулам Дарси можно рассчитать скорость фильтрации нефти и газа при установившемся плоскопараллельном фильтрационном потоке, когда все частички жидкости (газа) движутся по прямолинейным параллельным траекториям, например, в трубе.
Фильтрация жидкости или газа по пласту в районе расположения скважины в большинстве случаев имеет радиальный или близкий к нему характер; траектории частиц (линии тока) направлены по радиусам окружности, центр которой совпадает с центром скважины (рис. 1.15). Жидкость или газ движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважине непрерывно уменьшается.
Если кровля и подошва продуктивного пласта непроницаемы, толщина его постоянна и строение однородно, скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости или газа непрерывно возрастает, достигая максимального значения на стенках скважины. Для оценки притока жидкости или газа к отдельным скважинам в этом случае применяют формулы, выведенные на основе закона Дарси для плоскорадиального фильтрационного потока.
При установившемс
kupildoma.ru
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
РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид: Q=k(pпл – pзаб)n(1) где Q - дебит скважины; к - размерный коэффициент пропорциональности; n - показатель степени, характеризующий режим движения жидкости (фильтрации). При n = 1 выражение (1) записывается так: Q=Kпр.(pпл – pзаб)(2) где Kпр.- коэффициент продуктивности скважины, [т/(сут*МПа)] (стандартные условия). Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи: (3) где к - проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м; h - толщина пласта (работающая), м;- вязкость нефти в пластовых условиях, м Па*с; - приведенный радиус скважины, м; RK - радиус контура питания, м. Из сопоставления (2) и (3) получаем(4)где bн - объемный коэффициент нефти; - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3. В соответствии с (4) дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:(5)Задание. Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения.Решение. Прежде всего рассчитываем по (6) объемный коэффициент нефтиСвязь между газонасыщенностью нефти и ее объемным коэффициентом (при t = 20 0 C)
bн =1+3,05*10-3 Г0 при Г0≤400 м3/ м3,bн =1+3,63*10-3(Г0 – 58) при Г0>400 м3/ м3.(6)
Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. Для этого воспользуемся формулой (7):
[МПа](7)ум- содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, уа- содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, tпл- пластовая температура С, t - текущая температура С, ГОМ – газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к стандартным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти м3/т.Приводим заданное газосодержание Go пластовой нефти к размерности ГОМ в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (8):
[м3/т](8)Здесь Tст=293.15 К, Tст=273 К, ρнд - плотность дегазированной нефти.Таким образом, определяем давление насыщения при tпл., а затем рассчитываем по (5) дебит скважины.Наименование исходных параметровОбозначение, размерностьВарианты заданий 12345678
Проницаемость призабойной зоныk [мкм2]0.250.220.200.190.270.250.200.22
Толщина пластаh [м]53456789
Плотность дегазированной нефтиρнд [кг/м3]862840855850865865845840
Вязкость нефти в пластовых условияхнп [м Па*с]21234567
Плотность пластовой нефтиρнп [кг/м3]805805805805805805805805
радиус контура питанияRк [м]300300300300300300300300
Приведенный радиус скважиныrпр [м]0.010.0150.0110.0120.0130.0140.0160.017
Пластовое давлениеPпл[МПа]2525252525252525
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефтиG0(Г0) [м3/м3]78.588.578.598.568.598.5100.5110.5
Давление насыщения при t = 20 СPнас20[МПа]8.488.488.488.488.488.488.488.48
Пластовая температураtпл[С]82921028595100115120
Содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условияхум0.6220.6220.6220.6220.6220.6220.6220.622
Содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условияхуа0.0270.0270.0270.0270.0270.0270.0270.027
Наименование исходных параметровОбозначение, размерностьВарианты заданий 910111213141516
Проницаемость призабойной зоныk [мкм2]0.210.230.240.160.200.300.330.35
Толщина пластаh [м]243678910
Плотность дегазированной нефтиρнд [кг/м3]872860875870855855865870
Вязкость нефти в пластовых условияхнп [м Па*с]12345677
Плотность пластовой нефтиρнп [кг/м3]805805805805805805805805
радиус контура питанияRк [м]300300300300300300300300
Приведенный радиус скважиныrпр [м]0.0140.0120.0130.0140.0150.0160.0170.018
Пластовое давлениеPпл[МПа]2525252525252525
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефтиG0(Г0) [м3/м3]100.5120.5110.590.5130.5140.5150.5160.5
Давление насыщения при t = 20 СPнас20[МПа]8.488.488.488.488.488.488.488.48
Пластовая температураtпл[С]928211095105120125130
Содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условияхум0.6220.6220.6220.6220.6220.6220.6220.622
Содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условияхуа0.0270.0270.0270.0270.0270.0270.0270.027
freedocs.xyz
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждениевысшего 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.
megalektsii.ru
расчет и определение по формуле
Дебит скважины — это параметр производительности источника жидкости или газа за единицу времени. Значение дебита характеризует экономическую выгоду эксплуатации нефтяных и газовых горных выработок, мощность водоносного горизонта и перспективу его использования.
Характеристика показателя дебита
Дебит скважины на воду характеризуется объемом жидкости, которая стабильно поступает из источника за единицу времени. Показатель определяет его способность генерировать продукт при определенном режиме эксплуатации.
Параметр учитывает сезонные колебания уровня водоносного горизонта, его истощение. В основном дебит выражается в литрах или м³ за секунду, час, сутки. Дебит нефтяной скважины измеряется в тоннах или м³/час, м³/сутки.
Замер показателя для горной геологической выработки на нефть проводится периодически на специальных мобильных измерительных установках. Их использование позволяет сделать замеры с помощью многоходового переключателя без остановки работы эксплуатационных работ.
Для определения ее дебита в объемных единицах при известном дебите в тоннах применяется формула, учитывающая плотность нефти. Дебит газовой скважины определяют в объемных единицах, приведенных к нормальным условиям.
Полную характеристику качества извлеченной продукции из пласта путем горной выработки характеризует параметр содержания воды. Он измеряется в % и рассчитывается как соотношение количества извлеченной воды к сумме объемов воды и нефти.
Средний дебит скважины, используемый при расчетах, определяется путем деления суточной добычи из всех скважин месторождения к их количеству.
Эксплуатация малодебитных скважин проводится периодически и основана на чередовании периодов извлечения и накопления нефти на забое. При периодической эксплуатации период простоя может колебаться, он зависит от коэффициента продуктивности.
Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда, для которого используются насосы. Применение циклического способа позволяет сэкономить электроэнергию, сократить износ оборудования и обеспечить производительность низкодебитных сооружений.
Виды геологических выработок
Горная выработка связана с разведкой или добычей полезных ископаемых. В зависимости от глубины прохождения различают мелкие и глубокие буровые горные выработки круглого сечения. Каждая из них предусматривает технику и технологию бурения, специальное оборудование, эксплуатацию.
Мелкие горные выработки не требуют больших затрат, они могут использоваться временно. Бурение на значительные глубины производят с целью эксплуатации в течение длительного времени.
В зависимости от геологического строения пород и места расположения промышленного слоя с полезными ископаемыми различают геотехнологические и опорные сооружения.
Группа опорных горных выработок связана с поиском и добычей нефти, их глубина может достигать нескольких километров. Разветвленная структура на глубине уходит в разные стороны по нефтепроизводящему пласту, что увеличивает приток «черного золота».
Горные геологические выработки, связанные с добычей газа, как и другие виды, имеют свои специфические особенности. Их невозможно использовать для добычи других полезных ископаемых.
Реже при разработке месторождений закладывают нагнетательные скважины с целью поддержания необходимого давления при эксплуатации пластов. К числу технических горных выработок относится смотровой колодец, широко применяемый в системе водоснабжения в качестве индикатора качества воды.
Сооружения, предназначенные для разведки полезных ископаемых, имеют легкую конструкцию, небольшой диаметр отверстия и являются незаменимыми при разведочных работах.
Буровая горная выработка может производиться несколькими способами, среди которых распространенными являются:
- роторный;
- шнековый;
- ударно-канатный;
- вращательно-колонковый.
Наиболее быстрое бурение обеспечивает вращательный метод, но на практике часто используют роторный способ. Он экономит средства и позволяет оперативно провести оценку перспектив поиска.
Расположение водных горизонтов и их эксплуатация
Глубина горных выработок, предназначенных для водозабора, определяется уровнем расположения горизонта. Для питьевых нужд не используется слой, находящийся вверху. Он представляет собой грунтовые воды, и для его эксплуатации предназначается колодец.
Для добычи межпластовых вод закладывают специальные скважины на песок. Они получили свое название из-за того, что сосредоточены в песчаных отложениях. Для этой выработки глубиной 15-30 м используют принцип шнекового бурения.
Для обсадки применяют трубы диаметром более 10 см, а на дно укладывают фильтр. Дебит скважины на песок или абиссинского колодца составляет 0,6-1,5 м³/час.
В слое известняка скапливается вода высокой чистоты. Но для ее добычи требуется горная выработка глубиной выше 100 м, что зависит от места локализации слоя. Дебит артезианской скважины отличается постоянностью и высоким показателем. Он не зависит от сезонных колебаний и количества осадков.
Вода находится под большим пластовым давлением, что обеспечивает подержание ее уровня в колодце. Срок службы такого сооружения отличается длительностью, но основным недостатком является высокая цена установки для обслуживания.
У артезианских колодцев практически нет загрязнителей, кроме минеральных компонентов слоя, в котором они залегают. Но для их удаления существует система очистки. Качество воды и постоянный ее приток полностью оправдывают затраты, связанные с добычей и эксплуатацией горизонта. Они могут окупиться в течение нескольких лет.
Расчет дебита
Определение дебита скважины является важным параметром, определяющим ее возможности для обеспечения водоснабжения и необходимую производительность насоса.
Каждая буровая выработка имеет свой паспорт, в котором вместе с другими параметрами указывается удельный дебит скважины. Он характеризуется количеством воды, которую необходимо откачать для понижения статического уровня на 1 м.
Как определить дебит скважины на практике? Измерение проводят с использованием емкости объемом 200 л и секундомера. В результате наблюдений фиксируют время, за которое можно набрать 200 л воды.
Расчет дебита скважины производится путем простых арифметических операций. Например, в заданной скважине глубиной 50 м статический уровень воды находится на отметке 30 м. Соответственно, высота водного столба составляет 20 м (50-30).
При откачке воды насосом с расходом 2 м³/ч динамический уровень составил 37 м. Дебит рассчитывается с учетом глубины скважины, производительности насоса и разницы динамического и статического уровня. Для этого примера показатель составит 5,7 м³/ч.
Что такое дебит скважины и как он определяется на практике? После завершения бурения горная выработка отстаивается несколько суток. Столб воды в эксплуатационной трубе должен измеряться без применения откачки. Этот уровень считается статическим.
Если при непрерывном отборе вода не меняет своего зеркала, то этот показатель характеризует динамический уровень. Если интенсивность отбора не превышает отдачу, то зеркало стабилизируется на определенном интервале.
Замер дебита скважины должен производиться периодически. Для этого используют тонкую веревку с грузом на конце. Если показатель уровня воды остается неизменным или уменьшается, то необходимо провести замену фильтра.
kolodetsoved.ru
Расчет дебитов скважин при различных устьевых давлениях и способах эксплуатации
Тема моего дипломного проекта «Расчёт дебитов скважин при различных устьевых давлениях и способах эксплуатации». Я рассчитывал дебиты скважин при фонтанном и механизированном способах добычи с учётом снижения давлений на устье.
Целью работы является сравнение теоретических расчётов и промысловых экспериментов по оценке влияния снижения устьевых давлений на добычу нефти.
В геологической части моего дипломного проекта рассмотрено Березинское месторождение.
Березинская структура расположена в центральной части северной прибортовой зоны Припятского прогиба и приурочена к Березинской зоне приразломных поднятий.
По кровле межсолевых отложений Березинская площадь представляет собой брахиантиклинальное поднятие, осложненное серией субширотных разрывных нарушений сбросового характера, имеющих простирание, близкое к простиранию северного краевого разлома.
Промышленная нефтегазоносность Березинского месторождения связана с карбонатными коллекторами петриковского, елецкого и задонского горизонтов межсолевой толщи. Коллекторами нефти описываемой залежи являются доломиты и частично известняки. Тип коллектора ¾ порово ¾ каверново ¾ трещинный. Притоки нефти полученные дебитами меняются от 40 м3/сут до 320 м3/сут. Нефтенасыщенность изменяется от 6,0 до 108,4м. Режим залежи упруговодонапорный. Извлекаемые запасы составили: 3522у.е.
В дипломной работе дано сравнение прогнозных расчетов и результатов промысловых экспериментов по оценке влияния снижения устьевых давлений на добывные возможности скважин фонтанного и механизированного фонда.
Прогнозный расчет проводился по скважинам:
- Оборудованных УЭЦН
Расчетная схема для УЭЦН имеет следующий вид:
1. Рассчитывается фактическая напорная характеристика спущенного в скважину насоса по формуле:
Н = Ндин + (Ру/gж)×100м (1)
2. Точка наносится на график стандартной рабочей характеристики, данного типоразмера насоса и путем аппроксимации строится график фактической рабочей характеристики данного насоса.
3. Рассчитывается предполагаемая напорная характеристика насоса при снижении Ру на заданную величину.
4. По графику фактической рабочей характеристики насоса определяется расчетная подача насоса.
Скважина №180 Березинского месторождения.
Параметры работы скважины при существующем режиме эксплуатации
· Дебит жидкости — 80,9 м3/сут
· Динамический уровень ¾ 1335м
Фактический напор, спущенного в скважину насоса рассчитывался и равен:
Н = 1633 м
При снижении устьевого давления с 2,8 МПа до 0,17 МПа напор снизится на величину равную dН = 280м и станет равен 1353м. По фактической кривой определяем дебит соответствующий этому напору, который равен 102,7 м3/сут. Таким образом, при снижении буферного давления на 2,63 МПа дебит скважины увеличится на 24 м3/сут (30%).
Скважина № 120 Березинское месторождение
Параметры работы скважины при существующем режиме эксплуатации
· Дебит жидкости ¾ 87,6 м3/сут
· Динамический уровень ¾ 945м
Расчет фактического напора спущенного в скважину насоса рассчитывался и равен:
Н = 1312 м
При снижении устьевого давления с 2,8 МПа до 0,17 МПа напор снизится на величину равную dН=345м и станет равен 967м. По фактической кривой определяем дебит соответствующий этому напору, который равен 110,5 м3/сут. Таким образом при снижении буферного давления на 2,63 МПа дебит скважины увеличится на 29,7 м3/сут (36%).
При снижении линейных давлений с 2,8МПа до 0,17МПа суммарный дебит скважин 108 и120 увеличился с 159,5 м3/сут до 179,9 м3/сут, т.е. на 20,4 м3/сут (13%). Обводненность по скважине №108 увеличилась с 0% до 46%, а по скважине №120 с 65% до 85%.
-Фонтанные скважины.
Для расчета изменения дебита при изменении линейного давления необходимо решить две задачи:
1. Установить, как меняется буферное давление при изменении линейного.
2. Определить зависимость между буферным давлением и забойным.
Известно, если отношение линейного давления к буферному достигает определенной величины, то дальнейшее увеличение перепада давлений (при неизменном диаметре штуцера) не приводит к изменению дебита. Такое соотношение давлений называется критическим.
Имея эту зависимость можно определить для каждой скважины величину изменения забойного давления при заданном изменении устьевого. Изменение дебита по конкретной скважине определяется по формуле притока с учетом нового значения забойного давления:
Q1=Кпрод×(Рпл-Рбзб1) (2)
Q2=Кпрод×(Рпл-Рзб2) (3)
dQ=Q2-Q1 (4)
Скважина № 38 Ю.Александровская
· Дебит жидкости 33,1 м3/сут
· Буферное давление ¾ 3,13 МПа
· Пластовое давление ¾ 23,92 МПа
· Забойное давление ¾ 21,0 МПа
vunivere.ru
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 
.
Похожие статьи:
poznayka.org
