Факторы, влияющие на производительность. Какие факторы влияют на дебит скважины

Факторы, влияющие на производительность

Скважин

В системе комплексного контроля за разработкой месторождения наблюдение за состоянием призабойной зоны пласта занимает одно из первых мест. Известно, что дебит скважины и ее продуктивность зависят от гидродинамических параметров пласта, размеров зоны дренирования, а также от состояния эффективности гидравлической связи скважины с пластом. Эффективность гидравлической связи скважины с пластом зависит в основном от первичного и вторичного вскрытия пласта, в результате проведении которых при дальнейшей эксплуатации большинство скважин становятся несовершенными в силу чего фактическая их продуктивность становится меньше потенциальной. Кроме того, в процессе разработки гидродинамические параметры призабойной зоны пласта, такие как проницаемость и гидропроводность постоянно изменяются и, как показывает практика, чаще ухудшаются.

Факторами, влияющими на снижение продуктивности скважин, являются:

- физико-литологические;

- физико-химические;

- термобарические;

- механические.

Коллекторские свойства нефтеносных пород определяются их минералогическим составом и структурой порового пространства. Одной из важных физико-литологических причин снижения проницаемости при первичном вскрытии пласта с применением бурового раствора на водной основе, а также последующее заводнение с целью поддержания пластового давления является разбухание глинистого материала и повышение водосодержания, что приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти.

К физико-химическим факторам снижения продуктивности скважин относятся - эмульсеобразования, отложения парафина, солей и асфальто-смолистых веществ на поверхности скелета пород. К термобарическим факторам снижения продуктивности скважин относятся изменение температуры пласта и давления, что приводит к активизации физико-химических факторов изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и флюидов. Снижение температуры вызывает резкое увеличение вязкости нефти, уменьшение ее подвижности, снижение производительности скважин. Как известно, пластовое давление – важный фактор, определяющий энергетические возможности пласта. При снижении пластового давления ниже давления насыщения уменьшается проницаемость по нефти. Кроме того, снижение давления приводит к уменьшению проницаемости пласта вследствие упругих и упругопластических деформаций пористой среды.

При вскрытии пласта за счет больших репрессий в пласт проникает как фильтрат, так и твердая фаза бурового раствора. В зависимости от величины репрессии и времени ее воздействия глубина проникновения компонентов раствора может достигать до нескольких метров. Таким образом, основными факторами снижения проницаемости ПЗП и продуктивности скважин являются:

1. Разбухание цементирующего материала пород-коллекторовза счет проникновения фильтрата бурового раствора, технологических жидкостей при ремонте скважин и воды, закачиваемой для поддержания пластового давления;

2. Увеличение водонасыщенности пород с образованием эмульсии;

3. Снижение пластового давления и температуры, приводящие к выпадению парафина и асфальто-смолистых веществ на скелете породы и к его необратимым изменениям за счет уплотнения упаковки и изменения структуры перового пространства;

4. Выпадение солей в поровом пространстве вследствие несовместимости закачиваемых и пластовых вод;

5. Механическое засорение ПЗП глинистым материалом, осадками механических примесей с последующим их уплотнением и образованием непроницаемой корки (кольматация).

Все описанные изменения проницаемости ПЗП значительноснижают потенциальные возможности скважин и проявляются каксовместно, так и по отдельности. Следовательно, для успешной стабильной добычи нефти необходимо планировать и проводить мероприятия по восстановлению и улучшению ухудшенных фильтрационных свойств ПЗП нагнетательных и добывающих скважин с целью увеличения охвата пласта вытеснением нефти водой.

Классификация гидродинамического

Несовершенства скважин

Как указывалось выше, эффективность гидродинамическойсвязи пласта и скважин зависит от величины дополнительныхфильтрационных сопротивлений в ПЗП, от ее гидродинамическогонесовершенства. Различают следующие виды гидродинамического несовершенства скважин:

1. По степени вскрытия С1, когда пласт вскрывают не на всю нефтенасыщенную толщину;

2. По характеру вскрытия С2, когда связь со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационныеканалы;

3. По характеру движения жидкости в рабочей части интервала ствола СЗ, вызываемое образованием пробок из песка и глины, формированием столба воды выше перфорационных каналов и отложением солей;

4. По качеству вскрытия , когда проницаемость ПЗП снижена (или увеличена) по отношению к естественной проницаемостипороды до вскрытия пласта.

Первые два вида несовершенства называют геометрическим несовершенством, т.к. вблизи стенки скважины нарушается геометрия потока в виде искривления и сгущения линии токов жидкости, что ведет к возникновению дополнительных затрат пластовой энергии на продвижение жидкости к забою скважины.

Качество вскрытия пласта определяется так называемым показателем "скин-эффекта" или эффекта повреждения пласта .

Обозначим через суммарное сопротивление, вызываемоевскрытием пласта и эксплуатацией скважины

Отметим, что применяемый в иностранной литературе термин"скин-эффект" по смыслу равнозначен коэффициенту .

С учетом вышеприведенных коэффициентов несовершенства выражение для установившегося и неустановившегося движения жидкости примет вид:

(9.1)

(9.2)

где - гидропроводность пласта , мкм2·см/МПа·с;

- установившееся, текущее давление соответственно, МПа;

- радиус скважины по долоту,м;

- радиус дренирования, м;

- приведенный радиус скважины, м.

; (9.3)

(9.4)

где

здесь - диаметр скважины, м;

- соответственно глубина и диаметр перфорационных отверстий, м;

- толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;

- толщина пласта,м;

- среднее число перфорационных отверстий на 1 м вскрытой толщины пласта.

Определение представляют определенную сложность.

Гидродинамическое несовершенство, вызванное изменениемпроницаемости призабойной зоны пласта, или так назваемый скин-эффект, который на сегодняшний день может быть определен, в основном, по данным исследования скважин в открытом стволе.При этом можно воспользоваться следующими формулами:

, (9.5)

(9.6)

где - проницаемость ПЗП радиуса , м;

- проницаемость пласта, мкм2;

- соответственно депрессия и угол наклона КВД в координатах « » в скважине с открытым забоем радиуса .

При работе скважины сопротивления, входящие в формулы (9.1) и (9.2), действуют комплексно и одновременно, поэтому по данным исследования скважин трудно оценить каждое из них. Общим недостатком формул (9.3) и (9.4) является и то, что они не учитывают изменения сопротивлений во времени.

Необходимо отметить, что многолетняя практика оценкисоставляющих общего сопротивления по различным методикам показывает, что большая часть общего сопротивления приходится наскин-эффект. Применяемый на месторождениях принцип вскрытиявсей эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и достаточнаяплотность и глубина перфорации позволяет до минимума уменьшитьвеличины фильтрационных сопротивлений по степени и характеру вскрытия соответственно. Некоторую часть общего фильтрационного сопротивления занимает сопротивление в стволе скважины. Для оценки качества вскрытия пласта и изменения состояния ПЗП во времени в нефтепромысловой практике используют гидродинамические методы.

infopedia.su

Влияние характера вскрытия на производительность газовых скважин

Обычно связь пласта со скважиной осуществляется перфорацией. Задачей перфорации является обеспечение максимальной производительности скважин при минимальных затратах, связанных с величиной интервала вскрытия, глубиной и числом перфорационных отверстий

Понятие о максимальной производительности. Под максимальной производительностью в случае несовершенной по характеру вскрытия понимается дебит скважины, получаемый из предполагаемого интервала вскрытия при допустимой величине депрессии на пласт и отсутствии дополнительного сопротивления, вызванного перфорацией. В ряде случаев максимальная производительность скважин может быть обеспечена путём интенсификации при ограниченном числе перфорационных отверстий.

Влияние характера вскрытия на производительность газовых скважин

Факторы, влияющие на размеры перфорационных отверстий. Размеры перфорационных отверстий зависят от конструкции перфоратора, гидростатического давления, температуры и плотности среды, толщины слоя жидкости между перфоратором и стенкой скважины, твёрдости металла и цементного камня и др. С увеличением пористости и проницаемости породы глубина перфорационного канала увеличивается, а с увеличением прочности породы - уменьшается

Факторы, влияющие на дебит перфорированных скважин. При данных размерах перфорационных отверстий дебит скважины зависит от их числа, а при расчетах также от правильности определения коэффициентов несовершенства С1 - С4. Число отверстий, определённое как оптимальное при линейном законе, не всегда приемлемо в газовых и газоконденсатных скважинах. Относительный дебит (отношение дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной), рассчитанный по формуле для линейного закона сопротивления, всегда больше дебита газа, определённого при нелинейном законе. Для заданных а, в и Рпл величина депрессии существенно влияет на относительный дебит газовых и газоконденсатных скважин и если величина депрессии на пласт неограниченна, то число перфорационных отверстий может быть минимальным. В анизотропных пластах, при прочих одинаковых условиях, плотность перфорационных отверстий должно быть значительно выше, чем в изотропных (рис.4.3, кр.1,2). С увеличением числа отверстий при этом существенно снижаются коэффициенты фильтрационных сопротивлений. Следует отметить, что производительность скважины, вскрывшей анизотропный пласт при меньшем диаметре отверстий и большем их числе, превышает производительность, получаемую при большем диаметре отверстий, но меньшем их числе (рис.4.3,кр.2,3,4)

Для заданных ac, bc (коэффициенты фильтрационных сопротивлений совершенной скважины) и относительного дебита число отверстии n зависит от величины депрессии на пласт. Для получения заданного дебита при больших Dр2 требуется меньшее число отверстий. Величина Dр2 ограничивается пластовыми давлениями, устойчивостью пород к разрушению, наличием подошвенной воды и др. факторами. Поэтому число отверстий должно быть установлено с учетом перечисленных факторов. Расчеты показывают, что при прочих одинаковых условиях для заданного Q влияние Dр2 на число перфорационных отверстий n зависит от фильтрационных свойств пористой среды. Для заданного Q ухудшение коллекторских свойств пласта приводит к увеличению числа отверстий (рис.4.4).

oilloot.ru

Дебит - газовая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Дебит - газовая скважина

Cтраница 3

По мере истощения газовых месторождений дебиты газовых скважин уменьшаются. Условия же внедрения воды в залежь улучшаются, начинается обводнение скважин, а энергии для выноса воды может уже не хватать. [31]

Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические. [32]

Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и зкономнческиэ. [33]

Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические. [34]

Для точного решения задачи о безводном дебите газовой скважины необходимо знание истинного положения границы раздела газ-вода и распределения давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважиной. Истинная граница раздела газ-вода является функцией времени и режима эксплуатации скважины. Поэтому с целью получения простых расчетных формул для определения предельного безводного дебита исследуется влияние стационарного конуса воды на производительность газовой скважины. Точнее эта задача может быть решена численно с применением ЭВМ. Отметим, что степень точности определения предельного безводного дебита в нашей постановке не уступает точности исходной информации, используемой при проектировании разработки газовых и газо-конденсатных месторождений. [35]

В большинстве случаев, однако, дебит газовых скважин не следует полностью закону Дарси, так же как в некоторых случаях и для нефтяных и водяных скважин. [36]

С падением давления в залежи уменьшаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, изменяется ( как правило, упрощается) конструкция вновь пробуренных эксплуатационных скважин. Примером может служить изменение конструкции скважин на Шебелинском месторождении в процессе разработки месторождения. [37]

С падением давления в залежи уменьшаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, а также изменяются конструкции пробуренных на поздних этапах эксплуатационных скважин. [39]

Он применяется в системах автоматического регулирования дебита газовых скважин. [40]

Таким образом, условиями, наиболее ограничивающими дебиты газовых скважин, могут быть разрушение призабойной зоны пласта и связанный с этим вынос песчинок и частиц породы, а также подтягивание конуса подошвенной воды, вызывающее обводнение скважин. [41]

Темпы падения пластовых давлений определяют темпы падения дебитов газовых скважин, продолжительность периода бескомпрессорной эксплуатации, изменение во времени мощности холодильных установок и компрессорной станции. [42]

Штуцер регулируемый ШР-12 предназначен для ручного регулирования дебита газовых скважин путем изменения площади проходного сечения для газового потока. [43]

Выведена формула зависимости изменения забойного давления от переменного дебита газовой скважины для линеаризованного уравнения фильтрации. Формула может быть использована при обработке нестационарных исследований скважин для определения среднего значения проницаемости. [44]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Снижение - дебит - скважина

Cтраница 1

Снижение дебитов скважин в процессе их эксплуатации может происходить в результате естественного истощения пластовой энергии или же в результате ухудшения проницаемости призабойной зоны. [1]

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафини-вания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород призабойной зоны. [2]

Причиной снижения дебита скважин, эксплуатирующих слабосцементированный глиной пласт, может также быть и концентрация глинистых частиц, переносимых притекающей к скважинам жидкостью из более удаленных участков пласта. Перенос глинистых частиц активизируется при совместной фильтрации воды и нефти. Внедрение воды в породу, сцементированную глиной, разрушает такое цементирующее вещество и освобождает глинистые частицы для движения по пласту. Наиболее затруднительным является движение глинистых частиц в призабойной зоне пласта, так как здесь происходит сужение потока, а следовательно, наблюдается максимальная концентрация в нем глинистых частиц. Движение суспензии в сужающемся потоке приводит к накоплению глинистых частиц в призабойной зоне пласта и в конечном счете - к снижению продуктивности скважин. [3]

Это вызывает снижение дебита скважины и требует дополнительных работ по удалению продуктов кольматанта из пор и трещин водоносного горизонта. Поэтому важно определить требования как к глинистому материалу, используемому для получения промывочных растворов, так и к параметрам последних. [4]

По-видимому, снижение дебита скважин в первоначальный период эксплуатации объясняется уменьшением коэффициента их продуктивности. [5]

Отрицательное влияние снижения дебитов скважин по этим объединениям на производительности труда в целом по отрасли было в значительной мере компенсировано вводом в разработку новых нефтяных месторождений с применением передовой технологии в Западной Сибири, Казахстане и Белоруссии и ряде других районов. [6]

В условиях снижения дебитов скважин и общего объема добычи при достижении определенной стадии разработки месторождений снижается объем реализации продукции, а следовательно, и рентабельность. [7]

В условиях снижения дебита скважин и общего объема добычи при достижении определенной стадии разработки месторождений снижается объем реализации продукции, а следовательно, и уровень рентабельности. [8]

По мере снижения дебита скважины следует повторить обработку. Периоды процесса обработки призабойной зоны растворами поверхностно-активных веществ устанавливаются также опытным путем. [9]

В обеих ситуациях снижение дебита скважины приводит к росту коэффициента а и, соответственно, s что означает накопление воды на забое скважины. [12]

Коэффициент ф характеризует снижение дебита скважины при периодической откачке жидкости. [14]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Факторы, влияющие на производительность скважин

На основе анализа методами статистических группировок и априорного анализа 20 количественных и качественных факторов выявлена зависимость производительности труда от факторов, установлена группа факторов-претендентов, влияние которых на производительность труда особенно значительно дебит скважин по нефти обводненность добываемой продукции действующий фонд скважин объем добычи нефти и газа фондовооруженность труда удельный вес механизированного фонда скважин, автоматизированных скважин, подготовленной нефти глубина скважин, коэффициент эксплуатации скважин. Вопреки общепринятому мнению, электровооруженность труда незначительно влияет на производительность труда в добыче нефти. [c.184] Из всей совокупности факторов, объединяемых первыми двум группами, на производительность труда значительно влияют бури мость пород, глубина бурения, местоположение скважины на складке тип структурной формы месторождения, число продуктивных горизонтов и пластовое давление. [c.418]

Производительность нефтяных пластов и скважин — один из главных факторов, определяющих, уровень себестоимости и другие экономические показатели. Она зависит от комплекса природных условий и от уровня техники и технологии нефтедобычи. На увеличение дебитов скважин особенно влияет применение методов искусственного воздействия на пласты с целью поддержания пластового давления, обеспечивающее крупные экономические преимущества, а также интенсификация добычи нефти путем воздействия на при-забойную зону скважин (см. главу V). [c.483]

Для структуры себестоимости добычи нефти и газа характерен высокий удельный вес условно-постоянных расходов (около 50%). Отсюда можно сделать вывод о том, что одним из решающих факторов, определяющим уровень себестоимости добычи нефти и газа, является производительность (дебит) скважин. Последняя, в свою очередь, зависит от принятой системы разработки, геолого-физических параметров продуктивных пластов, техники и организации добычи нефти и газа, стадии разработки месторождений. Эти факторы влияют не только на уровень себестоимости добычи нефти и газа, но и на ее структуру. Так, увеличение доли механизированной добычи нефти в связи с падением пластового давления вызывает рост энергетических затрат, затрат на текущий ремонт и ряда других. Вступление в более поздний этап разработки месторождения и связанное с этим повышение обводненности продукции скважин вызывают увеличение расходов по технологической подготовке нефти, по искусственному воздействию на пласт, по перекачке жидкости и др. Например, в НГДУ Туймазанефть, эксплуатирующем месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и почти не имеющих фонтанирующих скважин, энергетические затраты превышают 10%, расходы по поддержанию пластового давления достигают 20%, расходы по деэмульса-ции—11%. Эти цифры значительно превышают средние по отрасли (см. табл. 36). [c.305]

Эффективность использования оборотных средств в буровых конторах может изменяться в зависимости от целого ряда факторов. На увеличение оборачиваемости средств влияют гакие факторы, как рост скорости бурения, ускорение сооружения вышек, повышение производительности труда, экономное расходование различных материалов, снижение себестоимости строительства скважин и т. д. Все эти условия сокращают потребность в оборотных средствах, способствуют их высвобождению и использованию на расширение производства. [c.240]

Смотреть главы в:

Эффективность новой техники и технологии в добыче нефти -> Факторы, влияющие на производительность скважин

economy-ru.info

ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ

Количество просмотров публикации ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ - 512

План ликвидации аварий (ПЛА) при текущем

Оборудование, инструмент, приспособления,

применяемые при выполнении ремонтных работ.......................... 115

5.1. Подъемники и оборудование ПРС.......................................................... 115

5.2. Оборудование для проведения спуско-подъемных операций 131

5.3. Специальная техника, применяемая при ремонте скважин. 156

6. Насосно-компрессорные трубы, забойные двигатели, буровые долота͵ применяемые в процессе

ремонтных работ........................................................................................ 165

6.1. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним......................... 165

6.2. Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ

в скважинах........................................................................................... 175

6.3. Долота.................................................................................................... 178

7. Спуско-подъемные операции.................................................................181

8. Интенсификация добычи нефти..................................................................... 185

8.1. Обработки призабойныхзон........................................................... 185

8.2. Гидравлический разрыв пласта..................................................... 221

8.3. Зарезки боковых стволов................................................................. 246

8.4. Расчет оптимального профиля дополнительного ствола на плоскости из интервала стабилизации основного

ствола скважины...................................................................................... 256

9. Ремонтно-изоляционные работы......................................................... 265

9.1. РИР, методы ликвидации негерметичности в эксплуатационных колоннах, способы тампонирования скважин 265

9.2. Устранение аварий, допущенных в процессе

эксплуатации скважин....................................................................... 281

10.Текущий ремонт скважин.......................................................................... 299

10.1. Смена УЭЦН............................................................................................. 299

10. 2. Замена штангового глубинного насоса....................................... 305

капитальном ремонте скважин и освоении....................................... 312

11.1. Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций....... 312

11.2. Устранение аварийных ситуаций.................................................. 315

12.Консервация и ликвидация скважин.................................................... 316

Библиографический список............................................................................................ 322

Summary.................................................................................................................. 323

Продуктивность скважины — это то возможное количество жидкости или газа, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ мы можем добыть из скважины и доставить потребителю. Продуктивность определяется дебитом скважины.

Все, что мы делаем на скважине, влияет на ее продуктивность. Любые наши действия (или бездействие) ведут к изменению дебита. При огромной трудоемкости и материалоемкости скважина является очень хрупкой. Скважинам очень легко нанести ущерб и потребуются большие затраты для его исправления или ликвидации. Скважины, на которых принято неверное решение, произведены неправильные действия или просто не выполнены какие-либо операции, ведут к потере дебита͵ и следовательно к потере прибыли.

Какие меры нужно предпринять, чтобы заставить скважину работать с наибольшей отдачей? Что нужно сделать, чтобы не причинить ей ущерб?

Важным путем решения проблем является четкая работа специалиста по ремонту скважин, который должен владеть процессом механизированной добычи, знать причины повреждения скважин и практические методы, которые наилучшим образом ведут к правильному выбору, подготовке, запуску скважинного оборудования, увеличению его сроков эксплуатации, снижению повреждений скважин, и тем самым обеспечивают максимальную продуктивность.

Что определяет дебит скважины?

Факторы, влияющие на продуктивность работы скважины, представлены на рисунке 1.1 . Важнейшую роль в данном играет персонал, его знания и умения. Несомненно, на дебит скважины влияют природные условия, на которые мы с Вами влиять не можем, но можем реагировать. На продуктивность скважины влияет также оборудование, и как оно используется, соответствует ли оно возможностям пласта в полной мере.

Влияние одних факторов очевидно, действие других может сказаться через несколько лет, а то и десятилетий. Все факторы связаны

Факторы, влияющие на продуктивность скважин при механизированном способе эксплуатации

ЭПУ-сервис

referatwork.ru

Факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин

4.1. Факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

Мировая практика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений на шельфе показывает, что одним из перспективных направлений разработки таких залежей является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличить нефтеотдачу.

Устойчивость работы горизонтальной скважины с большим дебитом требует изучения влияния нескольких факторов на производительность горизонтальных скважин. В частности, к этим факторам относятся параметры пласта: проницаемость, анизотропия, создаваемая депрессия на пласт, расположение горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта, потери давления по длине горизонтального участка ствола и др.

4.1.1 Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин полученные при идентичных параметрах пласта различными методами

К настоящему времени для определения производительности горизонтальных нефтяных скважин предложено значительное число методов. К основным методам следует отметить:

1. Метод Ю.П. Борисова и др. который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму круга:

(4.1)

2. Метод S.D. Joshi который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида:

(4.2)

(4.3)

3. Метод F.M. Giger который также как и S.D. Joshi допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида:

(4.4)

4. Метод G.I. Renard, J.M. Dupug который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет аналогично формам, принятым в работах Joshi S.D, Giger F.M.:

(4.5)

5. Метод З.С. Алиева, В.В. Шеремета допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытого горизонтальным стволом:

(4.6)

Все формулы используют следующие условия: стационарный режим фильтрации, пласт однородный и горизонтальный ствол расположен симметрично по толщине, но различаются эти методы геометрией зоны дренирования.

Для расчетов дебита нефти по предложенным выше методикам приняты исходные данные (см. таблицу 4.1). Определенные по формулам (4.1)÷(4.6) дебиты горизонтальных скважин, при различных толщинах пласта h, длины горизонтального ствола Lгор, абсолютной проницаемости k, депрессии на пласт ΔP и расстоянии до контура питания Rк, приведены в таблице 2.2, в которой Q1– дебит рассчитанный по методу Ю.П. Борисова, Q2– по методу S.D Joshi, Q3– по методу F.M. Giger, Q4– по методу G.I. Renard, J.M. Dupug, Q5– по методу З.С. Алиева, В.В. Шеремета. Из таблицы 4.2. видно, что определенные по этим методам дебиты оказались достаточно разными, и разница в этих дебитах связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования. Для перечисленных формул и принятых форм зоны дренирования ограничение на длину горизонтального ствола не вводится. Однако, во всех методах, за исключением формулы (4.6), при полном вскрытии принятой зоны дренирования горизонтальным стволом величина забойного и контурного давлений совпадают, что делает полученные расчетные формулы для определения дебита нефти неустойчивыми. Это означает, что большинство из предложенных формул становится неприемлемыми в областях длин горизонтального ствола, близких к параметрам контура питания.

Исходные данные фрагмента нефтяной залежи, использованные при определении дебита нефти различными методами Таблица 4.1

Результаты расчета производительности горизонтальной нефтяной скважины различными методами Таблица 4.2

4.1.2 Влияние толщины пласта

Толщина пласта на производительность горизонтальной скважины влияет в меньшей степени, чем на дебит вертикальных скважин. С целью изучения влияния толщины пласта были проведены расчеты по определению дебита нефти горизонтальной скважины при различных его толщинах результата которых приведены в таблице 4.3. Ниже приведены формулы притока нефти к вертикальной и горизонтальной скважинам, из которых следует, что полученные результаты являются объективными.

(4.7)

где Qв и Qг – соответственно дебиты вертикальной и горизонтальной скважин.

Эта одна из причин показывающая, что бурение горизонтальных скважин для освоения ресурсов нефти оказывается рентабельным. Однако, изложенный вывод не означает, что толщина пласта мало влияет на производительность горизонтальных скважин. Дебиты нефти горизонтальной скважины при различных толщинах пласта приведены в таблице 4.3. Из таблицы 4.3. видно, что при небольшой толщине пласта прирост дебита при увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины незначителен. Увеличение толщины пласта от h=5 м до h=60 м, т.е в 12 раз приводит к росту дебита нефти от Qн≈91 м3/сут до Qн≈899 м3/сут при Lгор=600 м, т.е в 10 раз. Характер изменения дебита скважины от толщины пласта показан при Lгор=200; 400 и 600 м на рис. 2.1. При небольших толщинах пласта отношение L/h выше, чем при значительных толщинах. Так, например, при Lгор=600 м и h=5 м, это отношение составляет L/h=120, что в 12 раз больше, чем при h=60 м, когда L/h=10.

Рис. 4.1 - Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от толщины пласта при различных Lгор

Таблица 4.3 – Результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины по методу Алиева З.С., Шеремета В.В.

4.1.3 Влияние проницаемости и депрессии на пласт на производительность скважины

Дебит горизонтальной скважины прямо пропорционален депрессии на пласт Р и абсолютной проницаемости k. Увеличение или уменьшение этих параметров приводят к росту или снижению дебита нефти горизонтальной скважины. Результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины при различных проницаемостях и депрессиях на пласт приведены в таблицах 2.4 и 2.5. В случае снижения абсолютной проницаемости c k=0,5 до k=0,1 Дарси при Lгор=300 м дебит нефти оказался Qн=111 м3/сут вместо Qн=553 м3/сут (см. рис. 4.2), а при уменьшении величины депрессии на пласт в 2 раза для одинаковой длины горизонтального участка ствола происходит снижение дебита нефти в 2 раза (см. рис. 4.3).

Таблица 4.4 – Результаты расчетов дебита нефти при различных

проницаемостях пласта

Рис. 4.2 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных проницаемостях пласта

Рис. 4.3 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных депрессиях на пласт

Таблица 4.5 – Результаты расчетов дебита нефти при различных

депрессиях пласта

4.1.4 Влияние асимметричного расположения горизонтального ствола при различных параметрах анизотропии пласта

На производительность горизонтальных скважин параметр анизотропии влияет сильнее, чем на дебит вертикальных скважин. Для анизотропного пласта, с учетом параметра анизотропии, формула (4.6) примет вид:

(4.8)

где h - толщина пласта; hi = (h-h3) - Rc - толщина пласта i - й зоны за вычетом радиуса скважины; v – параметр анизотропии, определяемый из равенства: , kвер, kгор - коэффициенты проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях. В таблице 4.6 и на рис. 4.4 приведены результаты расчетов дебита нефти по формуле (4.8) при различных длинах горизонтального ствола и величинах параметра анизотропии v. Кривая с параметром анизотропии v =1 на рис. 4.4 показывает зависимости дебита нефти Qн от длины ствола L в изотропном пласте. При параметре анизотропии v =0,3162, что равносильно kв=kг/10, уменьшение параметра анизотропии в три раза снижает дебит нефти практически в три раза из-за низкой проницаемости пласта в вертикальном направлении.

Таблица 4.6 - Результаты расчетов дебита нефти при различных

анизотропиях пласта

Рис. 4.4 - Зависимость дебита нефти горизонтальной скважины от длины ствола при различных параметрах анизотропии

В таблице 4.7 приведены результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины при различных толщинах пласта и проницаемостях kвер/kгор. На рис. 4.5 показаны зависимости дебита горизонтальной скважины от толщины пласта при различных соотношениях kвер/kгор при Lгор=300 м. Так, например, увеличение отношения с kвер/kгор=0,1 до 0,5, дебит нефти согласно (4.8) повышается с 19,8 м3/сут до 450,6 м3/сут. Максимальное значение Qн=753,9 м3/сут достигается при величине kвер/kгор=1.

Таблица 4.7 – Результаты расчетов дебита нефти при различных

соотношениях kвер/kгор

Рис. 4.5 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от толщины пласта при различных соотношениях kвер/kгор проницаемостях пласта

4.1.5 Влияние расстояние до контура питания полосообразного фрагмента залежи на производительность горизонтальной нефтяной скважины

Известно, что область дренирования для горизонтальных скважин больше, чем для вертикальных из-за их конструктивных особенностей. Поэтому при использовании горизонтальных скважин их сетка должна быть более редкой, чем в случае применения вертикальных.

На рис. 4.6 показано влияние расстояния до контура питания Rк на дебит горизонтальной нефтяной скважины при депрессии на пласт Р=0,1 МПа и различных длинах ствола. Из рис. 4.6 видно, что дебит нефти обратно пропорционален расстоянию до контура питания Rк. Естественно, в случае увеличения Rк при аналогичных депрессиях на пласт и длинах горизонтального ствола, приводит к снижению дебита нефти.

Рис. 4.6 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных расстояниях до границы зоны дренирования

4.1.6 Влияние асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине полосообразного фрагмента залежи на производительность скважины

Имеющиеся теоретические основы и методика определения производительности горизонтальных скважин тесно связаны с принятыми схематизациями притока нефти к горизонтальной скважине.

Принципиальное отличие притока нефти к забою горизонтальной скважины от притока к забою вертикальной заключается в том, что, как правило, горизонтальная скважина всегда имеет значительный, до нескольких тысячи метров интервал притока (З.С.Алиев, В.В.Бондаренко). Большая длина фильтра, где происходит приток нефти к стволу, обуславливает необходимость создания соответствующей депрессии на пласт, допустимая величина которой, должна быть в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному в случае отсутствия фонтанных труб в горизонтальной части ствола. Если ее величина ограничена каким-либо фактором - наличием подошвенной воды или неустойчивостью коллекторов, то при значительной длине горизонтальной части ствола из-за потерь давления на трение, возникающих при движении нефти по стволу, депрессия на конечном участке ствола может быть ничтожно малой. В ряде случаев возможен вариант, когда в конце ствола Рз будет близко к Pпл. В таких случаях длина горизонтальной части ствола должна быть ограничена депрессией на пласт в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному и потерями давления в горизонтальной части ствола. Принимая во внимание различные факторы, влияющие на производительность горизонтальной скважины, в зависимости от конкретных свойств пласта: его толщины, наличия вблизи подошвенной воды, устойчивости коллекторов, длины ствола скважины, законы фильтрации нефти к горизонтальной скважине приобретают более существенное значение, чем при фильтрации к вертикальной скважине, вскрывшей пласт с ограниченной толщиной.

Поиски приближенных аналитических методов определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших нефтегазоносные пласты, направлены на выбор такой модели рассматриваемой задачи, которая, не искажая физической сущности процесса фильтрации, позволит получить простые формулы для определения дебита таких скважин.

Однако, одним из наиболее распространенных способов схематизации задач фильтрации является замена истинной области фильтрации пласта областью, обеспечивающей эквивалентное сопротивление, предложенная З.С. Алиевым и В.В. Бондаренко.

Упрощающая схематизация задач фильтрации нефти к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразный пласт, может быть представлена следующими способами. Для симметричного расположения в пределах

радиуса R=h/2 приток нефти по длине горизонтального ствола может быть представлен как плоскорадиальный, а за пределами этого круга приток может рассматриваться как плоскопараллельная фильтрация к укрупненной скважине.

Большой практический интерес представляет изучение влияния расположения горизонтального ствола по толщине пласта на дебит скважины.

Рассмотрим полосообразный пласт, полностью вскрытый горизон-тальной скважиной, к которой происходит приток нефти, расположенной асимметрично по толщине пласта. Необходимо определить дебит скважины в зависимости от расположения горизонтального ствола по толщине пласта. В точной постановке решение такой задачи возможно численным методом. Поэтому для получения простых аналитических формул необходимо использовать некоторые упрощающие предположения. Схема для решения поставленной задачи показана на рис. 4.1.

По формулам Joshi S.D. и З.С. Алиева, В. В. Шеремета был определен дебит горизонтальной нефтяной скважины равноудаленной от кровли и подошвы пласта. Большой практический интерес для изучения представляет влияние расположения горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта на производительность скважины. В работах Joshi S.D. были предложены формулы для определения дебита горизонтальной скважины, асимметрично расположенной по толщине пласта, имеющие вид:

(4.9)

где δ – вертикальное расстояние между центром скважины и серединой толщины пласта. Согласно Joshi S.D. формула (4.9) требует выполнения следующих условий:

(4.10)

Для каждой из зон использован метод определения дебита горизонтальной скважины, принятый для симметрично расположенного ствола.

По полученным формулам были проведены расчеты по определению дебита горизонтальной скважины, расположенной на разных расстояниях от кровли и подошвы пласта.

Результаты расчетов показаны на рис. 4.7, из которого видно, что величина дебита горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразную залежь, изменяется при перемещении ствола скважины от середины продуктивного пласта к его кровле или подошве.

Рис. 4.7 - Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от расположения ствола по толщине пласта

Наилучшим расположением ствола является его нахождение по середине однородного продуктивного пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. Максимальное отклонение дебита скважины от дебита при ее оптимальном расположении (когда ствол расположен по середине пласта) и принятых исходных данных составляет 9,5%. При перемещении ствола к кровле или подошве максимальное отклонение дебита возрастает с ростом толщины пласта.

5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время разработаны способы расчёта производительности горизонтальных скважин, учитывающие влияние фильтрационно-ёмкостных свойств пласта, его толщину, асимметрию расположения ствола скважины, свойства флюидов, длину горизонтального ствола и анизотропию фильтрационных свойств на производительность. Проанализировано влияние полноты вскрытия фрагмента полосообразного пласта и изменения фильтрационных свойств на производительность горизонтальной скважины. Проанализированы особенности определения производительности многозабойных скважин.

Анализ отечественного и зарубежного опыта разработки нефтяных месторождений показывает высокую эффективность этой технологии при освоении как традиционных, так и трудноизвлекаемых запасов.

Проведён расчёт производительности горизонтальной нефтяной скважины по различным методикам. Проанализировано влияние фильтрационных свойств пласта, его толщины, длины ствола, степени асимметричности положения, горизонтального ствола, параметров анизотропии, а также расстояния до контура питания на дебит горизонтальных скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. - М.: Изд. Нефть и газ, 2001.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., В.В.Бондаренко, С.С.Сейтжанов Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющий форму сектора. Методическое пособие, М.2009 РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

3. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Давыдов В.П. Перспективы применения горизонтальных скважин на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть» Журнал, Нефтепромысловое дело, №2, 1996.

4. Басниев К.С., Алиев З.С., Критская С.Л. и др. Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ИРЦ Газпром, 1998.

topuch.ru