Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов

Стр 1 из 6Следующая ⇒

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.

«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, Q_г – дебит нефти горизонтальной скважины м³/сек; k_h – горизонтальная проницаемость пласта м²; h – нефтенасыщенная толщина, м; ∆P – депрессия на пласт, Па; μ_н – вязкость нефти Па·с; B₀ – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м; r_c – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования (рис. 1.1), м:

, (1.2)

где R_k – радиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:

, (1.3)

k_v – вертикальная проницаемость пласта, м². В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3· k_h, 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 R_k. 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 Q_г 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	k_h	м²	443·10^-15
Проницаемость по вертикали, м²	k_v	м²	55·10^-15
Вязкость нефти	μ_н	Па·с	0,00112
Пластовое давление	Р_пл	Па	17,5·10⁶
Забойное давление	Р_заб	Па	14,5·10⁶
Радиус горизонтального участка скважины	r_c	м	0,1
Радиус контура питания	R_k	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.

12 3 4 5 6 Следующая ⇒

Воспользуйтесь поиском по сайту: