Стационарный приток жидкости к горизонтальным

Скважинам, эксплуатирующим нефтегазовые залежи

С подошвенной водой

Пусть имеем нефтегазовую залежь с активной подошвенной водой, схематично показанную на рис. 1.10.

 

Рис. 1.10. Схема вертикального разреза нефтегазовой залежи

 

При наличии активных подошвенных вод и газовой шапки пластовая энергия по площади залежи размещена равномерно.

Обычно залежи такого типа разрабатываются вертикальными скважинами, расположенными равномерно по залежи. При снижении давления в нефтяной части залежи газ из газовой шапки и подошвен­ная вода оттесняют нефть к интервалу перфорации. Для осуществле­ния безводной и безгазовой добычи интервал перфорации должен составлять только часть от первоначальной нефтенасыщенной мощ­ности пласта и располагаться во вполне определенном месте, обеспе­чивающем одновременный подход газа и воды к интервалу перфо­рации.

Проведем через середины интервалов перфорации вертикальных скважин горизонтальный канал. Еще не проводя расчетов, можно отметить, что условия разработки нефтяной части залежи в значи­тельной степени улучшаются. В условиях однородного пласта достигается более равномерное и более полное вытеснение нефти со стороны газа и воды.

Если в залежи имеем систему горизонтальных скважин (кана­лов), проходящих через всю залежь и расположенных друг от друга на равных расстояниях (рис. 1.11), то ввиду симметричности общего потока можно выделить отдельный элемент — призму. В этой призме работает одна горизонтальная скважина. Границы между призмами можно считать за непроницаемые перегородки.

Приток к горизонтальной скважине осуществляется за счет двустороннего напора со стороны воды и со стороны газа. Рассмотрим приток к отдельной горизонтальной скважине бесконечной длины в этих условиях. Ввиду симметричности потока в пределах одной призмы изучим приток к единице длины горизонтальной скважины.

 

Рис. 1.11. Схема выделения отдельной горизонтальной скважины

 

Полагаем известными средние значения давлений на линиях АВ - плоскости газонефтяного контакта (ГНК) р_г и CD - плоскости водонефтяного контакта (ВНК) р_в (рис. 1.12).

 

Рис. 1.12. Вертикальное сечение выделенного элемента

 

В реальных условиях за давление можно принимать давление в газовой шапке. Забойное давление р_с. Расстояния до ГНК и ВНК скважины считаем известными h₁ и h₂. Мощность нефтяной части h. Расстояние между горизонтальными скважинами 2 . Радиус скважины r.

Полагаем, что нефть и вода представляют собой однородные разноцветные жидкости. При этих условиях выражение для определения дебита единицы длины горизонтальной скважины имеет вид:

(1.55)

Умножая (1.55) на l (длину скважины), получаем приближен­ную формулу для определения дебита горизонтальной скважины.

 

Гидродинамическое обоснование эффективности совместно-раздельного способа добычи воды и нефти горизонтальными стволами. Одним из методов добычи безводной нефти из залежей с подошвен­ной водой является одновременно-раздельный отбор воды и нефти. При добыче нефти этим способом устраняется или ограничивается образование конуса воды и прорыв его к забою несовершенной скважины. Поверхность раздела «вода - нефть» в прискважинной зоне можно поддерживать в ус­тойчивом положении. Вследствие разделения потоков нефти и воды непо­средственно на забое скважины, предотвращается образование стойких водонефтяных эмульсий. При этом фонтанирование скважин происходит без эмульсий, характерных для обводненных скважин [52, 4].

В реальных условиях между нефтью и водой существует переходная зона, в которой величина капиллярного давления зависит от распределения водонасыщенности по толщине зоны и может достигать существенной величины, особенно в низкопроницаемых пластах. В реальных пластах поверхность раздела двух фаз начинает деформироваться не при любой, сколько угодно малой, разности давлений по обе ее стороны, а тогда, когда эта разность превзойдет величину капиллярного скачка [26], эта величина достигнет нескольких десятых атмосферы и выше. Учет этого фактора позволил ученым получить наиболее точное соотношение дебитов воды и нефти. Затраты на разработку месторождений указанным способом снижаются на 25% по сравнению со способом совместного извле­чения жидкостей. К сожалению, в настоящее время способ одновременно-раздельного отбора жидкостей незаслуженно забыт.

Рассмотрим гидродинамическую задачу о совместно-раздельном от­боре нефти и воды горизонтальными стволами, расположенными произ­вольно в нефтяном и водоносном однородно-анизотропных пластах (рис. 1.13). Геометрические размеры и расположение горизонтальных стволов в полосообразном пласте с односторонним контуром питания показаны схематично на рисунке.

Рис. 1.13. Схема расположения горизонтальных стволов

в водонефтяной залежи

 

Решение для распределения потенциала в пласте, вызванное работой горизонтальной скважины, которое для двухсто­роннего контура питания при и длине полуокружности для точки А на ВНК (рис. 1.13) в безразмерном виде записывается в следующем виде:

(1.56)

где

(1.57)

(1.58)

х - третья декартова координата; l_к - расстояние до контура питания по оси х; q_H - дебит скважины по нефти; k_н и k_z - проницаемости по горизонтали и вертикали пласта.

Для сильно анизотропных или мощных по толщине пластов, то есть < 1, погрешность в вычислении дебита при N = 1 не превосходит 0,19%. Для больших значений параметра < 10 погрешность при N = 4 не превосходит 8%.

Условию устойчивости поверхности раздела в точке А (см. рис. 1.13), очевидно, удовлетворяет уравнение:

(1.59)

где Р₀ - давление на поверхности раздела на контурах х = 0 и х = 2 l _к; Р_А -давление на невозмущенной поверхности раздела (ВНК); (Р_о - Р_А)_В - разность давлений, обусловленная движением воды; (Р_а - Р_А)_Н - разность давлений, обусловленная движением нефти.

Знак «+» соответствует гидрофобной, а «-» - гидро­фильной пористой среде.

Переходя от разности давлений к разности потенциалов скорости фильтрации в уравнение (1.59), учитывая гидростатический напор и направление осей координат (рис. 1.13), получаем:

, (1.60)

где k_в и k_н — проницаемости по горизонтали в водоносном и нефтяном пластах; - коэффициенты абсолютной вязкости воды и нефти соответственно; - объемные веса воды и нефти соответственно.

Выражая разность потенциалов (Ф_о - Ф_А)_В в уравнении (1.60) в соответствии с формулами (1.56) и (1.57) для водоносного пласта и учитывая (1.52), после ряда преобразований получаем:

(1.61)

где

(1.62)

(1.63)

Анализируя выражение (1.61), видим, что наименьший отбор воды соответствует условию F = 0, следовательно, должно выполниться условие:

(1.64)

откуда следует выражение для определения местоположения горизонтального ствола в водоносном пласте при заданном местоположении горизон­тального ствола в нефтяном пласте:

(1.65)

так как < 1, то правая часть (1.65) также должна быть меньше 1. Тогда из (1.65) следует критерий, определяющий эффективное использование способа одновременно-раздельного отбора жидкостей:

(1.66)

⇐ Предыдущая12131415161718192021Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: