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
Рис. 1.12. Вертикальное сечение выделенного элемента
В реальных условиях за давление можно принимать давление в газовой шапке. Забойное давление рс. Расстояния до ГНК и ВНК скважины считаем известными h1 и h2. Мощность нефтяной части h. Расстояние между горизонтальными скважинами 2 Полагаем, что нефть и вода представляют собой однородные разноцветные жидкости. При этих условиях выражение для определения дебита единицы длины горизонтальной скважины имеет вид:
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
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
где
х - третья декартова координата; lк - расстояние до контура питания по оси х; qH - дебит скважины по нефти; kн и kz - проницаемости по горизонтали и вертикали пласта. Для сильно анизотропных или мощных по толщине пластов, то есть Условию устойчивости поверхности раздела в точке А (см. рис. 1.13), очевидно, удовлетворяет уравнение:
где Р0 - давление на поверхности раздела на контурах х = 0 и х = 2 l к; РА -давление на невозмущенной поверхности раздела (ВНК); (Ро - РА)В - разность давлений, обусловленная движением воды; (Ра - РА)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:
где kв и kн — проницаемости по горизонтали в водоносном и нефтяном пластах; Выражая разность потенциалов (Фо - ФА)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:
где
Анализируя выражение (1.61), видим, что наименьший отбор воды соответствует условию F = 0, следовательно, должно выполниться условие:
откуда следует выражение для определения местоположения горизонтального ствола в водоносном пласте при заданном местоположении горизонтального ствола в нефтяном пласте:
так как
Воспользуйтесь поиском по сайту: ![]() ©2015 - 2025 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...
|