Тема 4. Расчет оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы с вертикальными

 

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравно­мерной сетке (преимущественно рядами). Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шести­угольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

На рисунке 4.1 изображены схемы размещения вертикальных скважин.

На рисунке 4.1 а однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную.

На рисунке 4.1 b однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет две вертикальные. Схема рисунок 1 с аналогична схеме рисунок 1 b, но вдвое сокращено число нагнетательных вертикальных скважин. На рисунок 1 d площадная добывающая горизонтальная скважина заменяет полторы добывающие скважины.

 

Рисунок 4.1 – Схемы размещения вертикальных скважин: а - пятирядная; b - трехрядная; с - однорядная; d - площадная 5-точечная; е - площадная обращенная 9-точечная; 1 - вертикальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина

На рисунке 4.2 изображены схемы размещения горизонтальных скважин: однорядная горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину (рисунок 2 а) и однорядная горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (рисунок 2 b), площадь на скважину увеличена вдвое.

 

Рисунок 4.2 – Схемы размещения горизонтальных скважин

Горизонтальные скважины Однорядное расположение добывающих скважин

Принципиальное отличие определения общего дебита нефтяной площади при применении горизонтальных скважин по сравнению с применением вертикальных скважин заключается в определении внутренних фильтрационных сопротивлений рядов скважин в соответствии с расчетной схемой эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова.

Так, при применении вертикальных скважин внутреннее фильтрационное сопротивление ряда определяется по следующей формуле:

(4.1)

а при применении горизонтальных скважин - по следующей формуле:

(4.2)

в этих формулах: n - число скважин рассматриваемого ряда;- - гидропроводность нефтяного пласта; h - эффективная толщина этого пласта; 2σ - расстояние между соседними скважинами ряда; r_с - радиус скважины; l - горизонтальная длина горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта.

Обычно у нефтяных пластов определяют две толщины: общую и эффективную; причем общая бывает заметно или значительно больше эффективной, поскольку общая, кроме эффективной, включает в себя неэффективную толщину. Обычно нефтяные пласты состоят из нескольких или многих проницаемых нефтяных слоев (это - эффективная толщина) и их разделяющих непроницаемых прослоев (это - неэффективная толщина). Бывает, что толщина разделяющих прослоев (неэффективная толщина) в два-три раза превосходит толщи­ну проницаемых слоев (эффективную толщину).

Обозначим число проницаемых нефтяных слоев у рассматриваемого нефтяного пласта через n_сл,общую толщину нефтяного пласта через h_об, эффективную толщину нефтяного пласта h, эффективную толщину отдельного слоя пласта, общую горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта l_г, горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах отдельного нефтяного слоя

(4.3)

С учетом всего этого при многослойном нефтяном пласте внутреннее фильтрационное сопротивление ряда горизонтальных скважин имеет вид

(4.4)

где n - число горизонтальных скважин в рассматриваемом ряду (или рассматриваемых рядах); n_сл - число слоев нефтяного пласта; - гидропроводность; h_общ и h - общая и эффективная толщины этого нефтяного пласта; r_с - радиус скважины.

При этом формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных нагнетательных и добывающих рядов вертикальных скважин будет

(4.5)

где n_н - число нагнетательных скважин; n - число добывающих скважин; 2σ_н - расстояние между соседними скважинами в нагнетательном ряду; 2σ - расстояние между соседними скважинами в добывающем ряду; L - расстояние между нагне­тательными и добывающими рядами.

Формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин имеет вид

(4.6)

Формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных рядов нагнетательных вертикальных скважин и добывающих горизонтальных скважин

(4.7)

По приведенным формулам сделаем расчеты.

Решение. Пусть гидропроводность пласта равна = 1, рассмотрим варианты когда эффективная общая и толщины этого пласта равны h = 5, 10, 14,2 м и h_общ = 10, 20, 22,6 м. Радиус скважины равен r_с = 0,1 м. Разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин Р_сн – Р_сэ = 0,1 МПа. Рассмотрим разные сетки скважин 2σ_н = 2σ = L = 150, 300, 450, 500, 600 м. 2σ_н – расстояние между рядами нагнетательных скважин, 2σ – расстояние между рядами добывающих скважин, L – расстояние между рядом добывающих и нагнетательных скважин Общее число нагнетательных скважин n_н = 50 и общее число добывающих скважин n = 110. Общая горизонтальная длина горизонтальной скважины l_г = 300 м.

Сначала определим общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных скважин. h = 10, h_общ = 20, 2σ_н = 2σ = L = 150

Фильтрационные сопротивления

Общий дебит нефтяной площади

м³/сут

Теперь определим общий дебит нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин. h = 10, h_общ = 20, 2σ_н = 2σ = L = 150

 

Фильтрационные сопротивления

 

Общий дебит нефтяной площади

м³/сут

Как видно, на рассматриваемой нефтяной площади при прочих равных условиях применение горизонтальных скважин вместо вертикальных скважин приводит к увеличению общего дебита в 3 раза. Если произвести расчет для остальных показателей, то можно рассмотреть зависимость отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин (рисунок 3).

Рассмотрим вариант, когда пласт имеет несколько проницаемых нефтяных прослоев n_сл = 2, 4, 8 для варианта h = 10, h_общ = 20, 2σ_н = 2σ = L = 150

Расчет для месторождения, которое эксплуатируется только вертикальными скважинами останется без изменений, а для месторождения, которое эксплуатируется только горизонтальными скважинами примет следующий вид.

 

 

Фильтрационные сопротивления

Рисунок 4.3 – Отношение дебитов к выбранной сетке скважин.

 

Общий дебит нефтяной площади

м³/сут

Рассмотрим зависимость отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин с учетом 2, 4 и 8 проницаемых нефтяных пластов (рисунок 4)

Рисунок 4.4 – Отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин с учетом нескольких проницаемых нефтяных пластов

Вывод. Проанализировав данный метод расчетов можно придти к выводу, что применение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с крупной сеткой скважин на месторождении, где есть только один нефтяной пласт гораздо предпочтительнее, чем использование вертикальных скважин. Недостатком данного метода является неправдоподобный подбор величины гидропроводности, которая принимается равной единице, что не соответствует действительности, но необходимо для получения более достоверных данных по получаемому суммарному дебиту на месторождении.

 

Контрольные вопросы.

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: