 |
Результаты определения предельных безводных дебитов
|
|
|
|
| 
| 
| 
| 
|
|
|
|
|
| 0,2 | 1,0 | 0,455 | 0,450 | 1,233 | 0,6 | 0,585 | 0,175 | 2,371 |
| 0,3 | 0,475 | 0,500 | 1,050 | 0,625 | 0,190 | 1,973 | ||
| 0,4 | 0,540 | 0,545 | 0,844 | 0,630 | 0,240 | 1,541 | ||
| 0,5 | 0,610 | 0,574 | 0,679 | 0,685 | 0,300 | 1,050 | ||
| 0,6 | 0,710 | 0,580 | 0,500 | 0,735 | 0,370 | 0,716 | ||
| 0,7 | 0,820 | 0,590 | 0,305 | 0,840 | 0,3755 | 0,426 | ||
| 0,20 | 0,9 | 0,470 | 0,390 | 1,358 | 0,5 | 0,690 | 0,095 | 3,263 |
| 0,3 | 0,500 | 0,425 | 1,176 | 0,700 | 0,125 | 2,400 | ||
| 0,4 | 0,550 | 0,460 | 0,978 | 0,715 | 0,175 | 1,685 | ||
| 0,5 | 0,620 | 0,510 | 0,745 | 0,730 | 0,240 | 1,125 | ||
| 0,6 | 0,715 | 0,525 | 0,542 | 0,750 | 0,310 | 0,806 | ||
| 0,7 | 0,825 | 0,535 | 0,327 | 0,845 | 0,315 | 0,492 | ||
| 0,20 | 0,8 | 0,510 | 0,320 | 1,531 | 0,4 | 0,785 | 0,025 | 8,600 |
| 0,3 | 0,525 | 0,350 | 1,357 | 0,800 | 0,040 | 5,600 | ||
| 0,4 | 0,575 | 0,380 | 1,118 | 0,805 | 0,100 | 1,950 | ||
| 0,5 | 0,640 | 0,440 | 0,818 | 0,810 | 0,165 | 1,151 | ||
| 0,6 | 0,720 | 0,480 | 0,583 | 0,815 | 0,245 | 0,755 | ||
| 0,7 | 0,830 | 0,490 | 0,346 | 0,850 | 0,260 | 0,576 | ||
| 0,2 | 0,7 | 0,550 | 0,240 | 1,875 | 0,3 | 0,825 | 0,005 | 35,00 |
| 0,3 | 0,570 | 0,275 | 1,563 | 0,830 | 0,010 | 17,00 | ||
| 0,4 | 0,600 | 0,315 | 1,269 | 0,900 | 0,015 | 6,666 | ||
| 0,5 | 0,680 | 0,375 | 0,583 | 0,910 | 0,075 | 1,200 | ||
| 0,6 | 0,725 | 0,425 | 0,647 | 0,915 | 0,175 | 0,485 | ||
| 0,7 | 0,835 | 0,430 | 0,383 | 0,920 | 0,200 | 0,400 |
q (ρ0, ) = q (8; 0,243) = 0,14
4 Определим безразмерную ординату вершины водяного конуса
ξ0 (ρ0, ) = ξ (8; 0,243) = 0,64 (7.6)
5 Определим высоту водяного конуса
y0 = (1- ξ0)·h (7.7)
где ξ0 – безразмерная ордината вершины водяного конуса;
h – мощность пласта, м
y0 = (1-0,64)·18,9=6,8 м
6 Определим дебит скважины
(7.8)
где k – горизонтальная составляющая проницаемости, 
h – мощность пласта, м;
g – ускорение свободного падения, м/ 
;
△ρ – разность плотностей воды и нефти, кг/ 
;
µ - динамическая вязкость нефти, Па·с
△ρ = ρв –ρн = 992 – 742 = 250 кг/
(7.9)
7 Определим предельный безводный дебит
(7.10)
где Q0 – дебит скважины, 
q (ρ0, ћ) – безразмерный дебит
8 Определим значение функции Ψ(ρ0, ћ)
(7.11)
9 Определим фильтрационное сопротивление
(7.12)
где 
- безразмерная мощность пласта;
R0 – радиус контура скважины, м;
r – радиус скважины, м;
|
|
|
Ψ – безразмерная функция.
(7.13)
10 Определим дополнительное фильтрационное сопротивление
(7.14)
11 Определим безразмерную депрессию
(7.15)
где 
– безразмерный дебит
12 Определим предельную депрессию
(7.17)
где 
g – ускорение свободного падения, м/c2
Контрольные вопросы.
1. Задачи определения предельных безводных, безгазовых дебитов и депрессии для скважин с горизонтальным окончанием.
2. Способы снижения скорости конусообразования воды, газа.
3. Причины конусообразования воды, газа при разработке нефтегазовых залежей, залежей с подошвенной водой
Тема 8. Моделирование неустановившегося притока жидкости к горизонтальной скважине по двухзонной схеме.
Для создания уравнения притока выделено два фактора – формирование зоны отбора в окрестности ствола – «воронки депрессии» сложной формы; снижение среднего пластового давления вследствие роста накопленного отбора жидкости.
Зависимость дебита скважины от ее геометрических свойств, депрессии и ФЕС пласта получена на основании результатов вычислительных экспериментов зависимость дебита скважины от ее геометрических свойств, депрессии и ФЕС пласта.
(8.1)
где 
– зависимость средней депрессии от времени, которая зависит от среднего пластового давления во времени – 
и от среднего забойного давления во времени – 
;
k xy – проницаемость по горизонтали, м2;
k z – вертикальная проницаемость, м2;
t – время с начала пуска, с;
h –эффективная толщина пласта, м;
m – динамическая вязкость, Па×с;
– упругоемкость пласта.
Безразмерная функция отражает изменение дебита от «второстепенных» ФЕС и условий вскрытия пласта
. (8.2)
Здесь 
; 
, где 
.
Среднее пластовое давление является функцией от накопленного отбора:
(8.3)
где V – начальный объем пласта, м3;
M – отобранный объем жидкости, м3.
Зависимость дебита от времени, ФЕС пласта и длины и радиуса кривизны ствола примет вид
|
|
|
, (8.4)
После подстановки в уравнение зависимости сигма решение примет вид
(8.5)
В результате получена зависимость дебита скважины от фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта с учетом условий его вскрытия.
Пример решения.
1. Рассчитываем V:
2. Вычисляем коэффициент анизотропии пласта:
3. Вычисляем значения α, β
4. По формуле 5 вычисляем значение дебита (для t=0.1 сут)
5. Рассчитаем изменение забойного давления от времени:
6. Изменяя значения времени при расчете, получаем динамику развития депрессии и дебита во времени
Вывод: при моделировании неустановившегося притока жидкости к горизонтальной скважине для получения дебитов необходимо уменьшение забойного давления.
Контрольные вопросы.
1. Виды притока жидкости к горизонтальным скважинам.
2. Отличия стационарного и нестационарного притоков жидкости к ГС.
3. Область дренирования горизонтальных скважин
4. Влияние расположения горизонтальных скважин
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Закиров С.Н.. Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений - М.: Недра, 1974. - 374 с.
2. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Гереш П.А., Ершов С.Е. Разработка водоплавающих залежей с малым этажом газоносности. М.: ИРЦ Газпром, 1997.-137с.
3. Телков А.П., Грачев СИ. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть 2). Тюмень, ООО НИПИКБС-Т. - 2001. - 482 с.
4. Телков А.П., Грачев СИ. Прикладные задачи разработки нефтегазо-конденсатных месторождений и нефтегазодобычи. М.; «ЦентрЛитНефтегаз». -2008.-512 с.
5. Фан Зи Фэй, Кабиров М.М. Влияние ГРП на дебит горизонтальной скважины // Нефтяное хозяйство. 1999. - №6, с.30-31.
6. Мукминов И.Р. Об эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Нефтепромысловое дело. -1998.-№5.-С.29-32.
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:
Самойлов А.С. к.т.н., доцент каф. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
|
|
|
Фоминых О.В. к.т.н., доцент каф. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Невкин А.А. лаборант каф. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Подписано к печати 13.09.2013 г.
Заказ №Уч. изд.л. 2004
Формат 60×84 1/16Усл.печ.л 2
Отпечатано на RISO GR 3750Тираж 45 экз.
|
|
|
