5.2 Задача для самостоятельного решения

5. 2 Задача для самостоятельного решения

 

Задача 5. 2

Для данных геолого-физических условий пласта, представленных в таблице 5. 3 рассчитать коэффициент продуктивности скважины и условия фильтрации жидкости в пласте. Результаты гидродинамических исследований при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов) приведены в таблице 5. 1.

 Для всех вариантов принять объемный коэффициент нефти B₀ = 1, 2, радиус контура питания R_к = 400 м, радиус горизонтального участка скважины r_c = 0, 014 м, число каналов на погонный метр m=20.

 

Таблица 5. 3 - Характеристика скважины и пластовой системы

Вариант	h, м	Kh·10-15, м2	Кv·10-15, м2	μ н, мПа∙ с	L, м	r, м	lo, м	b, м
	6, 1			1, 12		0, 0045	0, 3	4, 1
	6, 2			1, 16		0, 005	0, 32	4, 2
	6, 3			1, 16		0, 0055	0, 34	4, 3
	6, 4			1, 16		0, 005	0, 36	4, 4
	6, 5			0, 98		0, 0045	0, 28	4, 5
	6, 6			0, 98		0, 005	0, 26	4, 6
	6, 7			0, 98		0, 0055	0, 32	4, 7
	6, 8			0, 51		0, 005	0, 34	4, 8
	6, 9			0, 41		0, 0047	0, 36	4, 9
				0, 41		0, 0049	0, 3

 

 

6. 1 Расчет сетки горизонтальных скважин и сравнение эффективность их работы с вертикальными

Задача 6. 1

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.

На рисунке 6. 1 изображены схемы размещения вертикальных скважин. На рисунке 6. 1 а однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную. На рисунке 6. 1 b однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет две вертикальные. Рисунок 6. 1 с аналогичен рисунку 6. 1 b, но вдвое сокращено число нагнетательных вертикальных скважин. На рисунок 6. 1d площадная добывающая горизонтальная скважина заменяет полторы добывающие скважины.

Рисунок 6. 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 6. 2 изображены схемы размещения горизонтальных скважин: однорядная горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину (рисунок 6. 2 а) и однорядная горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (рисунок 6. 2 b), площадь на скважину увеличена вдвое.

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

                                            (6. 1)

 

Рисунок 6. 2 – Схемы размещения горизонтальных скважин

 

При применении горизонтальных скважин - по следующей формуле:

                                        (6. 2)

где 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.

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, получим горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах отдельного нефтяного слоя:

                                                                                                          (6. 3)

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

        (6. 4)

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

(6. 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:

   (6. 6)

Пусть гидропроводность пласта равна  = 1, рассмотрим вариант, когда эффективная общая и толщина этого пласта равны h = 10 м и h_общ = 20 м. Радиус скважины равен r_с = 0, 1 м. Разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин Рсн – Рсэ = 0, 1 МПа. Рассмотрим сетку скважин с  2σ _н = 2σ = L = 150 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 ГС l_г = 300 м.

Задача решается следующим порядком:

1. Сначала определим общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных скважин.

Найдем фильтрационные сопротивления:

 

 

 Па⋅ с/м³

2. Найдем общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных скважин:

 

3. Определим общий дебит нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин.

Найдем фильтрационные сопротивления:

 

4. Найдем общий дебит нефтяной площади нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин:

 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.

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: