Zanyatie 1

Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»





Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»














УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ
по курсу: «Управление разработкой интеллектуальных месторождений» (23879)



Практическое занятие № 1.
«Оценка технологического эффекта от забуривания бокового горизонтального ствола (ЗБС)»


















Уфа 2013
Бурение боковых горизонтальных стволов
В процессе разработки нефтяного месторождения последнее время получает развитие технология забуривания боковых стволов.
Различают два вида боковых стволов:
1. Боковой ствол с вертикально или условно вертикальным окончанием (БС);
2. Боковой ствол с горизонтальным окончанием (БГС).
Наиболее часто БС с условно вертикальным окончанием используется для восстановления аварийных скважин. Расчёт входных или запускных параметров работы скважины аналогичен расчёту обычной скважины.
Боковые стволы с горизонтальным окончанием, чаще всего используют для вовлечения невырабатываемых зон, увеличения Кохв и конечного значения КИН.
Для обоснования местоположения (БГС) используют два критерия: структурная карта по кровле продуктивного пласта и карта текущих нефтенасыщенных толщин.
На карте текущих нефтенасыщенных толщин отмечаются районы с повышенной концентрацией текущих извлекаемых запасов нефти, а направление горизонтального участка задается с учётом реализованной системы разработки и картой кровли продуктивного коллектора. При этом предпочтение отдаётся близлежащим от скважины мини антиклинальным поднятиям, поскольку именно в них, с высокой долей вероятности, сосредоточены основные объемы остаточных извлекаемых запасов пласта.
Обоснование начальных дебитов по жидкости горизонтальных скважин проводится с помощью аналитических зависимостей и обобщения опыта разработки месторождений горизонтальными скважинами.
В инженерной практике оценки входного дебита по жидкости горизонтальных скважин существует несколько аналитических выражений. Основными, наиболее часто используемыми являются 4 зависимости:

1. Метод Ю.П.Борисова:
13 EMBED Equation.3 1415, м3/с (1)



2. Метод Джиггера:
13 EMBED Equation.3 1415, м3/с (2)
3. Метод Ренард - Дюпюи:
13 EMBED Equation.3 1415, м3/с (3)
4. Метод Джоши:
13 EMBED Equation.3 1415, м3/с (4)
где 13 EMBED Equation.3 1415 половина большой оси эллипса дренирования, м;
13 EMBED Equation.3 1415- для эллипсоидной площади дренажа;
a - половина большой оси эллипса, м;
13 EMBED Equation.3 1415 - радиус скважины, м;
13 EMBED Equation.3 1415 - радиус области дренирования, м;
L - длина горизонтального участка, м;
h - толщина продуктивного пласта, м;

·р – перепад давления между границей контура питания и стенкой скважины, Па;

· – вязкость пластового флюида, Па·с;

· – проницаемость пласта м2.

Оценка входной обводнённости производится по скважинам окружения, с учётом выработки запасов зоны предполагаемого бурения ГС.


Расчет вязкости жидкости

При использовании закона Дарси, для учета многофазного потока в пласте производится расчет величины 13 EMBED Equation.DSMT4 1415, смысл которой можно описать термином «эффективная вязкость смеси» или «вязкость жидкости». Данный параметр является величиной, обратной общей подвижности смеси, и имеет размерность динамической вязкости. Его расчет производится исходя из предположения, что общая подвижность смеси равна сумме подвижностей воды и нефти:
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 (5)
где 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – вязкость жидкости, мПа*с;
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – вязкость нефти, мПа*с;
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – вязкость воды, мПа*с;
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – относительная фазовая проницаемость по воде;
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 относительная фазовая проницаемость по нефти.

Относительные фазовые проницаемости зависят от водонасыщенности 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций (рис. 1):
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 (6)

где 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»);
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»);
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»);
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения:

13 EMBED Equation.DSMT4 1415, (7)
где 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – обводненность, %.

Рис. 13 SEQ Рисунок \* ARABIC 14115 Функции ОФП по нефти и по воде

Расчёт объемного коэффициента жидкости

Объемный коэффициент жидкости 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 вычисляется следующим образом
13EMBED Equation.DSMT41415, (8)

где 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 – обводненность, %.
13EMBED Equation.DSMT41415 – объемный коэффициент нефти, м3/м3;
1.01 – характерное значение объемного коэффициента воды, м3/м3.

Для расчётов принять:
показатели степени корреляции Кори для нефти и воды: m = n = 2,5;
вязкость воды в пластовых условиях: µв = 0,9 мПа*с;
13 EMBED Equation.DSMT4 1415 («концевая точка по воде») = 0,35.




Цель занятия:
Оценить входной дебит жидкости и нефти в пластовых и поверхностных условиях, используя аналитические зависимости.
Оценить время выработки остаточных извлекаемых запасов при условии, что коэффициент эксплуатации составит 0,95.

Исходные данные для расчёта:
Таблица 1 - Список скважин под забуривание БС (БГС)


Плотность нефти в поверхностных условиях – 850 кг/м3.

Таблица 2 – Входные условия по областям
№ скв
Длина ГС, м
Площадь дренирования, м2
Радиус скважины, м
Средняя текущая н/н толщина пласта, м
Объемный коэффициент нефти, д.ед.
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
Пластовое давление, МПа
Забойное давление соседних скважин, МПа
Проницаемость пласта, м2
Обводненность (по соседним работающим скважинам), %

1416
207
2135000
0.057
7.359
1.414
3.26
14.73
7.3
8.70934E-14
50

2433
245
1025000
0.057
6.448
1.549
3.31
12.40
6.6
1.96071E-14
60

2401
240
1595000
0.057
5.692
1.495
2.76
12.07
6
1.32581E-14
70

666
215
1918000
0.057
5.032
1.347
2.96
14.87
8.9
5.79431E-14
65

748
220
1461000
0.057
6.728
1.349
2.70
14.29
8.6
1.17314E-13
69

2419
240
1656000
0.057
5.52
1.245
2.97
14.46
7.4
1.17015E-14
70

1605
170
1589000
0.057
6.018
1.879
2.59
12.12
7.1
7.10422E-14
75

484
177
3138000
0.057
6.015
1.455
2.68
20.05
10.7
1.91398E-13
80

588
180
3138000
0.057
6.942
1.863
3.39
17.95
9.3
6.00117E-14
60

3294
225
2987000
0.057
4.807
1.665
3.47
13.91
10
1.472E-13
72

802
200
2341000
0.057
5.074
1.198
2.77
13.73
9.4
7.12724E-14
80

1348
180
1618000
0.057
4.635
1.252
3.43
12.81
8.7
1.57007E-13
80

3502
195
1334000
0.057
4.81
1.304
2.52
12.78
7.2
1.9596E-13
80

1338
160
3103000
0.057
4.501
1.274
2.76
15.34
6.9
1.11395E-13
75

3235
200
2261000
0.057
4.718
1.358
3.38
15.38
8.2
4.83621E-14
80

3238
215
820000
0.057
6.297
1.865
2.64
17.09
10.1
9.33563E-14
80

1402
155
1845000
0.057
5.876
1.311
3.34
18.36
12.3
1.88043E-13
80











13PAGE 15


13PAGE 14615




Root EntrycEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native

Приложенные файлы

  • doc 19042835
    Размер файла: 140 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий