Расчёт объемного коэффициента жидкости

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:

, м3/с                               (1)

2. Метод Джиггера:

, м3/с               (2)

3. Метод Ренард - Дюпюи:

, м3/с                               (3)

4. Метод Джоши:

, м3/с         (4)

где  половина большой оси эллипса дренирования, м;

- для эллипсоидной площади дренажа;

a - половина большой оси эллипса, м;

 - радиус скважины, м;

 - радиус области дренирования, м;

L - длина горизонтального участка, м;

h - толщина продуктивного пласта, м;

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

μ – вязкость пластового флюида, Па·с;

κ – 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 , 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:

                                             (5)

где – вязкость жидкости, мПа*с;

         – вязкость нефти, мПа*с;

         – вязкость воды, мПа*с;

        – относительная фазовая проницаемость по воде;

        – относительная фазовая проницаемость по нефти.

 

Относительные фазовые проницаемости зависят от водонасыщенности  и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций (рис. 1):

                                                          (6)

 

где  – относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»);

        – показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»);

        – показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»);

 – текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения:

 

,                                                 (7)

где  – обводненность, %.

Рис. 1 Функции ОФП по нефти и по воде

 

Расчёт объемного коэффициента жидкости

 

Объемный коэффициент жидкости  вычисляется следующим образом

,                                                  (8)

 

где   – обводненность, %.

  – объемный коэффициент нефти, м33;

1.01 – характерное значение объемного коэффициента воды, м33.

 

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;

 («концевая точка по воде») = 0,35.

 

 

Цель занятия:

1. Оценить входной дебит жидкости и нефти в пластовых и поверхностных условиях, используя аналитические зависимости.

2. 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

 

 


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1490;