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, 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;
|
|
|
(«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: 2883; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!