Анализ и исследование эффективности выполнения работ по строительству БС в условиях терригенных отложений девона. диплом. Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

• Название: Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
• Анкор: Анализ и исследование эффективности выполнения работ по строительству БС в условиях терригенных отложений девона
• Дата: 22.06.2022
• Размер: 0.62 Mb.
• Имя файла: диплом.docx
• Тип: Анализ; #609254
• страница: 8 из 13

– глубина погружения сваба под уровень жидкости, м.

.
Объем отбираемой жидкости за один рейс свабом определим по формуле:

, (3.1.16)

где - внутренний диаметр труб НКТ, м.


Необходимое число циклов при свабировании:

. (3.1.17)
За первый цикл сваб пройдет расстояние:

(3.1.18)
Суммарное расстояние, пройденное свабом:

, (3.1.19)

где – расстояние, пройденное свабом за последний цикл;

a – коэффициент, вычисляемый по формуле:

, (3.1.20)

где – наружный диаметр НКТ.
.
Пройденное свабом расстояние за последний (неполный) цикл:

. (3.1.21)



Время снижения уровня жидкости в скважине или время процесса откачки жидкости:

, (3.1.22)

где – средняя скорость спуска сваба, м/с.

По результатам проведенного расчета освоения методом свабирования по скважине-кандидату *210 величина допустимой депрессии на пласт равна 10,1 МПа, минимальное забойное давление – 5,4 МПа, на процесс свабирования затратится 6 часов при 20 циклах, однако данное время может быть снижено при возникновении притока. Расчет по скважине *210 в (ПРИЛОЖЕНИЕ Д)
3.2 Расчет профиля бокового ствола скважин-кандидатов

Для бурения БС рекомендуется двухинтервальный профиль с участками набора и стабилизации зенитного угла 0,2-0,5°/на 10 м.



Рисунок 3.2.1 – Профиль проектируемого бокового ствола

H_B – глубина до точки зарезки бокового ствола, м; Н – глубина ствола скважины, м; А – смещение бокового ствола, м; L – длина ствола, м; R₁ – радиус кривизны участка, м; α₁ – зенитный угол.

Исходные данные для расчета профиля бокового ствола скважины кандидата *223 представлены в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 – Исходные данные для расчета по скважине *223

Глубина ствола скважины, Н, м	1876
Глубина до точки зарезки бокового ствола, НВ, м	1548
Смещение забоя от вертикали, А, м	400

Уравнения проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси:

, (3.2.1)

. (3.2.2)
Решая систему уравнений (3.2.1) и (3.2.2) найдем зенитный угол:

, (3.2.3)
где .
Радиус кривизны определяется по формуле (3.1.4):

. (3.2.4)
Длина бокового ствола:

. (3.2.5)
м.

м.



м.

Таким образом, произведен расчет бокового ствола скважины кандидата *223, в результате которого общая длина бокового ствола составит 1876 м с радиусом кривизны 389,129 м. Расчет по скважине *210 (ПРИЛОЖЕНИЕ Д)
3.3 Расчет технологической эффективности БС по изменению коэффициента продуктивности на скважинах

Произведем расчёт технологической эффективности строительства БС на скважинах Западно-Сотниковского месторождения также по методике изменения коэффициента продуктивности.

К числу мероприятий по увеличению производительности скважин относятся все виды работ на скважине, обеспечивающие увеличение ее текущего дебита или замедление темпа его падения.

Различают понятия текущего и суммарного (накопленного) технологического эффекта мероприятий по увеличению производительности скважин. Текущим технологическим эффектом единичной скважины называют прирост текущего дебита нефти по объекту в результате проведения мероприятий по увеличению производительности скважин по данной скважине. Этот прирост может быть стабильным на протяжении длительного времени, но может и затухать в том или ином темпе.

Более удобным показателем эффективности мероприятий по увеличению производительности скважин является суммарный (накопленный) технологический эффект , величина которого определяется дополнительным количеством нефти, полученной из объекта за определенный период времени в результате мероприятия по данной единичной скважине. [39]

1. 
   Для определения видимого технологического эффекта используем метод экстраполяции закономерности изменения коэффициента продуктивности за определенный период.
   

Фактический коэффициент продуктивности определяется:

, (3.3.1)

где

Q – фактический дебит скважины (среднесуточный за месяц),т/сут;

– градиент давления, МПа;

, (3.3.2)

где

– пластовое давление, МПа;

– забойное давление,МПа.

Средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины составляет:

(3.3.3)

Значение предполагаемого коэффициента продуктивности на середину каждого месяца после проведения метода определяется:

, (3.3.4)

где

– коэффициент продуктивности на середину месяца, предшествующий проведению метода, т/(сут·МПа);

– средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины, т/(сут·МПа).

Видимый эффект определяется по формуле:

, (3.3.5)

где

Q – фактический дебит скважины (среднесуточный за месяц),т/сут;

К – предполагаемый коэффициент продуктивности скважины по нефти на заданный момент после строительства БС, т/(сут·МПа);

– фактический коэффициент продуктивности скважины по нефти на заданный момент после строительства БС, т/(сут·МПа).

2. 
   Коэффициент эффективности скважины определяется:
   

, (3.3.6)

где

N – средняя доля нефти в продукции скважины, ближайших к рассматриваемой скважине, д.ед.;

n – доля нефти в продукции рассматриваемой скважины, д.ед.;

– перепад между приведенным давлением на контуре питания и пластовым давлением, приведенным к той же глубине, МПа;

– перепад между приведенным давлением на контуре питания и забойным давлением, приведенным к той же глубине, МПа.

, (3.3.7)

, (3.3.8)

где

– приведенное пластовое давление в рассматриваемой скважине, МПа;

– среднеарифметическая величина приведенного забойного давления по пяти-семи скважинам, ближайшим к выбранной для проведения мероприятия, МПа;

– приведенное давление на контуре питания, МПа.

3. 
   Текущий технологический эффект определяется:
   

, (3.3.9)

где

– коэффициент эффективности скважины, д.ед.;

– видимый текущий технологический эффект, т/сут;

i – номер месяца.

4. Суммарный технологический эффект определяется:

, (3.3.10)

где

i – номер месяца;

– текущий технологический эффект, т/сут;

число дней работы скважины в i-том месяце;

k –общее число месяцев в периоде, на который рассчитывается суммарный эффект;

, (3.3.11)

где

– число календарных дней в i-том месяце;

коэффициент эксплуатации скважины в этом месяце.

Произведем расчет технологического эффекта от строительства БС для скважины *207.

1. Определение видимого технологического эффекта.

Январь 2008 г.: ; ;

Февраль 2008 г.: ; ;

Март 2008 г.: ; и т.д.

Результаты расчетов по остальным месяцам – в таблице 3.3.1.

Определим среднюю величину коэффициента изменения продуктивности скважины за период с января 2019 г. по декабрь 2019 г. по формуле (3.3.3):

Коэффициент продуктивности на середину месяца, предшествующего проведению метода, равен .

Предполагаемый коэффициент продуктивности на середину каждого месяца после проведения мероприятия определяется по формуле (3.3.4):

на середину января 2008 г.: ;

на середину февраля 2008 г.: ; на середину марта 2008 г.: .

Результаты расчетов по остальным месяцам – в таблице 3.2.1.

Видимый эффект определяется по формуле (3.3.5):

на середину января 2008 г.:

на середину февраля 2008 г.:

на середину марта 2008 г.:

Результаты расчетов по остальным месяцам – в таблице 3.3.1.

Определим коэффициент эффективности скважины по (3.3.6):

на середину января 2019 г.: ; ; ; на середину февраля 2019 г.: ; на середину марта 2019 г.: . Результаты расчетов по остальным месяцам – в таблице 3.3.1.

Определим текущий технологический эффект по формуле (3.3.9):

на середину января 2019 г.: ;

на середину февраля 2019 г.: ; на середину марта 2019 г.: .

Результаты расчетов по остальным месяцам – в таблице 3.3.1.
Определим число дней работы скважины в i-том месяце по (3.3.11):

на середину января 2019 г.: ;

на середину февраля 2019 г.: ; на середину марта 2019 г.: .