Многозабойные скважины. ТЭНГС КП. Курсовой проект по курсу Технология эксплуатации скважин морских и шельфовых месторождений

• Название: Курсовой проект по курсу Технология эксплуатации скважин морских и шельфовых месторождений
• Анкор: Многозабойные скважины
• Дата: 10.12.2022
• Размер: 1.04 Mb.
• Имя файла: ТЭНГС КП.docx
• Тип: Курсовой проект; #837190
• страница: 4 из 6

ПРИТОК ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ МНОГОЗАБОЙНЫМ СКВАЖИНАМ

1. Обзор существующих методов

Обзор существующих приближенных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин показал, что приближенные аналитические методы можно условно, в соответствии с принятыми схемами зоны дренирования, разделить на четыре группы:

1) Метод Борисова Ю.П. и др., который допускает, что зона, дренируемая ГС, имеет форму круга (рис. 3.1);

2) Методы Joshi S.D.; Renard G.I. и Dupug J.M., Спарлин Д.Д. и Хаген Р.У.; Giger F.M., которые допускают, что зона, дренируемая ГС, имеет форму эллипса (рис. 3.2);

3) Метод Ибрагимова, допускающий, что зона дренирования – слой усеченного параллельными плоскостями шара;

4) Методы Babu D.K. и Odeh A.S.; Алиева З.С. и Шеремета В.В., которые допускают, что зона дренирования представляет собой полосообразный пласт (рис. 3.3).

Соответствующие формулы получены для однородных изотропных и анизотропных пластов.

Отличительной чертой всех решений, кроме решения Алиева З.С. и Шеремета В.В. , является то, что во всехполученных зависимостях, при полном вскрытии принятой зоны дренирования горизонтальным стволом, величины забойного и контурного давлений совпадают, т.е депрессия, создаваемая на пласт ∆P=0, что делает полученные решения для определения дебита нефти неустойчивыми. В частности для эллиптической формы только в диапазоне 0,3 ≤ 2х≤ 0,7. Принятие зоны в виде прямоугольника исключает результаты с большими ошибками. Однако эта схема задачи притока нефти или газа к горизонтальной скважине также предусматривает постоянство забойного давления по длине горизонтального участка и полное вскрытие фрагмента залежи в виде прямоугольника. При неполном вскрытии фрагмента полосообразоного пласта получить простую и приемлемую по точности формулу для определения дебита нефти и газа не удалось.

Геометрия зоны дренирования пласта горизонтальной скважины
- форма круга (метод Ю.П.Борисова) (Рис. 3.1)


Рисунок 3.1 - Форма круга
- форма эллипса (метод S.D.Joshi, G.R.Renard и J.M.Dupuy) (Рис. 3.2)


Рисунок 3.2 - Форма эллипса
- форма прямоугольника (Рис. 3.3)


Рисунок 3.3 - Форма прямоугольника
Аналитические формулы существующих методик
1. Формула Ю.П.Борисова. Предполагается, что зоной дренирования ГС является круг (рис.3.1)
, (3.1)
где–B₀объемный коэффициент нефти.

L- расстояние от горизонтальной скважины до линии пластового давления.

2. Формула S.D.Joshi. Принимается, что зоной дренирования ГС по площади является эллипсоид (метод S.D.Joshi, G.R.Renard и J.M.Dupuy)(рис. 3.2)
, (3.2)

где ,

,

где - параметр анизотропии.
A - половина главной оси эллипса, равного площади дренирования пласта ГС.

3. Формула G.R.Renard, J.M.Dupuy. Зона дренирования пласта ГС принимается в форме эллипсоида (рис.3.2)
, (3.3)

где ; ;

A- см.формулуS.D.Joshi.

4. Формула З.С.Алиева и В.В.Шеремета, допускает, что зона дренирования пласта имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытым ГС (рис. 3.3).
; (3.4)
С учетом анизотропии пласта по проницаемости формула имеет вид:
, (3.5)
где ; .

5. Формула В.Г.Григулецкого (модификация формулы Борисова):
, (3.6)
где - параметр анизотропии;

6. Формула Т.В.Козловой и В.Д.Лысенко:
; (3.7)