Главная страница

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


Скачать 1.04 Mb.
НазваниеКурсовой проект по курсу Технология эксплуатации скважин морских и шельфовых месторождений
АнкорМногозабойные скважины
Дата10.12.2022
Размер1.04 Mb.
Формат файлаdocx
Имя файлаТЭНГС КП.docx
ТипКурсовой проект
#837190
страница5 из 6
1   2   3   4   5   6

Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов


Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:

, (3.8)

где, Qг – дебит нефти горизонтальной скважины м3/сек; kh – горизонтальная проницаемость пласта м2; h – нефтенасыщенная толщина, м; P – депрессия на пласт, Па; μн – вязкость нефти Па·с; B0 – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м;rc – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования (рис. 3.2), м:

, (3.9)

гдеRkрадиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:

, (3.10)

kv – вертикальная проницаемость пласта, м2. В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·kh, осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑  , .



Рисунок 3.4 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения Rk. В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 3.5), представляющий собой среднюю величину между полуосями:

(3.11)



Рисунок 3.5 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:

, (3.12)

гдеJ – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:

. (3.13)

Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение

(3.14)

Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:

. (3.15)

Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения JoshiS.D..
Задача: Для геолого-физических условий пласта ПК20Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 3.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Qг по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.

Таблица 3.1

Наименование параметра

Условное обозначение

Единицы измерения (СИ)

Значение

Нефтенасыщенная толщина

h

м

5,5

Проницаемость по горизонтали, м2

kh

м2

443·10-15

Проницаемость по вертикали, м2

kv

м2

55·10-15

Вязкость нефти

μн

Па·с

0,00112 

Пластовое давление

Рпл

Па

17,5·106

Забойное давление

Рзаб

Па

14,5·106

Радиус горизонтального участка скважины

rc

м

0,1

Радиус контура питания

Rk

м

300

Объемный коэффициент нефти

B0

д.ед

1,2


Решение. Задача решается следующим порядком:

1. Рассчитаем дебит ГС по методике JoshiS.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 3.10 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 3.9):





Подставляя полученные результаты в выражение 3.8 получаем,

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).



2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.

Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 3.13:

.



Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).



3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.

Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (3.14)

Определяем дебит ГС:



Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).



4. Сопоставляем полученные результаты:

Полученные результаты Таблица 3.2

Автор методики

Полученное значение

JoshiS.D.

1481 м3/сут

Борисова Ю.П.

1667,9 м3/сут

Giger

607,9 м3/сут


5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:

Полученный результаты Таблица 3.3

Lдлина

горизонтального участка

Дебит ГС, м3/сут

(JoshiS.D.)

Дебит ГС, м3/сут

(Борисова Ю.П.)

Дебит ГС, м3/сут

(Giger)

50

1360,612

1647,162

1011,10254

100

1982,238

2287,564

1318,32873

150

2338,347

2628,166

1466,90284

200

2569,118

2839,562

1554,49788

250

2730,82

2983,551

1612,26295

300

2850,426

3087,939

1653,21864

350

2942,48

3167,09

1683,77018

400

3015,519

3229,168

1707,43528

450

3074,884

3279,159

1726,30646

500

3124,085

3320,28

1741,70642

550

3165,528

3354,7

1754,51226

600

3200,912

3383,933

1765,32852

650

3231,477

3409,07

1774,58546

700

3258,144

3430,915

1782,59759

750

3281,613

3450,074

1789,60019

800

3302,428

3467,016

1795,77275

850

3321,015

3482,103

1801,2546

900

3337,713

3495,624

1806,15552

950

3352,797

3507,811

1810,56322

1000

3366,489

3518,853

1814,54859



Рисунок 3.6 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка

Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам JoshiS.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения следует:

‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;

‑ для условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L1=150 м. Q1=2620 м3/сут до L2=400 м. Q2=3230 м3/сут;

‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.
    1. 1   2   3   4   5   6


написать администратору сайта