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: 6 из 6

Расчет дебита многозабойной скважины с горизонтальными стволами.

Одной из первых и наиболее упоминаемой в литературных источниках зависимостей, описывающих приток к многоствольной горизонтальной скважине, с равномерным веерным расположением в центре круговой залежи, является уравнение Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П.:

, (3.16)

где п — число стволов, а — угол наклона ствола от вертикали, l — длина отдельного ствола, функция х(п) равна 4; 2; 1.86; 1.78 при числе горизонтальных стволов 1; 2; 3 и 4.

Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. анализировали влияние различных факторов на дебит многоствольной горизонтальной одноярусной скважины при помощи несколько измененной формулы, учитывающей анизотропность пласта:

, (3.17)

где — параметр анизотропии проницаемости пласта.

Для одноярусной многоствольной горизонтальной скважины известно также уравнение:

. (3.18)

Если принять n=2, то получим формулу Джоши, в которой вместо малой полуоси эллипса используется радиус контура питания, а для описания течения к точечному стоку уравнение Борисова Ю.П.

В работах авторами рассматривался приток нефти к горизонтальной нефтяной скважине, не полностью вскрывшей сектор. Под сектором понимается часть круговой области дренирования. Для получения определенной закономерности между производительностью горизонтальных скважин и относительным вскрытием сектора авторами путем моделирования изучено влияние:

- длины горизонтального ствола L_г, т.е. полноты вскрытия сектора на производительность горизонтальных нефтяных скважин;

- величины радиуса контура сектора R_к.сек;

- числа горизонтальных скважин «n» на изучаемые закономерности и на интенсивность их изменения во времени;

- проницаемости пластов;

- степени загрязнения призабойной зоны, т.е. величины скин-эффекта;

- величины депрессии на пласт на изучаемые зависимости при вскрытии горизонтальным стволом сектора кругового пласта.

Такая работа была выполнена на моделях фрагментов нефтяной залежи секторной формы при углах сектора α= 45⁰, 30⁰ и 22,5⁰, его радиусах R_к.сек=3000 м и R_к.сек=6000 м, проницаемостях фрагмента k=10, 50, и 250 мД и длинах горизонтального ствола L_г равных Lг=R_к.сек-R_вход(полное вскрытие сектора); =0,734; =0,467; =0,267.

Решение.

Исходные данные Таблица 3.4

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Длина горизонтального участка	l	м	300
Проницаемость по горизонтали, м2	kh	м2	147·10-15
Проницаемость по вертикали, м2	kv	м2	36·10-15
Вязкость нефти	μн	Па·с	0,00098
Пластовое давление	Рпл	Па	23,1·106
Забойное давление	Рзаб	Па	16·106
Радиус горизонтального участка скважины	rc	м	0,1
Радиус контура питания	Rk	м	330
Угол наклона ствола от вертикали	α	град	90
Гидропроводность	ε	(м2·м)/(Па·с)	2,93·10-10
Параметр анизотропии проницаемости пласта	β		0,244

Задача решается следующим порядком:

1. Рассчитываем приток жидкости к многоствольной горизонтальной скважине по уравнению Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П.:

2. Рассчитываем приток жидкости к многоствольной горизонтальной скважине по уравнению Григулецкого В.Г., Никитина Б.А.:



3. Рассчитываем приток жидкости по формуле для одноярусной многоствольной горизонтальной скважине:



Полученные результаты Таблица 3.5

Борисов	Григулецкий	Одноярусная	Количество стволов
730,663	760,314	596,238	1
1376,643	1429,151	1150,221	2
1533,007	1575,991	1665,044	3
1643,423	1680,271	2143,610	4

Рисунок 3.7 – Полученные результаты для различных методов

Выводы: 1) Методика Борисова. Исходя из данной методики при α=90⁰, бурение многоствольных ГС с равномерным веерным расположением приводит к значительному увеличению дебита скважины. При этом резкое увеличение дебита наблюдается при бурении двух боковых стволов.

2) Методика Григулецкого. При одноярусном расположении ГС с увеличением количества боковых стволов дебит увеличивается. Значительное увеличение дебита наблюдается при зарезке двух боковых стволов.

3) Одноярусное расположение. Дебит увеличивается прямо пропорционально, так как в данной методике не учитывается параметр x(n), который уменьшается в зависимости от числа боковых стволов (функция х(п) равна 4; 2; 1.86; 1.78 при числе горизонтальных стволов 1; 2; 3 и 4).

ВЫВОД

Строительство многоствольных скважин в последнее время является основным методом повышения нефтеотдачи пластов как на новых месторождениях, так и на месторождениях, находящихся на последней стадии разработки.

Добыча нефти с применением многоствольных скважин позволяет сократить капитальные затраты на строительство новых скважин и увеличить коэффициент извлечения нефти.

В подобных скважинах из основного ствола разбуриваются несколько боковых стволов, ведущих к различным участкам эксплуатационного объекта. Динамика работы скважины в этом случае зависит от характеристик каждого из стволов и фильтрационно-емкостных свойств вскрытых участков пласта.

Для получения полной информации о степени выработки объекта эксплуатации необходим раздельный учет добываемой продукции по каждому стволу многоствольной скважины.

СПИСОК ИСЛОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. - Москва: Изд-во «Недра», 1969. – 192 с.

2. Исмаков Р.А., Фаттахов М.М., Бакиров Д.Л., Бондаренко Л.С., Ахметшин И.К. Многозабойные скважины: области эффективного применения, технология работ и задачи планирования // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 9. – С. 25-26.

3. Семенов А.В. Анализ эффективности выработки запасов нефти многозабойными скважинами в условиях турнейского яруса объектов ЦДНГ № 4 // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2014. – № 1. – С. 301-304.