Определение производительности многоствольно –горизонтальных скважин. Подземная Гидромеханика 04,12,2021. Расчёт предельных безводных дебитов и депрессий горизонтальных

• Название: Расчёт предельных безводных дебитов и депрессий горизонтальных
• Анкор: Определение производительности многоствольно –горизонтальных скважин
• Дата: 07.12.2021
• Размер: 109.67 Kb.
• Имя файла: Подземная Гидромеханика 04,12,2021.docx
• Тип: Документы; #294551

Содержание.

1. 
   Расчёт предельных безводных дебитов и депрессий горизонтальных
   скважин и несовершенных дрен (гидравлических трещин)...............................................................................................................3
   
2. 
   Дренирующие нефтяные залежи с подошвенной водой.................................................................................................................15
   

3.Источники......................................................................................................25

Расчёт предельных безводных дебитов и депрессий горизонтальных
скважин и несовершенных дрен (гидравлических трещин).

При разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой или нефтяных оторочек возникают сложные гидродинамические задачи по определению предельных безводных и безгазовых дебитов, предельных депрессий, наивыгоднейшего интервала вскрытия нефтяной оторочки относительно ГНК и ВНК, безводного периода, безводной нефтеотдачи на момент полного обводнения или загазовывания скважин. Приближенная теория стационарных конусов применительно к подгазовым нефтяным залежам с подошвенной водой была впервые разработана М.Маскетом и И. А.Чарным. Дальнейшее развитие она получила в работах А.К.Курбанова, П.Б.Садчикова, А.П.Телкова, Ю.И.Стклянина, Р.Чанея, И.Лукерена и др. Формулы Мейера, Гардера и П.М.Шульги для определения предельного безводного и безгазового дебитов исходят из теории безнапорного притока к несовершенной скважине и дают весьма приближенные завышенные против действительных предельных значения, т.к. они фиксируют дебиты уже в момент прорыва газа или воды. Рассмотрим приближенные, но более обоснованные методы.

Методика расчета предельных безводных и безгазовых дебитов, основанная на гидравлической теории безнапорного притока

Схема одновременного существования газового и водяного конусов показана на рис.2.6. Пусть Нr, Нв, Нн есть гидравлические напоры в газовой, водяной и нефтяной зонах соответственно. Рr, Рв и Рн - пластовые давления в указанных зонах, а Р' - давление в некоторой точке на поверхности раздела газ-нефть и вода-нефть (см.рис.2.6), ?н, ?в, и ?r- плотности нефти, воды и газа соответственно. Тогда относительно точки N можно записать следующее выражение



Hr= ; HH= . (2.6)





Если эту точку переместить на контур скважины, то в соответствии с обозначениями на схеме имеем z=(h-b)+hc. Решая совместно два уравнения, исключая Р1 и пренебрегая капиллярным давлением РК=РН-РГ, получаем


HH = + (h - b+he) ; ??1 = ?H - ?r . (2.7)

Аналогично для точки М, перемещенной на контур скважины, получаем



Нв = - (h-b) ; ??2 = ?в - ?н

Если поместить точки N и М на контур пласта, то получаем, соответственно, выражения



Нн = + ; Hн = (2.8)



из которых следует

Нг?в = Нв?в - h??1 (2.9)

Решая совместно (2.7), (2.8) и (2.9), находим нижнее положение интервала перфорации, обеспечивающее критическое значение безводного и безгазового дебита при заданном значении hc



b = h0 - (h-hc) ; ??3 = ?в-?r. (2.10)

Определим ординату z0 нейтральной линии тока. Уравнения для напоров (2.7) и (2.8) относительно плоскости z0 (см.рис.2.6) записываются в виде:



Hн = + ; Нн = - (2.11)



Решая совместно (2.11) и (2.9), получаем



z0 = . (2.12)

Расстояние bi от нижних отверстий перфорации до нейтральной линии тока, как это следует из схемы, есгь



b1 = z0-(h - b) =. (2.13)

Таким образом, определив ординату нейтральной линии тока (горизонтальную плоскость) и заменив ее непроницаемой жесткой перегородкой, формально получаем два пласта.

Дифференциальное уравнение безнапорного притока для верхнего пласта есть



Q1 = . (2.14)

Разделяя переменные и интегрируя (2.14) в пределах по r от rс до R0 и по z от z2 до z1, где

z1 = h-z0;



z2 = hc- (2.15)

получаем



Q1 (h2-hc2)(l- )2 . (2.16)

Интегрируя уравнение для нижнего пласта, получаем



Q2= r(z0-z) ; (2.17)

в пределах по r от r0 до R0 и по z от z1 = z0-a до z2, получаем



Q2 = . (2.18)

Суммарный критический дебит Q=Q1+Q2 определится формулой

Q = , [??1 (1 - )2 + ??2()2] (2.19)



Здесь принимаются следующие размерности:



[Кг]=м2; [h]=м; [??]=кг/м3; [?]=; [Q]=m3/c.

Пример 1. Рассчитать интервал перфорации, положение нейтральной линии тока и предельный безводный и безгазовый дебит скважины, дренирующей нефтяную оторочку при следующих исходных данных:

пласт горизонтальный однородно-изотропный, ?*=1;

условный контур питания R0=200м;

толщина нефтяной оторочки h=25м;

проницаемость пласта Кг=1,02 * 0,5 10"12м2;

вскрытая толщина hc=12,5M;



радиус скважины rс=0,1м; вязкость нефти ?н=2,5мПас=0,1021032,5кг с/м2;

разность плотностей жидкостей ??1= 870кг/м3, ??2=200кг/м3, ??3=1070кг/м3;

скважина совершенная по характеру вскрытия.

Расчеты, произведенные по формулам (2.10), (2.12), (2.13) и (2.19), дают следующие результаты: b=14,84м; z0=20,33m, b1=10,16м; Q=9,87м3/сут. Следовательно, а=2,34м и у=10,17м. Следует заметить, что полученный расчетный предельный дебит больше действительного предельного, т.к. формула (2.19) получена из условия «устойчивости» конусов уже при достижении ими вершин интервала перфорации. Строго говоря, устойчивость конусов при таком положении невозможна.

При отборе нефти из гидродинамически несовершенной по степени вскрытия скважины в пласте с подошвенной водой происходит деформация поверхности ВНК. Образующееся повышение уровня воды называется конусом подошвенной воды.

И.А.Чарный, используя условие устойчивости движения границы раздела двух жидкостей, получил формулу для расчета предельного безводного дебита скважины Q_пр, т.е. максимального дебита, при котором не происходит прорыва подошвенной воды в скважину.



Рис. 9.3. Схема образования конуса подошвенной воды


где  ,безразмерный дебит, значения которого определяются по графику

(рис. 9.4).
Вспомогательные параметры:
;  .

Здесь c_А – коэффициент анизотропии пласта, определяемый через соотношение проницаемостей по горизонтали и по вертикали:
Если дебит скважины не больше предельного безводного дебита, то в процессе эксплуатации происходит равномерный подъем ВНК и вытеснение нефти к забою.

Увеличение дебита сверх расчетного значения приводит к быстрому прорыву подошвенной воды в скважину и резкому обводнению добываемой продукции.

Для расчета высоты подъема конуса y_max, соответствующей предельному безводному дебиту скважины, используется график зависимости 



Предельно допустимую депрессию рассчитывают по формуле Маскета для скважины, несовершенной по степени вскрытия:
 (9.6)
Количество нефти, которое будет отобрано из скважины к моменту ее обводнения, т.е. когда к забою подтянется конус подошвенной воды, приближенно можно определить по формуле:
, (9.7)
где a - произведение коэффициента нефтеотдачи пласта на коэффициент усадки нефти; m – коэффициент пористости пласта; К_г и К_в – коэффициенты проницаемости пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях; D – поправочный коэффициент, зависящий от относительной глубины вскрытия нефтенасыщеннной части пласта f=b/h.


Рис. 9.5. График зависимости поправочного коэффициента D от относительной глубины f вскрытия нефтенасыщенной части пласта

Формулу (9.7) можно использовать только тогда, когда гидродинамически совершенные по характеру вскрытия пласта скважины расположены друг от друга на столь большом расстоянии 2s, что

.

Это условие выполняется в большинстве практически интересных случаев.

Теоретические расчеты показывают, что при довольно значительной толщине нефтенасыщенной части пласта, небольшом относительном вскрытии, малом понижении давления и, соответственно, малом дебите скважина должна обводниться за сравнительно короткий промежуток времени.

Однако на практике нередки случаи, когда достаточно многодебитные скважины, расположенные в водонефтяной зоне, длительное время эксплуатируются без воды. Кроме того, установка цементных мостов, поднимающих забой скважины на несколько метров, способна отодвинуть момент обводнения на несколько месяцев.

Увеличение значения t_н в реальных условиях может быть получено лишь за счет увеличения соотношения проницаемостей. Для одного и того же образца породы величина К_г превосходит величину К_в не более чем в 1,5-3 раза. Однако, если срок обводнения скважины велик, проницаемость по напластованию должна превосходить вертикальную проницаемость в десятки и даже сотни раз. Такого резкого различия проницаемостей К_г и К_в для каждого керна ожидать нельзя. Однако во многих случаях в пластах обнаруживаются тонкие прослойки, а иногда пропластки глин или плохо проницаемых мергелей, которые способны резко снизить среднюю проницаемость пласта в направлении, перпендикулярном напластованию.

Тонкие или мощные плохо проницаемые пропластки затрудняют поднятие конуса подошвенной воды и увеличивают период безводной эксплуатации скважины.

Отсюда следует вывод:

для борьбы с подтягиванием подошвенных вод действенным средством является установка цементных мостов, причем с таким расчетом, чтобы между уровнем подошвенных вод и верхней плоскостью цементного моста находились бы плохо проницаемые пропластки.

Q – объемный дебит газовой скважины;

,   – коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для нефти и газа соответственно;

s_ф, s₀ – насыщенность газом на фронте вытеснения и содержание связанной воды соответственно;

С_v, С_р – удельные теплоемкости газа при постоянном объеме и давлении;

 – средневзвешенное давление в газовой шапке;

r_ат – плотность газа в поверхностных условиях;

т₀ – эффективная пористость газонасыщенного пласта.

Дренирующие нефтяные залежи с подошвенной водой.

Разработка водонефтяных зон отличается длительным водным периодом и сравнительно меньшими коэффициентами нефтеотдачи. Обводнение скважин подошвенной водой является закономерным процессом, а извлечение попутной воды вместе с продукцией - неизбежным.
Разработка водонефтяных зон нефтяных месторождений является сложным технологическим процессом, как правило, характеризующимся повышенной обводненностью по добываемой продукции, относительно большими объемами попутно добываемой воды, низкой текущей и конечной нефтеотдачей пластов. Проектирование разработки таких залежей также сопряжено со значительными трудностями, связанными с невозможностью прогнозирования показателей заводнения подобных объектов на основе традиционных методов гидродинамических расчетов.
Достаточно обоснованное теоретическое исследование процесса заводнения водоплавающих залежей может быть выполнено лишь методами математического моделирования. В работе описана методика расчета технологических показателей разработки водонефтяных зон, позволяющая учесть основные особенности фильтрации водонефтяных систем в таких залежах, сложное; геологическое строение пластов и систему размещения скважин.
Показатели разработки водонефтяных зон по изложенному способу будут значительно улучшены, то есть близки к показателям - центральных безводных зон.
Опыт разработки водонефтяных зон участков Манчаров-ского месторождения, где свойства пластовой нефти близки к пласту GVI Арланской площади, свидетельствует о достаточно высокой эффективности их эксплуатации.
Условия разработки водонефтяных зон, в свою очередь, определяют степень влияния ВНЗ на нефтеотдачу. Так, если по данным разработки пласта Дг Туймазинского месторождения наблюдается сильная зависимость нефтеотдачи от ВНЗ, то по месторождениям Самарской Луки, Бавлинскому и другим месторождениям существенного влияния ВНЗ на показатели разработки не отмечается.
При разработке водонефтяных зон увеличение темпов отбора жидкости может способствовать увеличению коэффициента нефтеотдачи лишь при достаточно плотной сетке, позволяющей сохранять дебиты скважин на уровне не выше критических, и тем самым предотвращать локальную деформацию поверхности ВНК, ведущую к преждевременному обводнению скважин.
При разработке водонефтяных зон ( ВИЗ) скважины, эксплуатирующие пласты с подошвенной водой, работают, как правило, с коротким безводным периодом. Затем следует сравнительно быстрое обводнение их продукции. Часто безводный период вообще отсутствует.
Для эффективности разработки водонефтяных зон с применением метода закачки газа необходимо перфорировать нефтеносный пласт на некотором удалении от кровли во избежание прорыва газа.
Относительно риска разработки тонких водонефтяных зон горизонтальными скважинами / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.
Отставание в разработке водонефтяных зон связано с редким размещением эксплуатационных скважин и особыми, условиями их эксплуатации.
Отличительная особенность процесса разработки водонефтяных зон в монолитных пластах - то, что течение нефти и воды в них носит сложный пространственный характер. Подошвенная вода поднимается конусом к интервалу перфорации, ввиду чего имеет место обводнение скважин до предельной обводненности при слабой выработке пластов. Разработка водонефтяных зон требует также особых технологических условий по сравнению с разработкой чисто нефтяных частей залежи - надежного чистого вскрытия пластов, установления ограниченных или высоких депрессий на пласт и др. Эффективность разработки нефтяных залежей, имеющих обширные водонефтяные зоны, оказывается поэтому ниже, чем у залежей с небольшими зонами.
Другой оптимизационной задачей разработки водонефтяных зон является выбор интервалов перфорации.
Исходя из опыта разработки водонефтяных зон ( ВИЗ) Башкирии пересмотрено технологическое решение извлечения нефти из ВНЗ, особенно когда запасы нефти этих зон составляют значительную долю от общих запасов по месторождению.
Плотность сетки при разработке водонефтяных зон является одним из основных факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи. В целях обеспечения равномерной выработки пластов и повышения нефтеотдачи водонефтяных зон разбуривание водонефтяных зон уже на ранней стадии разработки следует производить по сетке по крайней мере не менее плотной, чем в чисто нефтяной зоне.
Более сложную задачу представляет разработка водонефтяных зон третьего типа. Одним из основных условий их выработки является раздельная эксплуатация пластов с подошвенной водой и полностью нефтяных зон. Она может быть осуществлена либо возвратом части скважин на пласты с подошвенной водой после полной отработки нефтяных пластов, либо бурением специальных скважин на ВНЗ. Скважины рекомендуется бурить при условии, если отсутствует возможность вытеснения нефти в нефтяную часть залежи на участках, где верхние пласты более продуктивны, характеризуются большой расчлененностью и будут эксплуатироваться длительное время. Скважины следует размещать преимущественно на участках, где выше ВНК имеются глинистые разделы, а также в зонах, где подъем ВНК не происходит или он небольшой.
Получение сравнительной характеристики показателей разработки водонефтяных зон наряду с научным интересом диктуется и практической необходимостью, так как в различных районах Советского Союза имеется достаточный фонд скважин, расположенных в водонефтяной части с наклонным вскрытием продуктивного пласта. Математическое изучение вопросов конусообразования сложно и для вертикальных скважин, а при продольном вскрытии пласта трудности в этом плане возрастают.
Тем не менее показатели разработки водонефтяных зон остаются значительно ниже показателей, достигаемых на чисто нефтяных участках залежей. Ухудшение показателей разработки водонефтяных зон связано также с более редкой сеткой скважин, по которой разбуриваются обычно водонефтяные зоны, по сравнению с чисто нефтяными зонами.
Выше были отмечены особенности разработки водонефтяных зон. Основной недостаток существующих систем разработки ВНЗ заключается в преждевременном прорыве вод по подошвенной части пласта.
В зависимости от способа разработки водонефтяных зон в работе [6] выделены три основных типа залежей.
Перечисленные выше условия имеют место при разработке водонефтяных зон месторождений платформенного типа. Известно, что в водонефтяных зонах заключены большие запасы нефти, исчисляемые сотнями миллионов тонн. В процессе разработки ВНЗ при естественном или искусственном водонапорном режиме происходит быстрый прорыв подошвенных и краевых вод в скважины. Эксплуатация залежи с самого начала сопровождается добычей значительного количества попутной воды. В качестве примера на рис. 16 приведены кривые зависимости обводненности добываемой продукции от коэффициента нефтеотдачи для различных значений параметра z по пласту Д1 Шкапов-ского месторождения.
В связи с этим следует отметить, что разработка водонефтяных зон большинства исследуемых объектов подчинена общей системе разработки залежи. Из 42 исследуемых на завершающей стадии объектов к третьему типу относится только пять. В силу указанных причин существенное влияние водонефтяных зон на конечную нефтеотдачу исследуемых объектов статистическими расчетами не было обнаружено. При этом необходимо иметь в виду, что при увеличении размеров водонефтяных зон достижение одного и того же коэффициента конечной нефтеотдачи обычно сопровождается увеличением объема отобранной жидкости и ухудшением экономических показателей разработки.
Определение коэффициента охвата заводнением и расчет технологических показателей разработки водонефтяных зон и залежей с низкой начальной нефтенасы-щенностью пластов осуществляется с использованием начальной весовой обводненности продукции скважин.
Механизм физико-химических процессов, протекающих в коллекторе при разработке водонефтяных зон и динамики изменения водонефтяного контакта во времени изучен не достаточно полно, в особенности процесс моделирования вскрытия пласта перфорацией.
Согласно выводам работы применение в современной практике нефтедобычи горизонтальных скважин значительно увеличивает эффективность разработки водонефтяных зон месторождений нефти. Как показано в данных работах, критические безводные дебиты горизонтальных скважин, в зависимости от геологических условий строения ВНЗ, могут быть вполне рентабельными.
Приведенный в разделе анализ теоретических и экспериментальных исследований, промыслового опыта и существующих технологий оптимизации разработки водонефтяных зон позволяет сделать следующие выводы.
Геометрическую сетку применяют для неоднородных пластов, при режимах растворенного газа, для водоплавающих залежей и при разработке водонефтяных зон.
В производственных условиях сохраняются объективные причины для продолжения исследований с целью как изучения влияния ряда параметров геологического строения и разработки залежи нефти, так и поиска путей повышения эффективности разработки водонефтяных зон.
Анализ разработки двух месторождений показывает, что при близких фильтрационных параметрах пластов на первой стадии разработки технологические показатели при законтурном заводнении несколько ниже, чем при внутриконтурном, что объясняется вовлечением в разработку водонефтяных зон. В дальнейшем ( обычно при т 0 3) показали при законтурном заводнении повышались за счет большего охвата заводнением..
В отечественной нефтяной науке и практике накоплен большой теоретический и фактический материал по изучению таких вопросов, как условия образования и устойчивости конусов подошвенной воды, совместное течение нефти и воды к скважинам в изотропном пласте, создано несколько расчетных методик, позволяющих решать задачи проектирования и анализа, вопросы прогнозирования разработки водонефтяных зон с учетом их специфики - осложнения пространственного течения нефти и воды и гидродинамического несовершенства скважин.
В ближайшее время производственным и научно-исследовательским организациям нефтяников предстоит решить ряд проблем, имеющих важное народнохозяйственное значение. К ним относятся проблемы разработки водонефтяных зон, газонефтяных залежей и повышения нефтеотдачи.
В нефтяных залежах, полностью подстилаемых подошвенной водой ( 4 - п тип), исследование процесса вытеснения требует решения задач трехмерной фильтрации, что сопряжено с весьма большими вычислительными работами. Поэтому необходимо изыскивать такие методы решения задач разработки водонефтяных зон, которые позволили бы свести трехмерную фильтрацию к двумерной и тем самым упростить решение задачи.
Значительная часть запасов нефти ( от 20 до 50 %) нефтяных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах. Как и в случае нефтегазовых залежей, отличительная особенность разработки водонефтяных зон заключается в том, что течение нефти и воды носит сложный пространственный характер, практически с начала эксплуатации добывается обводненная нефть.
Для платформенных месторождений, где размеры водонефтяных зон достигают иногда 50 - 70 % от общей площади залежи, существует определенная проблема извлечения нефти из этих зон. Анализ промыслового материала свидетельствует о том, что наиболее целесообразный способ разработки водонефтяных зон зависит от абсолютного размера их. Игнорирование указанного фактора часто приводит к кажущимся противоречиям во взглядах на условия разработки водонефтяных зон. Для залежей ТТНК, насыщенного высоковязкой нефтью, возникает сложность в решении задач поддержания оптимальных условий разработки водонефтяных зон. Нередко при значительной толщине водонасыщенной части пласта прогнозный коэффициент до 15 % ( от абсолютных) ниже, чем для чисто нефтяных зон пласта.
Отличительная особенность процесса разработки водонефтяных зон в монолитных пластах - то, что течение нефти и воды в них носит сложный пространственный характер. Подошвенная вода поднимается конусом к интервалу перфорации, ввиду чего имеет место обводнение скважин до предельной обводненности при слабой выработке пластов. Разработка водонефтяных зон требует также особых технологических условий по сравнению с разработкой чисто нефтяных частей залежи - надежного чистого вскрытия пластов, установления ограниченных или высоких депрессий на пласт и др. Эффективность разработки нефтяных залежей, имеющих обширные водонефтяные зоны, оказывается поэтому ниже, чем у залежей с небольшими зонами.
Особый практический интерес представляет оценка коэффициентов нефтеотдачи отдельных зон нефтегазовых залежей при разработке их в условиях водонапорного режима. При барьерном заводнении чисто нефтяной зоны таких залежей конечный коэффициент нефтеотдачи близок к коэффициенту нефтеотдачи обычных залежей нефти. Разработка водонефтяных зон нефтяных оторочек сходна с разработкой водонефтяных зок нефтяных залежей, и их конечные коэффициенты нефтеотдачи с учетом эффективной нефтенасыщенной мощности примерно одинаковы.
Отличительная особенность ВНЗ заключается в близости подошвенной воды к забоям добывающих скважин. Поэтому разработка ВНЗ характеризуется отсутствием или незначительностью безводного периода разработки. Поэтому целесообразно коснуться имеющегося опыта разработки водонефтяных зон ряда месторождений, находящихся в длительной эксплуатации.
В последние годы приобрела актуальность задача проектирования разработки нефтегазовых месторождений с обширными подгазовыми зонами и с малой нефтенасыщеняой толщиной, что требует особого подхода к расчетам технологических показателей. Начальное положение газонефтяного контакта относительно плоскости напластования, местоположения интервалов перфораций и характер неоднородности разреза продуктивного пласта предопределяют с самого начала различные условия эксплуатации скважин, придают пространственный характер движению жидкостей и газа, а разработка таких зон с применением заводнения приводит к трехфазной фильтрации. Пространственный характер имеет фильтрация нефти и воды и при разработке водонефтяных зон. Отсюда следует, что методика должна быть достаточно универсальной в смысле учета многообразия режимов разработки ( водонапорный, газонапорный, режим растворенного газа или их возможные сочетания) и учета неодномерности фильтрационных потоков. Это предполагает, что в основу схемы расчета должна быть положена достаточно общая гидродинамическая модель фильтрации, учитывающая многофазность потока, сжимаемость, растворимость флюидов, различие плотностей фаз и неодномерность фильтрационных потоков.
На обводнение продукции существенно влияют проницаемость и неоднородность пластов. Неоднородность влияет на выбор системы заводнения, обеспечивающей наибольший охват залежей процессом вытеснения. В частности, степень неоднородности влияет на выбор технологических решений по разработке водонефтяных зон. Обводненность возрастает с началом массового форсирования отборов жидкости из обводненных скважин. В условиях проявления водонапорного режима и законтурного заводнения большое влияние оказывает выбор интервалов перфорации. Однако все эти факторы в принципе не меняют характера динамики обводнения, обусловленного вязкостью нефти.
Она также говорит о том, что нельзя переносить опыт разработки ВНЗ одной залежи на другую без учета их особенностей. Игнорирование этого факта может приводить к кажущимся противоречиям во взглядах на условия разработки водонефтяных зон.

Источники.
https://mydocx.ru/1-122460.html

https://findpatent.ru/patent/163/1637419.html

https://www.dissercat.com/content/regulirovanie-potokov-zhidkostei-i-gaza-v-protsesse-razrabotki-uglevodorodnykh-zalezhei-s-po

https://studbooks.net/1743095/geografiya/metody_rascheta_predelnyh_bezvodnyh_bezgazovyh_debitov_nesovershennyh_skvazhin_dreniruyuschih_neftegazovye

https://s.science-education.ru/pdf/2015/2-2/283.pdf