Задача 1. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважины Шаг Расчет входного дебита нефтяной скважины
![]()
|
Вариант 3Задача №1. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважиныШаг 1. Расчет входного дебита нефтяной скважины. Расчет коэффициента продуктивности осуществляется по формуле Дюпюи: ![]() где К – коэф.проницаемости, мкм2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м, μн – вязкость нефти – 1 сПз = 10-3 Па∙с, bн - объемный коэффициент нефти. R-радиус зоны дренирования (принимаем равным половине расстояния между скважинами: R=L/2. Если сетка скважин 500*500 м, то R= 250м. rс – радиус скважины принимаем равным 0,1 м. Расчетные параметры определены в таблице ГФХ. На первой итерации принимаем скин фактор, равном 0 (идеальное вскрытие пласта). Рассчитываем дебит скважины по формуле: ![]() Принимаем депрессию (ΔР), равной: 4 МПа, если скважина малодебитная (т.е. qн ≤ 10 т/сут) 8 МПа, если скважина высокодебитная (т.е. qн ≥ 20 т/сут) Если в результате получается qн ≥ 20 т/сут, то расчет закончен. Если qн ≤ 10 т/сут, то намечаем ГТМ. Так после проведения ОПЗ примем скин-фактор (S) равным – 1. Пересчитываем дебит по формуле 1. Если в результате получается qн ≥ 20 т/сут, то расчет закончен. Если же qн ≤ 10 т/сут, то намечаем проведение ГРП. После проведения ГРП примем скин-фактор (S) равным – 3 (стандартный ГРП) или -5(большеобъемный ГРП). Пересчитываем дебит по формуле 1. Для расчета дебита скважины размерности параметром необходимо перевести в систему СИ (система интернациональная). Система СИ: 1 Д = 10-12 м2 = 1 мкм2; 1 мД = 10-15 м2; 1 сПз = 1 мПа*с = 10-3Па*с; 1 сут = 86400 с. Пример расчета.
Шаг 2. Расчет параметра Крылова нефтяной скважины – извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину. Рассчитываем плотность извлекаемых запасов нефти. fн=hн*Kпор*Kнн*ρн*(1/bн)*КИН (3) Для расчета принимаем КИН = 0,3 д.ед. L = 500 м. Рассчитываем вариант с сеткой скважин 500*500 м. При этом, плотность сетки составит Sc = 25 га/скв. Определим параметр Крылова: Qизв1скв = Sc* fн (4) Если Qизв1скв составляет: ≥ 50 тыс. т., расчет заканчивается. ≤ 25 тыс. т., бурение скважины не рентабельно. Расчет продолжается. Параметры, которые могут повлиять на объем извлекаемых запасов – нефтенасыщенная толщина hнн и плотность сетки скважин Sc: Рекомендуется поместить скважину в больших нефтенасыщенных толщинах, т.е. принимаем hmin = 4 м. Можно рассмотреть более редкую сетку скважин: 600*600 м или Sc = 36 га. Расчитываем Qизв1скв= Sc* fн. Если: Qизв1скв = ≥ 50 тыс. т., то расчет закончен.
Qизв1скв ≤ 25 тыс. т., бурение скважины не рентабельно. Расчет продолжается. Рекомендуется поместить скважину в больших нефтенасыщенных толщинах, т.е. принимаем hmin = 3 м. Если мы изменили Sc (L) = 1000000 м2. Рассчитываем вариант с сеткой скважин 1000*1000 м. то возвращаемся на шаг 1 и пересчитываем дебит скважины.
Если: Qизв1скв = ≥ 50 тыс. т., то расчет закончен. Шаг 3. Расчет времени выработки запасов Расчет времени выработки запасов, если дебит нефти снижается линейно. Тогда: T2 = 2Qизв1скв/ qн. (5)
![]() Рисунок 1 – Динамика дебита нефти Шаг 4. Расчет дебита горизонтальной скважины по формуле Джоши. Определяем коэфф. продуктивности: ![]() где K – проницаемость, мкм2; h – нефтенасыщенная толщина пласта, м; μ – вязкость флюида, сПз = 10-3 Па∙с; Рпл, Рзаб – пластовое и забойное давление, 1 атм = 105 Па или 1МПа= 106Па; L – длина горизонтального участка ствола, м; rс – радиус скважины, м; Rк – радиус контура питания, м; bн – объемный коэффициент, б/р; ![]() ![]() Расчетные параметры определены в таблице ГФХ. На первой итерации принимаем скин - фактор равном 0 (идеальное вскрытие пласта). Рассчитываем дебит скважины по формуле: ![]() Для горизонтальной скважины принимаем депрессию (ΔР), равной 2 МПа. Если в результате получается qн ≥ 50 т/сут, то расчет закончен. Если же qн < 50 т/сут, то намечаем проведение ГРП. После проведения ГРП примем скин-фактор (S) равным – 3 (стандартный ГРП) или -5 (многостадийный ГРП). Пересчитываем дебит по формулам 6,7.
Шаг 5. Расчет параметра Крылова нефтяной скважины – извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину.
Рисунок 2 – Замена двух наклонно направленных скважин одной горизонтальной скважиной Плотность извлекаемых запасов нефти по пласту уже посчитана по формуле (3). Принимая за основу вариант бурения наклонно направленных скважина по сетке 500*500 м, заменяем каждые две скважины на одну горизонтальную (рис.). При этом плотность сетки горизонтальных скважин составит ScГ = 2*Sc га/скв. Определим параметр Крылова: QизвГС = ScГ* fн = 1000000*0,0528 = 105,6 тыс.т. (4) Если QизвГС составляют более 50 тыс. т., то расчет заканчивается. |