Главная страница
Навигация по странице:

  • Пример расчета.

  • Задача 1. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважины Шаг Расчет входного дебита нефтяной скважины


    Скачать 62.37 Kb.
    НазваниеЗадача 1. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважины Шаг Расчет входного дебита нефтяной скважины
    Дата11.09.2022
    Размер62.37 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаZadacha_1_Variant_4.docx
    ТипЗадача
    #672049

    Вариант 4

    Задача №1. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважины


    Шаг 1. Расчет входного дебита нефтяной скважины.

    Расчет коэффициента продуктивности осуществляется по формуле Дюпюи:

    (1)

    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:

    (2)

    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 1.

    ФОРМУЛЫ

    Кпр, мкм2

    0,152

    h, м

    2,07

    Mu, сПз

    10,78

    S

    0

    rн, т/м3

    0,878

    Кпрод, м3/(сут*МПа)

    =2*3,14*B2*10^-12*B3/(B4*10^-3*(LN(400/0,1)+B5))*10^6*86400

    q, м3/сут

    =B7*4

    q, т/сут

    =B8*B6

    Шаг 1.

    ПРИМЕР РАСЧЕТА

    Кпр, мкм2

    0,152

    h, м

    2,07

    Mu, сПз

    10,78

    S

    0

    н, т/м3

    0,878

    Кпрод, м3/(сут*МПа)

    1,909

    q, м3/сут

    7,638

    q, т/сут

    6,706


    Шаг 2. Расчет параметра Крылова нефтяной скважины – извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину.

    Рассчитываем плотность извлекаемых запасов нефти.

    fн=hн*Kпор*Kннн*(1/bн)*КИН (3)

    Для расчета принимаем КИН = 0,3 д.ед.

    L = 1000 м. Рассчитываем вариант с сеткой скважин 1000*1000 м. При этом, плотность сетки составит Sc = 100 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:

    1. Рекомендуется поместить скважину в больших нефтенасыщенных толщинах, т.е. принимаем hmin = 4 м.

    2. 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.

    Шаг 2.

     

    h, м

    =B3

    m, д.ед.

    0,17

    Kнн, д.ед.

    0,61

    н, т/м3

    =B6

    bн, д.ед.

    1,046

    КИН, д.ед.

    0,3

    Sc, м2

    1000000

    fн, тыс.т/м2

    =B11*B12*B13*B14*B16/B15

    Qизв1 скв, тыс.т.

    =B18*B17/1000




    Шаг 2.

     

    h, м

    2,07

    m, д.ед.

    0,17

    Kнн, д.ед.

    0,61

    н, т/м3

    0,878

    bн, д.ед.

    1,046

    КИН, д.ед.

    0,3

    Sc, м2

    1000000

    fн, тыс.т/м2

    0,0541

    Qизв1 скв, тыс.т.

    54,05


    Qизв1скв ≥ 50 тыс. т., расчет заканчивается.

    Шаг 3. Расчет времени выработки запасов

    Расчет времени выработки запасов, если дебит нефти снижается линейно.

    Тогда: T2 = 2Qизв1скв/ qн. (5)


    Шаг 3.




    Т2, лет

    44,2

    Шаг 3.




    Т2, лет

    =2*B19/B9*1000/365




    Рисунок 1 – Динамика дебита нефти

    Шаг 4. Расчет дебита горизонтальной скважины по формуле Джоши. Определяем коэфф. продуктивности:

    , (6)

    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; Lдлина горизонтального участка ствола, м; rс – радиус скважины, м; Rк – радиус контура питания, м; bн – объемный коэффициент, б/р;

    - большая полуось эллипса контура питания, м; - коэффициент анизотропии.

    Расчетные параметры определены в таблице ГФХ. На первой итерации принимаем скин - фактор равном 0 (идеальное вскрытие пласта).

    Рассчитываем дебит скважины по формуле:

    (7)

    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 4.




    Формулы

    L

    1000




    RK

    500




    a

    636,01

    =G5/2*СТЕПЕНЬ(1/2+КОРЕНЬ(1/4+СТЕПЕНЬ(2*G6/G5;4));0,5)

    Кпрод, м3/(сут*МПа)

    2,35

    =2*ПИ()*B2*СТЕПЕНЬ(10;-12)*B3/B4/СТЕПЕНЬ(10;-3)/B15

    /(LN((G7+КОРЕНЬ(G7*G7-G5*G5/4)/(G5/2)))

    +B3/G5*LN(B3/2/ПИ()/0,1))*86400*СТЕПЕНЬ(10;6)

    q, м3/сут

    9,38

    =G8*4

    q, т/сут

    8,24

    =G9*B6


    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*0,0541 = 108,1 тыс.т. (4)

    Если QизвГС составляют более 50 тыс. т., то расчет заканчивается.


    написать администратору сайта