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

• Название: Задача 1. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважины Шаг Расчет входного дебита нефтяной скважины
• Дата: 11.09.2022
• Размер: 62.33 Kb.
• Имя файла: Zadacha_1_Variant_2.docx
• Тип: Задача; #671760

Вариант 2

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,

μ_н – вязкость нефти – 1 сПз = 10^-3 Па∙с,

b_н - 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.

r_с – 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. q_н ≤ 10 т/сут)
  
• 
  8 МПа, если скважина высокодебитная (т.е. q_н ≥ 20 т/сут)
  

Если в результате получается q_н ≥ 20 т/сут, то расчет закончен.

Если q_н ≤ 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 q_н ≥ 20 т/сут, то расчет закончен.

Если же q_н ≤ 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	0,099
h, м	11,3
Mu, сПз	1,66
S	0
rн, т/м3	0,85
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	0,099
h, м	11,3
Mu, сПз	1,66
S	0
н, т/м3	0,85
Кпрод, м3/(сут*МПа)	44,087
q, м3/сут	176,349
q, т/сут	149,896

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

Рассчитываем плотность извлекаемых запасов нефти.

f_н=h_н*K_пор*K_нн*ρ_н*(1/b_н)*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 S_c = 100 га/скв.

Определим параметр Крылова:

Q_изв^1скв = S_c* f_н (4)

Если Q_изв^1скв 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 h_нн и плотность сетки скважин S_c:

1. 
   Рекомендуется поместить скважину в больших нефтенасыщенных толщинах, т.е. принимаем h_min = 4 м.
   
2. 
   Можно рассмотреть более редкую сетку скважин: 600*600 м или S_c = 36 га.
   

Расчитываем Q_изв^1скв= S_c* f_н.

Если: Q_изв^1скв = ≥ 50 тыс. т., то расчет закончен.

Шаг 2.
h, м	=B3
m, д.ед.	0,2
Kнн, д.ед.	0,52
н, т/м3	=B6
bн, д.ед.	1,5
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	11,3
m, д.ед.	0,2
Kнн, д.ед.	0,52
н, т/м3	0,85
bн, д.ед.	1,5
КИН, д.ед.	0,3
Sc, м2	1000000
fн, тыс.т/м2	0,1998
Qизв1 скв, тыс.т.	199,78

Q_изв^1скв ≥ 50 тыс. т., расчет заканчивается.

Шаг 3. Расчет времени выработки запасов

Расчет времени выработки запасов, если дебит нефти снижается линейно.

Тогда: T₂ = 2Q_изв^1скв/ q_н. (5)

Шаг 3.
Т2, лет	7,3
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; Р_пл, Р_заб – пластовое и забойное давление, 1 атм = 10⁵ Па или 1МПа= 10⁶Па; L – длина горизонтального участка ствола, м; r_с – радиус скважины, м; R_к – радиус контура питания, м; b_н – 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 q_н ≥ 50 т/сут, то расчет закончен.

Если же q_н < 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)	37,59	=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	150,34	=G8*4
q, т/сут	127,79	=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 S_c^Г = 2*S_c га/скв.

Определим параметр Крылова:

Q_изв^ГС = S_c^Г* f_н = 1000000*0,1998 = 399,6 тыс.т. (4)

Если Q_изв^ГС составляют более 50 тыс. т., то расчет заканчивается.