3. Методичка ГС - практика (1) (1). Задача 1 Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула

• Название: Задача 1 Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула
• Дата: 25.11.2022
• Размер: 0.62 Mb.
• Имя файла: 3. Методичка ГС - практика (1) (1).docx
• Тип: Задача; #812751
• страница: 9 из 10

8.2 Задача для самостоятельного решения
Задача 8.2

Произвести расчет Расчёт S-образного профиля наклонной скважины для различного проектного смещения на кровле пласта. Смещение по кровле пласта приведено в таблице 8.3.
Таблица 8.3 - Смещение по кровле пласта

Вариант	Смещение по кровле пласта, м
1	750
2	650
3	800
4	600
5	550
6	850
7	500
8	900
9	450
10	950

9.1 Расчет горизонтальной скважины с многостадийным ГРП
Задача 9.1

В работе [1] предложена следующая модель для расчета дебита горизонтальной скважины с МГРП и поперечным расположением трещин:

(9.1)

Данная формула состоит из двух частей, первый член уравнения описывает приток жидкости к границе трещинного пространтсва при исключении внешних частей зон дренирования крайних трещин.

Учет внешних частей зон дренирования крайних трещин производится по формуле:

, (9.2)

где S_f = 2hx_f - площадь трещины; x_f– полудлина трещины ГРП; l – расстояние до контура питания.

Давление на границе межтрещенного пространства:

, (9.3)

где , L – длина горизонтальной скважины; N – число трещин ГРП.

Одним из недостатков применяемой модели является то, что при расчете дебита жидкости не учитывается приток жидкости в горизонтальную скважину без трещин. Возникающая при этом погрешность, возможно, существенна при малом числе трещин. Но при дальнейшем росте количества трещин, ошибка значительно уменьшается, так как основная часть потока уходит в трещины. В связи с этим ГС с числом трещин меньше четырех из рассмотрения исключаем.

Для данных геолого-физических условий пласта, представленных в таблице 9.1 рассчитать дебит горизонтальной скважины с многостадийным ГРП для различного числа трещин.
Таблица 9.1 – Характеристика скважины и пластовой системы

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Толщина пласта	h	м	14
Проницаемость, м2	k	м2	3,5·10-15
Длина скважины	L	м	700
Вязкость нефти	μн	мПа·с	1,4
Пластовое давление	Рпл	Па	26·106
Забойное давление	Рзаб	Па	5·106
Полудлина трещины	xf	м	50
Расстояние до контура питания	l	м	300
Объемный коэффициент нефти	b	д.ед	1,2

Результаты расчета дебита жидкости и давления на границе трещинного пространства сведены в таблицу 9.2.

Учет внешних частей зон дренирования крайних трещин производится по формуле:

,



где S_f = 2hx_f - площадь трещины; x_f– полудлина трещины ГРП; l – расстояние до контура питания.

Давление на границе межтрещенного пространства:

,

где , L – длина горизонтальной скважины; N – число трещин ГРП.


Таблица 9.2 - Результаты расчета дебита жидкости

Число трещин	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
P0, МПа	24	18,5	14,8	12,4	10,7	9,5	8,7	8	7,5	7,1	6,8
Q, м3/сут	148	187	212,7	230	242	250	256	261	264	267	269

9.2 Задача для самостоятельного решения
Задача 9.2

Для данных геолого-физических условий пласта, представленных в таблице 9.3 рассчитать дебит горизонтальной скважины с многостадийным ГРП для различного числа трещин от 4 до 15 с единичным шагом. Результаты свести в таблицу. Построить график зависимости дебита жидкости от числа трещин ГРП. Сделать выводы.
Таблица 9.3 – Характеристика скважины и пластовой системы

Вариант	L, м	l, м	h, м	b	μн, мПа∙с	Pпл, МПа	Pзаб, МПа	k∙10-15, м2	xf, м
1	500	300	14	1,2	3,26	14,73	7,3	8,7	50
2	550	300	13	1,2	3,31	12,40	6,6	1,9	55
3	600	300	15	1,2	2,76	12,07	6,0	1,3	70
4	650	300	12	1,2	2,96	14,87	8,9	5,7	65
5	700	300	16	1,2	2,70	14,29	8,6	11,7	69
6	750	300	11	1,2	2,97	14,46	7,4	1,1	70
7	800	300	14	1,2	2,59	12,12	7,1	7,1	75
8	850	300	13	1,2	2,68	20,05	10,7	19,1	80
9	900	300	15	1,2	3,39	17,95	9,3	6,2	60
10	950	300	12	1,2	3,47	13,91	10,0	14,7	72

1. Елкин, С.В. Модель для расчета дебита горизонтальной скважины в зависимости от числа трещин гидроразрыва пласта / С. В. Елкин [и др. ] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 64 – 67.


10.1 Оценка возможности уменьшения степени закупорки пласта при цементировании хвостовиков (БС)
Задача 10.1

Для недопущения снижения проницаемости призабойной зоны суммарное давление на забой при цементировании колонны не должно превышать давления на него в процессе вскрытия продуктивных пластов. В определенных условиях (напримр, при больших глубинах зарезки бокового ствола) это может быть достигнуто нагнетанием перед тампонажным раствором большого количества буферной жидкости малой плотности так, чтобы соблюдалось соотношение:

, (10.1)

где - общее давление на забой при цементировании колонны; - давление на забой при вскрытии пласта.

Исходные данные: глубина зарезки БС H = 1000м; длина хвостовика L_x = 300 м (при угле наклона хвостовика α = 45°; высота столба цеметного раствора по вертикали B = 210 м); плотность глинистого раствора ρ_бр = 1200 кг/м³; плотность тампонажного раствора ρ_тр = 1850 кг/м³.

Гидростатическое давление при вскрытии пласта:

, (10.2)



В конце цементирования хвостовика давление столба цементного раствора составит:

, (10.3)



Пренебрегая гидравлическими сопротивлениями для соблюдения приведенного условия затрубне пространство должно быть до устья заполнено буферной жидкостью малой плотности. Это опасно с точки зрения водопроявлений в начале цементирования.

При преведенных условиях получаем давление буферной жидкости с плотностью 1000 кг/м³:

, (10.4)



Имеем:





При больших длинах хвостовика достичь этого условия практически невохможно, поэтому необходимо принимать все меры для снижения гидростатических и гидродинамических давлений на забой при вскрытии пластов и креплении колонны в БС.