3. Метод. пособие Особ-и экспл-и и иссл-я гориз-х нефт-х скв. Задача 2. Расчет пусковых давлений в компрессорных подъемниках 1 3

• Название: Задача 2. Расчет пусковых давлений в компрессорных подъемниках 1 3
• Дата: 27.02.2022
• Размер: 2.5 Mb.
• Имя файла: 3. Метод. пособие Особ-и экспл-и и иссл-я гориз-х нефт-х скв.docx
• Тип: Задача; #375524
• страница: 1 из 3

СОДЕРЖАНИЕ

Задача №1. Оценка технологического эффекта от забуривания бокового горизонтального ствола (ЗБС) 2

Задача №2. Расчет пусковых давлений в компрессорных подъемниках 13

Задача №3. Расчет S-образного профиля наклонной скважины 16

Задача №4. Приток жидкости и газа к скважине 18

Задача №5. Расчет дебитов рядов скважин в условиях неоднородных пластов при водонапорном режиме. 19

Задача №6. Эксплуатация ГС и БС. 23

Задача №7.Исследования скважины при установившихся режимах 24

Задача №8.Расчет основных технологических показателей ГРП 25

Задача №9.Статистические методы прогноза разработки 30

Задача №10.Расчет допустимой длины спуска НКТ при проведении ремонтных работ в скважине 44

Задача №11. Оценка возможности уменьшения степени закупорки пласта при цементировании хвостовиков (БС) 47

Задача №12. Расчет дебита скважины с горизонтальным окончанием 48

Задача №1

Цель работы: провести оценку технологического эффекта от забуривания бокового горизонтального ствола (ЗБГС):

1. 
   Оценить входной дебит жидкости и нефти в пластовых и поверхностных условиях, используя аналитические зависимости.
   
2. 
   Оценить время выработки остаточных извлекаемых запасов при условии, что коэффициент эксплуатации составит 0,95.
   

Исходные данные для расчёта:

Таблица 1 - Список скважин под забуривание БС (БГС)

№области	№ скв.	Остаточная нефтенасыщенная толщина в точке зарезкиБС,м	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т	Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т	Остаточные геологические запасы нефти, тыс.т	Остаточные извлекаемые запасы нефти, тыс.т
1	1416	15.7	2365,0	567,6	1554,2	373,0
2	2433	8,9	910,6	218,5	638,6	153,3
3	2401	8,2	1190,3	285,7	877,2	210,5
4	666	7,2	1440,6	345,7	954,7	229,1
5	748	10,5	1817,9	436,3	1017,7	244,2
6	2419	6,1	1577.8	378,7	944,2	226,6
7	1605	9,5	1592,2	382,1	990,0	237,6
8	484	11,2	4701,9	1128,5	2067,4	496,2
9	588	11,4	3043.5	730,4	2342,9	562,3
10	3294	11,4	2950.0	708,0	1553,2	372,8
11	802	11,7	2712,3	651,0	1263,2	303,2
12	1348	12,1	1407,3	337.8	827,3	198,5
13	3502	10,1	1608,2	386,0	707,8	169,9
14	1338	6,4	3756,4	901,5	1604,7	385,1
15	3235	7,9	1980,6	475,3	1196,3	287,1
16	3238	9.9	865,1	207,6	593,3	142,4
17	1402	13,4	2552,7	612,7	1247,8	299,5

Плотность нефти в поверхностных условиях – 850 кг/м³.

Радиус скважины – 0,057 м.
Таблица 2 – Исходные данные по скважинам

№ скв	Длина ГС, м	Площадь дренирования, м2	Средняя текущая н/н толщина пласта, м	Объемный коэффициент нефти, д.ед.	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	Пластовое давление, МПа	Забойное давление соседних скважин, МПа	Проницаемость, мкм2	Обводненность (по соседним работающим скважинам), %
1416	207	2135000	7,359	1,414	3,26	14,73	7,3	0,087	50
2433	245	1025000	6,448	1,549	3,31	12,40	6,6	0,019	60
2401	240	1595000	5,692	1,495	2,76	12,07	6	0,013	70
666	215	1918000	5,032	1,347	2,96	14,87	8,9	0,057	65
748	220	1461000	6,728	1,349	2,70	14,29	8,6	0,117	69
2419	240	1656000	5,52	1,245	2,97	14,46	7,4	0,011	70
1605	170	1589000	6,018	1.879	2,59	12,12	7,1	0,071	75
484	177	3138000	6,015	1,455	2,68	20,05	10,7	0,191	80
588	180	3138000	6,942	1,863	3,39	17,95	9,3	0,060	60
3294	225	2987000	4,807	1,665	3,47	13,91	10	0,147	72
802	200	2341000	5,074	1,198	2,77	13,73	9,4	0,071	80
1348	180	1618000	4,635	1,252	3,43	12,81	8,7	0,157	80
3502	195	1334000	4,81	1,304	2,52	12,78	7,2	0,195	80
1338	160	3103000	4,501	1,274	2,76	15,34	6,9	0,111	75
3235	200	2261000	4,718	1,358	3,38	15,38	8,2	0,048	80
3238	215	820000	6,297	1,865	2,64	17,09	10,1	0,093	80
1402	155	1845000	5,876	1,311	3,34	18,36	12,3	0,188	80

Теоретическая часть:

В процессе разработки нефтяного месторождения последнее время получает развитие технология забуривания боковых стволов.

Различают два вида боковых стволов:

1. Боковой ствол с вертикальным или условно вертикальным окончанием (БС);

2. Боковой ствол с горизонтальным окончанием (БГС).

Наиболее часто БС с условно вертикальным окончанием используется для восстановления аварийных скважин. Расчёт входных или запускных параметров работы скважины аналогичен расчёту обычной скважины.

Боковые стволы с горизонтальным окончанием, чаще всего используют для вовлечения невырабатываемых зон, увеличения КОХВ и конечного значения КИН.

Для обоснования местоположения (БГС) используют два критерия: структурная карта по кровле продуктивного пласта и карта текущих нефтенасыщенных толщин.

На карте текущих нефтенасыщенных толщин отмечаются районы с повышенной концентрацией текущих извлекаемых запасов нефти, а направление горизонтального участка задается с учётом реализованной системы разработки и картой кровли продуктивного коллектора. При этом предпочтение отдаётся близлежащим от скважины мини антиклинальным поднятиям, поскольку именно в них, с высокой долей вероятности, сосредоточены основные объемы остаточных извлекаемых запасов пласта.

Обоснование начальных дебитов по жидкости горизонтальных скважин проводится с помощью аналитических зависимостей и обобщения опыта разработки месторождений горизонтальными скважинами.

В инженерной практике оценки входного дебита по жидкости горизонтальных скважин существует несколько аналитических выражений. Основными, наиболее часто используемыми являются 4 зависимости: