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
 Скачать 2.5 Mb.
|
|
Пример решения: (след. стр.)   Задача №3 Исходные данные: - глубина спуска направления – 50 м; - глубина спуска кондуктора – 700 м; - проектная глубина до кровли пласта – 2240 м; - мощность продуктивного пласта – 176 м; - глубина спуска эксплуатационной колонны – 2416 м; - проектное смещение на кровле пласта – 700 м; - радиус кривизны участка начального искривления R1 = 382 м; - радиус кривизны участка уменьшения зенитного угла R3 = 3820 м; - длина вертикального участка НВ = 400 м; - зенитный угол в конце участка начального искривления α1 = 25° S-образный четырёхинтервальный профиль включает вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный участок и участок малоинтенсивного уменьшения зенитного угла (рисунок 3.5).  Исходными данными для расчёта S-образного профиля (рисунок 3.5) являются параметры: H, A, HВ, R1, R3, α1. Длина L тангенциального участка и зенитный угол α3 ствола скважины на проектной глубине определяются из выражений:  Пример решения: На основании исходных данных по формулам (3.5, 3.6) определяются величина угла α3 и длина тангенциального интервала ствола:  По формулам (таблица 3.1) рассчитывается длина эксплуатационного участка профиля, а также его вертикальная и горизонтальная проекции. Полученные параметры проектного профиля заносятся в таблицу 3.3  Задача №4  Определить приток жидкости в однородном радиальном пласте при толщине пласта h=10 м, давлении на контуре питания Pк=11 МПа, давлении на забое скважины Pс=7 МПа, вязкости нефти 1 мПа*с, радиус КП=8 км, радиус скважины=14 см. Задача №5 Дана неоднородная по проницаемости полосообразная залежь, разрабатываемая тремя рядами добывающих скважин при искусственном жестком водонапорном режиме. Определить дебит рядов добывающих скважин, давление в нагнетательных скважинах, количество суточной суммарной нагнетаемой воды в пласт. (рис.3.8). Длина залежи В = 2500 м, расстояние от первого ряда до линии нагнетания L0 = 1125м, расстояние между рядами L = 500 м, расстояние от линии нагнетания до границы изменения проницаемости L1 = 750 м, расстояние от третьего ряда до границы изменения проницаемости L2 = 375 м. Коэффициент проницаемости пород первой зоны, К1 = 0,2 мкм2, второй зоны К2 = 0,4 мкм2, третьей зоны К3 = 0,8 мкм2. Расстояние между добывающими скважинами в ряду 21 = 22 = 23 = 400 м. Расстояние между нагнетательными скважинами 2Н = 500 м. Приведённые радиусы добывающих и нагнетательных скважин: rC1 = rC2 = rC3= rCH = 10-3 м. Забойное давление во всех добывающих скважинах одинаково: РС1 = РС2 = РС3 = 8 МПа. Количество нагнетаемой жидкости равно количеству отбираемой: QH=Q1+Q2+Q3. Давление на линии нагнетания РК = 12 МПа. Толщина пласта h = 10 м, вязкость жидкости = 2,5 мПа.с.  Рис. 3.8. Схема полосообразной залежи Пример решения: 1. Составляем эквивалентную электрическую схему (рис.3.9). 2. В системе (3.10) внешние сопротивления рядов скважин необходимо определить с учётом проницаемостной неоднородности пласта.  Рис. 3.9. Эквивалентная электрическая схема полосообразной залежи   (3.26) 3. Рассчитываем внутренние сопротивления рядов скважин по формулам:   4. Подставляя численные значения сопротивлений и забойных давлений в (3.11),  получим  (3.27)5. Полученную систему уравнений решаем методом последовательного исключения неизвестных снизу-вверх. Из третьего уравнения получим: Q2=0,94Q3 Из второго уравнения получим: Q1=0.39 Q2 Подставив Q1 в первое уравнение, получим: Q3= 0.0016 м3/с*86400=135.36 м3/сут Q2=0.0017 м3/с = 143.46 м3/сут Q1=0.0039 м3/с = 333.23 м3/сут 6. Количество нагнетаемой воды в пласт составит: Qн=Qсум=333,23+135,36+333,23=612,06 м3/сут (т.к. Qнаг=Qдоб) 7. Давление в нагнетательных скважинах определим по формуле:  3.4.2. Задача для самостоятельного решения для полосовогонеоднородного по проницаемости пласта: (след. стр)  Задача №6    Задача №7 Построить кривую восстановления давления и определить коэффициенты гидропроводности и подвижности нефти в пласте по данным исследования скважины при установившихся режимах. Исходные данные: пластовое давление, радиус контура питания, радиус скважины, толщина пласта, динамическая вязкость нефти.     Задача №8          Задача №9 Исходные данные: накопленная добыча нефти Qн и воды Qв по месторождению за 1985-2018 гг. предельный ВНФ, предельная обводненностьfвпред , предельное нефтесодержаниеfн пред. геологические запасы Vгеол, тыс.м3 Найти прогнозные показатели: активные извлекаемые запасы нефти Vнизвлmax, активные извлекаемые запасы для заданного предельного нефтесодержанияVнизвл - (fн пред), активные извлекаемые запасы для заданной предельной обводненностиVнизвл (fв пред), прогнозную накопленную добычу жидкости при этих значениях Vж пред, прогнозную накопленную добычу воды при этих значениях Vв пред, активные извлекаемые запасы для заданного предельного ВНФ - Vнизвл (ВНФ пред), конечный коэффициент нефтеотдачи для заданной предельной обводненности - КИН Пример решения: Исходные данные   Составляем таблицу. Находим параметры ВНФ, Qж, fв  Рассчитываем показатели для построения характеристик вытеснения, пользуясь формулами  Строим таблицу для нахождения коэффициентов кривых вытеснения а, в, и R2 и для расчетапрогнозных показателей.  Рассчитаем прогнозные показатели по методу Назарова-Сипачева. Для этого строим характеристику вытеснения по методу Назарова-Сипачева, т.е. зависимостьVж/Vн от Vв (по формуле). (в таблице колонки выделены желтым). Обозначаем эту кривую ХВ.  На графике определяем прямолинейный участок (5-8 последних лет). Выделяем в таблице красным цветом значения, соответствующие этим годам и строим прямолинейный участок на том же графике. Выделяем его красным цветом и обозначаем как «Прямолинейный участок). Строим линию тренда к прямолинейному участку. Для этого выделяем характеристику вытеснения (путем нажатия мышкой на кривую ХВ). Правой клавишей мыши выбираем из выпадающего меню «Добавить линию тренда». Выбираем параметры линии тренда «Линейная». Выбираем на сколько лет прогнозировать - прогноз вперед на (например, на 2) периода. Ставим галочку-Показывать уравнение на диаграмме. Ставим галочку-Поместить на диаграмму величину достоверности аппроксимации (R2). На графике появится уравнение прямолинейного участка и значение достоверности R2. Если R2 будет далеким от 1, например, 0,97 или 0,98, значит мы не совсем точно нашли прямолинейный участок. Следует сократить его, взять меньше точек прямолинейного участка (меньше лет разработки). По уравнению определяем коэффициенты: а и b. Заносим в таблицу. Рассчитываем прогнозируемые параметры из таблицы. Строим характеристики вытеснения по всем методам. Параметры рассчитываем с помощью метода Назарова-Сипачева и Максимова. На практике ведут расчеты по нескольким характеристикам вытеснения и берут средние прогнозные показатели по всем методам.          Пример из учебника «Савельев, Токарев, Чинаров. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи.»      Задание по вариантам   Задача №10       Задача №11   Задача №11 Для геолого-физических условий пласта ПК20Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Qгпо представленным методикам, сопоставить полученные результаты Таблица 1
Задача решается следующим порядком: 1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения и большую полуось эллипса дренирования:   Подставляя полученные результаты в выражение  Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400). 2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П. Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле   Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).  3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger. Фильтрационное сопротивление J принимает выражение:  Определяем дебит ГС: Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).  4. Сопоставляем полученные результаты:
|