Главная страница
Навигация по странице:

  • ФГБОУ «Удмуртский государственный университет» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева Кафедра бурения нефтяных и газовых скважинКУРСОВАЯ РАБОТА

  • 1.1. Приток несжимаемой жидкости и газа к горизонтальной скважине.

  • .

  • 2.1.1 Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины

  • 2.1.2 Расчет коэффициента продуктивности вертикальной скважины

    		•

    Курсовая. Курсовая по ГМ (Кусакин). Курсовая работа Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины


    Скачать 120.73 Kb.
    НазваниеКурсовая работа Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины
    АнкорКурсовая
    Дата02.04.2022
    Размер120.73 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаКурсовая по ГМ (Кусакин).docx
    ТипКурсовая
    #435373

    МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

    ФГБОУ «Удмуртский государственный университет»

    Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

    Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

    КУРСОВАЯ РАБОТА

    «Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины»

    Научный руководитель:

    Борохович С.Ю.


    __________

    Выполнил:

    Студент группы ЗС-32

    Кусакин А.Е.


    ___________

    Ижевск, 2022

    Содержание


    Введение 3

    1 Теоретическая часть 5

    2Расчетная часть 12

    2.1 Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины 12

    2.2Построение графиков зависимости коэффициента продуктивности горизонтальной скважины 21

    2.3 Сравнение коэффициентов продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины 22

    Заключение 23

    Список литературы 24

    Введение


    Горизонтальные скважины эффективно используются:

    1. В трещиноватых коллекторах. Горизонтальные скважины используются для того, чтобы пересечь трещины с целью эффективного дренирования коллектора (Северная Дакота, Штат Техас, США и Devonian Shale, Западная Вирджиния, США).

    2. В коллекторах с опасностью водных и газовых прорывов горизонтальные скважины используются, для минимизации проблем обводнения и для повышения нефтедобычи.

    3. При добыче газа горизонтальные скважины могут использоваться как в коллекторах с низкой проницаемостью, так и в коллекторах с высокой проницаемостью. В низко-проницаемых коллекторах горизонтальные скважины могут улучшить дренажную зону и сократить число скважин, которые требуются для дренирования коллектора. В коллекторах с высокопроницаемым коллектором, где скорости газа в прискважинной зоне высоки в вертикальных скважинах, горизонтальные скважины могут использоваться для того, чтобы снизить скорости газа в прискважинной зоне.

    4. Горизонтальные скважины используются для увеличения нефтеотдачи пласта, особенно с применением термических методов воздействия на пласт. Длинная горизонтальная скважина обеспечивает большую область контакта с коллектором и поэтому повышает приемистость нагнетательной скважины. Это особенно выгодно в тех случаях увеличения нефтеотдачи, когда приемистость является проблемой.

    В последнее десятилетие в нашей стране и за рубежом ведутся интенсивные практические и теоретические работы в области применения технологии наклонно горизонтального бурения. Преимущества горизонтальных скважин в ряде случаев очевидны. Горизонтальная скважина имеет значительно большую область дренирования, чем вертикальная. Особенно сильно проявляется этот эффект в пластах малой продуктивной толщины. Область дренирования горизонтальной скважины можно аппроксимировать объемом достаточно протяженного вдоль напластования эллипсоида, тогда как вертикальная скважина дренирует объем кругового цилиндра. Продуктивность горизонтальной скважины растет с ее длиной. Выигрыш в производительности может быть в 3-5 раз.

    Горизонтальные скважины особенно эффективны в месторождениях, содержащих вертикальные трещины. В сильно неоднородных по проницаемости пластах (таких, например, как карстовые залежи) горизонтальные скважины имеют большую вероятность встретить продуктивную зону, чем вертикальные. В плане борьбы с обводнением горизонтальная скважина также имеет преимущества.


    1 Теоретическая часть


    1.1. Приток несжимаемой жидкости и газа к горизонтальной скважине.

    Традиционные методы разработки месторождений системой вертикально пробуренных скважин не всегда эффективны. В 50-е годы в нашей стране группа специалистов начала разрабатывать и применять специальную технику и технологию бурения многозабойных наклонных и горизонтальных скважин. Большой вклад в этом направлении был сделан А.М. Григоряном. В эти же годы были выполнены первые теоретические работы по расчету притока нефти к горизонтальным (П.Я. Полуборинова-Кочина, Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Меркулов, В.П. Табаков). Однако отсутствие необходимой техники в то время не позволило найти широкое практическое применение этому методу.

    В последнее десятилетие в нашей стране и за рубежом интенсивные практические и теоретические работы в области применения технологии наклонно горизонтального бурения. Преимущества горизонтальных скважин в ряде случаев очевидны. Горизонтальная скважина имеет значительно большую область дренирования, чем вертикальная. Особенно проявляется этот эффект в пластах малой продуктивной толщины. Область дренирования горизонтальной скважины можно аппроксимировать объемом достаточно протяженного вдоль напластования эллипсоида, тогда как вертикальная скважина дренирует объем кругового цилиндра. Продуктивность горизонтальной скважины растет с ее длиной. Выигрыш в производительности может быть в 3-5 раз.

    Горизонтальные скважины особенно эффективны в месторождениях, содержащих вертикальные трещины. В сильно неоднородных по проницаемости пластах (таких, например, как карстовые залежи) горизонтальные скважины имеют большую вероятность встретить продуктивную зону, чем вертикальные. В плане борьбы с обводнением горизонтальная скважина так же имеет преимущества.

    Гидродинамические расчеты технологических показателей процесса разработки месторождений горизонтальными и наклонными скважинами не могут быть выполнены при помощи обычных формул, применяемых для расчета взаимодействия вертикальных скважин. Поэтому развитие гидродинамических методов подобных расчетов является в настоящее время актуальной задачей. Приведем здесь идею некоторых приближенных подходов к определению дебита горизонтальной скважины, не останавливаясь на выкладках и преобразованиях.

    Рассмотрим стационарный приток несжимаемой жидкости (нефти) и газа к горизонтальной скважине длины «l» в однородном изотропном пласте проницаемости «k» с продуктивной толщиной «h» и непроницаемой кровлей и подошвой. Для простоты предполагаем, что скважина расположена на оси пласта. Учет несимметричности ее расположения (эксцентриситета) связан лишь с некоторыми дополнительными техническими трудностями. Будем считать справедливым закон Дарси. Пусть на забойной поверхности скважины поддерживается постоянное рабочее давление Р0, а на удаленном круговом «контуре питания» с радиусом Rк(эффективный радиус дренажа) - постоянное давление Рк(Рк > Рз). Требуется определить суммарный дебит такой скважины.

    Такая задача сводится к решению трехмерного уравнения Лапласа для давления с соответствующими краевыми условиями и не имеет простого аналитического решения. Для получения простой расчетной формулы для дебита может быть использован следующий приближенный прием. Будем моделировать горизонтальную скважину в горизонтальном (А-А) и вертикальном (В-В) сечениях, соответственно: а) линейным стоком длины 21 с постоянной плотностью q=Q/(2l) (Q - общий объемный расход жидкости в стоке) или б) «точечным» стоком радиуса rс, расположенным посередине между двумя плоскостями.

    Тогда исходную пространственную задачу можно свести к решению двух плоских задач: течению нефти или газа в горизонтальной плоскости к линейному стоку (очень тонкой пластине) и притоку нефти (газа) в вертикальной плоскости к точечному стоку в полосе шириной h. Суммарная производительность горизонтальной скважины рассчитывается как суперпозиция соответствующих решений этих двух плоских задач. Для решения каждой из плоских задач может быть использован метод отображения источников и стоков, метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений или часто более удобный метод комплексного потенциала.

    Гидродинамическое поле течения представляет собой семейство взаимно ортогональных линий тока - гиперболы и эквипотенциалей - эллипсы для первой плоской задачи. Дебит линейного стока для жидкости определяется по формуле:



    (1)

    Для газа:



    (2)

    Где а - большая полуось удаленного эллипса, на котором поддерживается постоянное давление Рк.

    При расчетах обычно используют эффективный радиус RK кругового контура питания, который определяется из двух соотношений:

    1. RK=(ab)'/2 (равенства площадей дренажа: круговой и эллиптической);

    2. условия того, что точки - 1 и 1 являются фокусами эллипса дренажа, так что Ь=(а2-12)'/2.

    Эти условия приводят к равенству:
    RK=a(l-(l/a)2)'/4

    В случае притока жидкости к «точечному» стоку в полосе дебит находится по формуле:



    (3)

    Для газа:



    (4)

    Результирующий дебит Q скважины находится суммированием фильтрационных сопротивлений, соответствующих каждой из задач. Соответствующая формула имеет вид:



    (5)

    Для газа:



    (6)

    Эти расчетные формулы были получены S.D. Joshi (1988 г.).

    Приведем два других соотношения для определения дебита Q: Ю.П. Борисов (1964 г.)



    (7)

    Для газа:



    (8)

    В.П. Пилатовский (1964 г.)



    (9)

    Для газа:



    (10)

    Сравнительные результаты расчетов безразмерного коэффициента продуктивности J* нефтяной скважины в зависимости от половины длины скважины l при различных значениях эффективного радиуса контура питания

    Таблица 1

    Половина

    длины скважины,1, м.



    Коэффициент продуктивности 1




    =200м
    =500м




    Метод расчета (формула)

    5
    7
    9
    5
    7
    9

    5
    0.121
    0.142
    0.135
    0.110
    0.125
    0.120

    10
    0.177
    0.195
    0.185
    0.155
    0.165
    0.160

    20
    0.252
    0.270
    0.253
    0.204
    0.220
    0.210

    30
    0.308
    0.325
    0.300
    0.241
    0.250
    0.235

    40
    0.358
    0.375
    0.340
    0.270
    0.280
    0.260

    50
    0.400
    0.420
    0.375
    0.295
    0.310
    0.285

    60
    0.450
    0.470
    0.415
    0.318
    0.330
    0.300

    различие в величинах дебита Q, рассчитанного по формулам (5),(7),(9), полученным различными методами, не превышает 11%. В таблице 1 приведены сравнительные результаты расчетов безразмерного коэффициента продуктивности J*=Qƞ/(2πkhΔP) в зависимости от половины длины скважины 1 при различных значениях эффективного радиуса контура питания Rк. При этом было принято h=10м, rс=0,1м, а величина а в соотношении с (5) вычислялась по следующей формуле:

    В заключение заметим, что при определенных условиях формулы (5),(7), (9) можно упростить. Например, если длина горизонтальной скважины 2l значительно больше h, т.е. 2l»h, то вторым слагаемым в знаменателе формулы (7) можно пренебречь, и она сводится к виду, эквивалентному формуле Дюпюи:



    (11)

    Для газа:



    (12)

    Таким образом, дебит достаточно протяженной горизонтальной скважины можно приближенно вычислять по формуле (11), т.е. так же, как для эквивалентной совершенной вертикальной скважины с приведенным радиусом , равным одной четверти длины L горизонтальной скважины:


    1. Расчетная часть

    2.1 Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины


    Вариант № 17

    Исходные данные для расчета представлены в таблице 2

    Таблица 2

    № п/п
    Показатели
    Ед. измерения
    Символ
    Величина
    В СИ

    1
    Радиус контура питания
    м
    Rк
    300



    2
    Средняя эффективная нефтенасыщенная тощина пласта
    м
    h
    32



    3
    Коэффициент открытой пористости
    Доли ед.
    m
    0.18



    4
    Коэффициент проницаемости
    мкм2
    k
    0.37
    3,7*10-12

    5
    Динамический коэффициент вязкости для нефти
    мПа*с
    µ
    56
    56*10-3

    6
    Плотность нефти
    кг/см3
    ρ
    890



    7
    Радиус скважины
    м
    r
    0.08



    8
    Давление на контуре питания
    МПа
    Рк
    24.8



    9
    Забойное давление
    МПа
    Рз
    20.5



    10
    Длина горизонтальной части ствола
    м
    l
    50-600



    2.1.1 Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины

    Рассчитаем безразмерный коэффициент продуктивности J* горизонтальной скважины длиной , радиусом в пласте толщиной h при радиусе контура питания Rк по формуле:



    1. Расчет произведем по формуле, полученной S.D. Joshi



    Где - большая полуось удаленного эллипса, на котором поддерживается постоянное давление , рассчитывается по формуле



    При l= 0 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600

    1. Рассчитаем a - большую. полуось удаленного эллипса, на котором поддерживается постоянное давление Pk

























    1. Рассчитаем безразмерный коэффициент продуктивности J* по формуле:



    При l= 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600

























    Расчетные данные приведены в таблице 3:

    Таблица 3 - Зависимость безразмерного коэффициента продуктивности J* от половины длины скважины l по формуле S. D. Joshi:

    l(м)
    50
    100
    150
    200
    250
    300
    350
    400
    450
    500
    550
    600

    J*
    54.2
    85.8
    116.0
    148.2
    184.3
    225.5
    272.6
    325.7
    384.8
    449.40
    519.0
    593.1

    1. Произведем расчет по формуле, полученной Ю.П. Борисовым (1964г.):



    1. Исходя из формул (7) и (13), рассчитываем безразмерный коэффициент продуктивности J* по формуле:



    Произведем расчеты:

    При l: 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600

























    Расчетные данные коэффициента продуктивности приведены в таблице 4

    Таблица 4 - Зависимость безразмерного коэффициента продуктивности J* от половины длины скважины l по формуле S. Ю.П. Борисова:

    l(м)
    50
    100
    150
    200
    250
    300
    350
    400
    450
    500
    550
    600

    J*
    59.4
    92.2
    123.8
    158.3
    198.5
    247.7
    310.8
    396.3
    520.4
    718.7
    1090.3
    2046.7

    1. Произведем расчет по формуле, полученной В.П. Пилатовским (1964г.):



    1. Произведем расчет безразмерный коэффициент продуктивности J* по формуле



    Произведем расчеты:

    При l: 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600

























    Таблица 5 - Зависимость безразмерного коэффициента продуктивности J* от половины длины скважины l по формуле В.П. Пилатовского:

    l(м)
    50
    100
    150
    200
    250
    300
    350
    400
    450
    500
    550
    600

    J*
    56.9
    84.2
    108.5
    133.1
    159.6
    189.2
    223.1
    263.3
    311.9
    372.8
    451.6
    558.5

    2.1.2 Расчет коэффициента продуктивности вертикальной скважины

    Для расчета коэффициента продуктивности вертикальной скважины воспользуемся формулой для объемного расхода плоскорадиального фильтрационного потока:

    Исходя из формул, рассчитаем коэффициент продуктивности вертикальной скважины:

    Произведем расчет:


      1. Построение графиков зависимости коэффициента продуктивности горизонтальной скважины


    Графики зависимости безразмерного коэффициента продуктивности J* от длины горизонтальной скважины l(м) представлены на рисунке 1



    Рисунок 1 - График зависимости безразмерного коэффициента продуктивности J* горизонтальной скважины.

    По рисунку видно, что с увеличением длины горизонтального участка, увеличивается и коэффициент продуктивности. Также возрастают разночтения по графикам.

    График, построенный по формуле Joshi лежит чуть выше, чем график построенный по формуле В.П. Пилатовского. Но в целом они схожи друг с другом

    В большей степени с ними разнится график, построенный по формуле Ю. П. Борисова.

      1. Сравнение коэффициентов продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины


    Безразмерный коэффициент продуктивности вертикальной скважины , что по сравнению с данными таблиц 3, 4, и 5 для горизонтальной скважины очень мало, при длине горизонтальной части 100 метров- примерно в 2 раза меньше.

    Заключение


    Были произведены расчеты по формулам Ю.П. Борисова, В.П. Пилатовского и S.D. Joshi. В целом графики зависимостей безразмерного коэффициента продуктивности от половины длины горизонтальной скважины похожи друг на друга, что говорит о небольшой разнице при нахождении дебитов. По результатам формулы безразмерный коэффициент продуктивности вертикальной скважины

    Главное преимущество горизонтальной скважины - большая область контакта с коллектором.

    Главный недостаток - одна продуктивная зона для дренирования. Для дренирования нескольких зон применяют два метода:

    1) протяженные горизонтальные секции бурятся в более чем одной продуктивной зоне;

    2) скважина цементируется, а затем возбуждается путем гидровзрыва пласта. Таким образом, так как об эффективности бурения горизонтальных скважин уже указано выше во введении, следует добавить несколько замечаний об основной задаче курсовой работы - о расчете коэффициента продуктивности, так как развитие гидродинамических методов исследования скважин является актуальной задачей.

    Список литературы


    1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов. – Москва-Ижевск:

    2. Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993 г., 203- 209 с., 85-88 с.

    3. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: Проектирование, оптимизация и оценка эффективности. – Казань: Фэн АНРТ, 2015. – 688 с.

    4. Сохошко С.К. Профиль притока к пологой газовой скважине / С.К. Сохошко.

    5. Невмержицкий Я.В. Об особенностях гидродинамических исследований скважин в низкопроницаемых коллекторах [Текст]/

    6. Невмержицкий Я.В.. Труды Московского физико-технического института, 2017.

    написать администратору сайта