Степень кори по нефти
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ
по курсу: «Управление разработкой интеллектуальных месторождений»
(23879)
Практическое занятие № 1.
«Оценка технологического эффекта от забуривания бокового горизонтального ствола (ЗБС)»
Уфа 2013
Бурение боковых горизонтальных стволов
В процессе разработки нефтяного месторождения последнее время получает развитие технология забуривания боковых стволов.
Различают два вида боковых стволов:
1. Боковой ствол с вертикально 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:
1. Метод Ю.П.Борисова:
, м3/с (1)
2. Метод Джиггера:
, м3/с (2)
3. Метод Ренард — Дюпюи:
, м3/с (3)
4. Метод Джоши:
, м3/с (4)
где половина большой оси эллипса дренирования, м;
— для эллипсоидной площади дренажа;
a — половина большой оси эллипса, м;
— радиус скважины, м;
— радиус области дренирования, м;
L — длина горизонтального участка, м;
h — толщина продуктивного пласта, м;
Δр – перепад давления между границей контура питания и стенкой скважины, Па;
μ – вязкость пластового флюида, Па·с;
κ – проницаемость пласта м2.
Оценка входной обводнённости производится по скважинам окружения, с учётом выработки запасов зоны предполагаемого бурения ГС.
Расчет вязкости жидкости
При использовании закона Дарси, для учета многофазного потока в пласте производится расчет величины , смысл которой можно описать термином «эффективная вязкость смеси» или «вязкость жидкости». Данный параметр является величиной, обратной общей подвижности смеси, и имеет размерность динамической вязкости. Его расчет производится исходя из предположения, что общая подвижность смеси равна сумме подвижностей воды и нефти:
(5)
где – вязкость жидкости, мПа*с;
– вязкость нефти, мПа*с;
– вязкость воды, мПа*с;
– относительная фазовая проницаемость по воде;
– относительная фазовая проницаемость по нефти.
Относительные фазовые проницаемости зависят от водонасыщенности и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций (рис. 1):
(6)
где – относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»);
– показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»);
– показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»);
– текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения:
, (7)
где – обводненность, %.
Рис. 1 Функции ОФП по нефти и по воде
Расчёт объемного коэффициента жидкости
Объемный коэффициент жидкости вычисляется следующим образом
, (8)
где – обводненность, %.
– объемный коэффициент нефти, м3/м3;
1.01 – характерное значение объемного коэффициента воды, м3/м3.
Для расчётов принять:
показатели степени корреляции Кори для нефти и воды: m = n = 2,5;
вязкость воды в пластовых условиях: µв = 0,9 мПа*с;
(«концевая точка по воде») = 0,35.
Цель занятия:
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)
Плотность нефти в поверхностных условиях – 850 кг/м3.
Таблица 2 – Входные условия по областям
№ скв | Длина ГС, м | Площадь дренирования, м2 | Радиус скважины, м | 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 пласта, м2 | Обводненность (по соседним работающим скважинам), % |
1416 | 207 | 2135000 | 0.057 | 7.359 | 1.414 | 3.26 | 14.73 | 7.3 | 8.70934E-14 | 50 |
2433 | 245 | 1025000 | 0.057 | 6.448 | 1.549 | 3.31 | 12.40 | 6.6 | 1.96071E-14 | 60 |
2401 | 240 | 1595000 | 0.057 | 5.692 | 1.495 | 2.76 | 12.07 | 6 | 1.32581E-14 | 70 |
666 | 215 | 1918000 | 0.057 | 5.032 | 1.347 | 2.96 | 14.87 | 8.9 | 5.79431E-14 | 65 |
748 | 220 | 1461000 | 0.057 | 6.728 | 1.349 | 2.70 | 14.29 | 8.6 | 1.17314E-13 | 69 |
2419 | 240 | 1656000 | 0.057 | 5.52 | 1.245 | 2.97 | 14.46 | 7.4 | 1.17015E-14 | 70 |
1605 | 170 | 1589000 | 0.057 | 6.018 | 1.879 | 2.59 | 12.12 | 7.1 | 7.10422E-14 | 75 |
484 | 177 | 3138000 | 0.057 | 6.015 | 1.455 | 2.68 | 20.05 | 10.7 | 1.91398E-13 | 80 |
588 | 180 | 3138000 | 0.057 | 6.942 | 1.863 | 3.39 | 17.95 | 9.3 | 6.00117E-14 | 60 |
3294 | 225 | 2987000 | 0.057 | 4.807 | 1.665 | 3.47 | 13.91 | 10 | 1.472E-13 | 72 |
802 | 200 | 2341000 | 0.057 | 5.074 | 1.198 | 2.77 | 13.73 | 9.4 | 7.12724E-14 | 80 |
1348 | 180 | 1618000 | 0.057 | 4.635 | 1.252 | 3.43 | 12.81 | 8.7 | 1.57007E-13 | 80 |
3502 | 195 | 1334000 | 0.057 | 4.81 | 1.304 | 2.52 | 12.78 | 7.2 | 1.9596E-13 | 80 |
1338 | 160 | 3103000 | 0.057 | 4.501 | 1.274 | 2.76 | 15.34 | 6.9 | 1.11395E-13 | 75 |
3235 | 200 | 2261000 | 0.057 | 4.718 | 1.358 | 3.38 | 15.38 | 8.2 | 4.83621E-14 | 80 |
3238 | 215 | 820000 | 0.057 | 6.297 | 1.865 | 2.64 | 17.09 | 10.1 | 9.33563E-14 | 80 |
1402 | 155 | 1845000 | 0.057 | 5.876 | 1.311 | 3.34 | 18.36 | 12.3 | 1.88043E-13 | 80 |
Источник
Нужна помощь в написании работы?
В процессе разработки нефтяного месторождения последнее время получает развитие технология забуривания боковых стволов.
Различают два вида боковых стволов:
1. Боковой ствол с вертикально 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.
1) Для расчета вязкости жидкости определена зависимость относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти, обводненности от водонасыщенности.
Относительные фазовые проницаемости зависят от водонасыщенности и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций:
где — относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»),;
— показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»), ;
— показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»), ;
— текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения:
где — обводненность, %;
— вязкость воды в пластовых условиях, ;
— вязкость нефти в пластовых условиях.
Результаты расчета приведены в таблице 3.
Таблица 4 – Результаты расчета зависимостей
1 | |||
0,01 | 0,000004 | 0,975187 | 0,000013 |
0,02 | 0,000020 | 0,950747 | 0,000077 |
0,03 | 0,000055 | 0,926679 | 0,000216 |
0,04 | 0,000112 | 0,902980 | 0,000456 |
0,05 | 0,000196 | 0,879648 | 0,000817 |
0,06 | 0,000309 | 0,856682 | 0,001323 |
0,07 | 0,000454 | 0,834079 | 0,001997 |
0,08 | 0,000634 | 0,811838 | 0,002862 |
0,09 | 0,000851 | 0,789957 | 0,003944 |
0,1 | 0,001107 | 0,768433 | 0,005269 |
0,11 | 0,001405 | 0,747266 | 0,006865 |
0,12 | 0,001746 | 0,726452 | 0,008761 |
0,13 | 0,002133 | 0,705989 | 0,010988 |
0,14 | 0,002567 | 0,685877 | 0,013577 |
0,15 | 0,003050 | 0,666112 | 0,016561 |
0,16 | 0,003584 | 0,646693 | 0,019975 |
0,17 | 0,004171 | 0,627618 | 0,023856 |
0,18 | 0,004811 | 0,608884 | 0,028240 |
0,19 | 0,005507 | 0,590490 | 0,033165 |
0,2 | 0,006261 | 0,572433 | 0,038670 |
0,21 | 0,007073 | 0,554712 | 0,044795 |
0,22 | 0,007946 | 0,537324 | 0,051579 |
0,23 | 0,008879 | 0,520268 | 0,059062 |
0,24 | 0,009876 | 0,503540 | 0,067282 |
0,25 | 0,010938 | 0,487139 | 0,076277 |
0,26 | 0,012064 | 0,471063 | 0,086082 |
0,27 | 0,013258 | 0,455310 | 0,096732 |
0,28 | 0,014520 | 0,439877 | 0,108257 |
0,29 | 0,015851 | 0,424762 | 0,120683 |
0,3 | 0,017253 | 0,409963 | 0,134033 |
0,31 | 0,018727 | 0,395478 | 0,148323 |
0,32 | 0,020274 | 0,381305 | 0,163564 |
0,33 | 0,021895 | 0,367440 | 0,179760 |
0,34 | 0,023592 | 0,353883 | 0,196905 |
0,35 | 0,025365 | 0,340630 | 0,214989 |
0,36 | 0,027216 | 0,327680 | 0,233989 |
0,37 | 0,029146 | 0,315030 | 0,253874 |
0,38 | 0,031155 | 0,302677 | 0,274605 |
0,39 | 0,033245 | 0,290619 | 0,296130 |
0,4 | 0,035418 | 0,278855 | 0,318391 |
0,41 | 0,037673 | 0,267381 | 0,341318 |
0,42 | 0,040012 | 0,256195 | 0,364833 |
0,43 | 0,042436 | 0,245294 | 0,388852 |
0,44 | 0,044947 | 0,234677 | 0,413281 |
0,45 | 0,047544 | 0,224340 | 0,438023 |
0,46 | 0,050230 | 0,214281 | 0,462975 |
0,47 | 0,053004 | 0,204498 | 0,488034 |
0,48 | 0,055869 | 0,194988 | 0,513092 |
0,49 | 0,058825 | 0,185749 | 0,538045 |
0,5 | 0,061872 | 0,176777 | 0,562788 |
0,51 | 0,065012 | 0,168070 | 0,587224 |
0,52 | 0,068246 | 0,159626 | 0,611256 |
0,53 | 0,071574 | 0,151441 | 0,634796 |
0,54 | 0,074998 | 0,143514 | 0,657763 |
0,55 | 0,078519 | 0,135841 | 0,650085 |
0,56 | 0,082137 | 0,128420 | 0,678526 |
0,57 | 0,085853 | 0,121247 | 0,700300 |
0,58 | 0,089668 | 0,114320 | 0,742580 |
0,59 | 0,093583 | 0,107637 | 0,761769 |
0,6 | 0,097599 | 0,101193 | 0,780083 |
0,61 | 0,101717 | 0,094986 | 0,797504 |
0,62 | 0,105937 | 0,089014 | 0,814022 |
0,63 | 0,110260 | 0,083273 | 0,829633 |
0,64 | 0,114688 | 0,077760 | 0,844342 |
0,65 | 0,119221 | 0,072472 | 0,858159 |
0,66 | 0,123859 | 0,067406 | 0,871100 |
0,67 | 0,128604 | 0,062558 | 0,883186 |
0,68 | 0,133457 | 0,057926 | 0,894440 |
0,69 | 0,138417 | 0,053506 | 0,904890 |
0,7 | 0,143487 | 0,049295 | 0,914568 |
0,71 | 0,148667 | 0,045289 | 0,923505 |
0,72 | 0,153957 | 0,041485 | 0,931734 |
0,73 | 0,159358 | 0,037880 | 0,939292 |
0,74 | 0,164872 | 0,034469 | 0,946212 |
0,75 | 0,170499 | 0,031250 | 0,952530 |
0,76 | 0,176239 | 0,028218 | 0,958281 |
0,77 | 0,182094 | 0,025370 | 0,963500 |
0,78 | 0,188064 | 0,022702 | 0,968221 |
0,79 | 0,194149 | 0,020209 | 0,972476 |
0,8 | 0,200352 | 0,017889 | 0,976298 |
0,81 | 0,206672 | 0,015736 | 0,979718 |
0,82 | 0,213109 | 0,013746 | 0,982764 |
0,83 | 0,219666 | 0,011916 | 0,985465 |
0,84 | 0,226343 | 0,010240 | 0,987848 |
0,85 | 0,233139 | 0,008714 | 0,989939 |
0,86 | 0,240057 | 0,007334 | 0,991762 |
0,87 | 0,247096 | 0,006093 | 0,993340 |
0,88 | 0,254258 | 0,004988 | 0,994694 |
0,89 | 0,261543 | 0,004013 | 0,995845 |
0,9 | 0,268952 | 0,003162 | 0,996813 |
0,91 | 0,276485 | 0,002430 | 0,997616 |
0,92 | 0,284143 | 0,001810 | 0,998271 |
0,93 | 0,291928 | 0,001296 | 0,998794 |
0,94 | 0,299839 | 0,000882 | 0,999201 |
0,95 | 0,307877 | 0,000559 | 0,999507 |
0,96 | 0,316043 | 0,000320 | 0,999725 |
0,97 | 0,324338 | 0,000156 | 0,999869 |
0,98 | 0,332762 | 0,000057 | 0,999954 |
0,99 | 0,341316 | 0,000010 | 0,999992 |
1 | 0,350000 | 0,000000 | 1,000000 |
2) По результатам расчета, проделанного с помощью Microsoft Excel,построен график зависимости (рисунок 1). Определены значения по исходному значению обводненности соседних работающих скважин
Рисунок 1 – Зависимость обводненности, относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от водонасыщенности
3) Вычисление вязкости жидкости
где – вязкость жидкости,мПа*с;
– вязкость нефти, мПа*с;
– вязкость воды, мПа*с.
4) Расчет объемного коэффициента жидкости
5) Расчет дебита скважины по жидкости по 4 аналитическим методам.
В инженерной практике оценки входного дебита по жидкости горизонтальных скважин существует несколько аналитических выражений. Основными, наиболее часто используемыми являются 4 зависимости:
— метод Ю.П.Борисова
— метод Джиггера
— метод Ренард — Дюпюи
— метод Джоши
где — радиус области дренирования;
— радиус скважины;
L — длина горизонтального участка;
h -толщина продуктивного пласта;
Δр — перепад давления между границей контура питания и стенкой скважины;
μ — вязкость пластового флюида;
k — проницаемость пласта;
— половина большой оси эллипса дренирования;
— для эллипсоидной площади дренажа;
Таким образом, определяется дебит жидкости в пластовых условиях.
По формуле (7) (метод Ю.П. Борисова)он составит
.
По формуле (8) (метод Джиггера) он составит
.
По формуле (9) (методРенарда-Дюпюи) он составит
.
По формуле (10) (метод Джоши) он составит
.
Далее определяем дебит жидкости при поверхностных условиях:
Дебит нефти при поверхностных условиях определяется по формуле
.
.
6) Время выработки остаточных запасов определяется по формуле
где — плотность нефти при поверхностных условиях,
–коэффициент эксплуатации, равный 0,95;
–остаточные извлекаемые запасы нефти.
Результаты расчетов приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Результаты расчетов
Параметр | Методика | |||
Ю.П. Борисов | Джиггер | Ренард-Дюпюи | Джоши | |
13,184 | 13,219 | 13,184 | 13,184 | |
12,201 | ||||
3,66 | ||||
3,144 | ||||
209,83 (209 лет и 8 месяцев) |
7) Годовая добыча нефти определяется по формуле
.
В результате проделанной работы были рассчитаны кривые ОФП и построены графики зависимости от водонасыщенности. Вычислены вязкость и объемный коэффициент жидкости. Определены дебиты скважин четырьмя методами: методом Борисова (13,184 м3⁄сут), методом Джиггера (13,219 м3⁄сут),методом Ренарда-Дюпюи (13,184 м3⁄сут), методомДжоши (13,184 м3⁄сут). Рассчитанный данными методами дебит скважин оказался незначительно отличающимся друг от друга. Годовая добыча нефти из скважины – 1136,61 т⁄год, срок эксплуатации скважины 209 лет и 8 месяцев.
Источник