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»);

Читайте также:  Серозная пневмония при кори

        – 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.

Читайте также:  Сдать кровь на корь ставрополь

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 водонасыщенностиСтепень кори по нефти и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций:

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

где    Степень кори по нефти — относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»),Степень кори по нефти;

Степень кори по нефти  — показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»), Степень кори по нефти;

Степень кори по нефти  — показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»), Степень кори по нефти;

Степень кори по нефти— текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения:

Степень кори по нефти

где    Степень кори по нефти— обводненность, %;

Степень кори по нефти — вязкость воды в пластовых условиях, Степень кори по нефти;

Степень кори по нефти —  вязкость нефти в пластовых условиях.

Результаты расчета приведены в таблице 3.

Таблица 4 – Результаты расчета зависимостей

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

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

Читайте также:  Корь проявления на коже

                    2)           По результатам расчета, проделанного с помощью Microsoft Excel,построен график зависимости (рисунок 1). Определены значения Степень кори по нефти по исходному значению обводненности соседних работающих скважин

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

Рисунок 1 – Зависимость обводненности, относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от водонасыщенности

                    3)           Вычисление вязкости жидкости

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

где    Степень кори по нефти– вязкость жидкости,мПа*с;

Степень кори по нефтивязкость нефти, мПа*с;

Степень кори по нефтивязкость воды, мПа*с.

Степень кори по нефти

                    4)           Расчет объемного коэффициента жидкости

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

                    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

Степень кори по нефти

—            метод Джиггера

Степень кори по нефти

—            метод Ренард — Дюпюи

Степень кори по нефти

—     метод Джоши

Степень кори по нефти

гдеСтепень кори по нефти — радиус области дренирования;

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти — радиус скважины;

L — длина горизонтального участка;

h -толщина продуктивного пласта;

Δр — перепад давления между границей контура питания и стенкой скважины;

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

μ — вязкость пластового флюида;

k — проницаемость пласта;

Степень кори по нефти —  половина большой оси эллипса дренирования;

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти— для эллипсоидной площади дренажа;

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

Таким образом, определяется дебит жидкости в пластовых условиях.

По формуле (7) (метод Ю.П. Борисова)он составит

Степень кори по нефти.                                   

По формуле (8) (метод Джиггера) он составит

Степень кори по нефти.

По формуле (9) (методРенарда-Дюпюи) он составит

Степень кори по нефти.

По формуле (10) (метод Джоши) он составит

Степень кори по нефти.           

Далее определяем дебит жидкости при поверхностных условиях:

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

Дебит нефти при поверхностных условиях определяется по формуле

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти.

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти.

6) Время выработки остаточных запасов определяется по формуле

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти

где Степень кори по нефти — плотность нефти при поверхностных условиях, Степень кори по нефти

Степень кори по нефти–коэффициент эксплуатации, равный 0,95;

Степень кори по нефти–остаточные извлекаемые запасы нефти.

Результаты расчетов приведены в таблице 5.

Таблица 5 – Результаты расчетов

Параметр

Методика

Ю.П. Борисов

Джиггер

Ренард-Дюпюи

Джоши

Степень кори по нефти

13,184

13,219

13,184

13,184

Степень кори по нефти

12,201

Степень кори по нефти

3,66

Степень кори по нефти

3,144

Степень кори по нефти

209,83 (209 лет и 8 месяцев)

7) Годовая добыча нефти определяется по формуле

Степень кори по нефти

Степень кори по нефти.

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