Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение науки и высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Отчет по практическому занятию №1 «Оценка технологического эффекта от забуривания бокового горизонтального ствола (ЗБС)» Дисциплина «Управление разработкой интеллектуальных месторождений» Вариант 9 Выполнил: Проверил: доцент, доктор техн. наук Уфа 20 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. Теоретическая часть 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. 2 Обоснование начальных дебитов по жидкости горизонтальных скважин проводится с помощью аналитических зависимостей и обобщения опыта разработки месторождений горизонтальными скважинами. Расчетная часть Исходные данные: № № Остаточная Начальные Начальные Обл. Скв. нефтенасыщенная геологические толщина в точке запасы нефти, запасы запасы нефти, запасы зарезки тыс. т нефти, тыс. тыс. т нефти, тыс. № скв 588 588 т 11,4 3043,5 Остаточные извлекаемые геологические извлекаемые БС, м 9 Остаточные 730,4 т 2342,9 562,3 Вязкость Средняя Объемный Площадь Радиус нефти в Длина текущая н/н коэффициен дренирования, скважины, пластовых ГС, м толщина т нефти, 2 м м условиях, пласта, м д.ед. мПа*с 180 3138000 0.057 6.942 1.163 3.39 Пластовое давление, МПа Забойное давление соседних скважин, МПа Проницаемость пласта, м2 Обводненность (по соседним работающим скважинам), % 17,95 9.3 6.00117E-12 60 3 Для расчётов принять: показатели степени корреляции Кори для нефти и воды: m = n = 2,4; вязкость воды в пластовых условиях: µв = 0,95 мПа*с; («концевая точка по воде») = 0,35. Расчет фазовых проницаемостей: Относительные фазовые проницаемости зависят от водонасыщенности S в и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций (рис. 1): krв Sв Fв Sвn , krн Sв 1 Sв , m где Fв – относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»); n – показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»); m – показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»); S в – текущее значение водонасыщенности на скважине. Результаты расчета относительных фазовых проницаемостей: Sв 0,01 0,02 ……… 0,51 0,52 0,53 ……… 0,99 1 kфв 5,54713E-06 2,92779E-05 ……… 0,069540285 0,072857803 0,063174038 ……… 0,341658721 0,35 kфн 0,976168 0,95267 ……… 0,180497 0,171783 0,198687 ……… 1,58E-05 0 W 2,02773E-05 0,000109654 ……… 0,57891328 0,602143306 0,521782594 ……… 0,999987001 1 По результатам расчетов строятся графики зависимости Кв, Кн от Sв. 4 Относительная фазовыя проницаемость, д.ед. 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 вода 0,4 нефть 0,3 0,2 0,1 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Водонасыщенность, д.ед. Sв 0,52 kфв kфн W 0,072858 0,171783 0,60 Получили обводненность 60%, как в условии задачи. Используем значения фазовых проницаемостей для расчета вязкости жидкости: При использовании закона Дарси, для учета многофазного потока в пласте производится расчет величины ж , 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: 1 ж или где krн Sв н krв Sв , в н в ж н kr Sв в krв Sв н ж – вязкость жидкости, мПа*с; н – вязкость нефти, мПа*с; 5 в – вязкость воды, мПа*с; krв Sв – относительная фазовая проницаемость по воде; krн Sв – относительная фазовая проницаемость по нефти 𝝁ж = 3,26 ∗ 0,95 = 7,865182 мПа ∗ с 0,060123882 ∗ 3,26 + 0,208165 ∗ 0,95 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: 2𝜋𝑘ℎ∆𝑝 𝑄гор = 𝜇[ln( 𝑄гор 4(𝑟др ) гор 𝐿 , м3/с (1) ℎ ℎ )+ ln( ] 𝐿 2𝜋𝑟𝑐 2𝜋 ∗ 600117 ∗ 10−12 ∗ 6,942 ∗ (17.95 − 9.3) ∗ 106 м3 м3 = = 0,08965 = 7745,78 4 ∗ 999,681 6,942 6,942 с сут 7,85141 ∗ 10−3 [ln ( ) + ln ( )] 180 180 2𝜋 ∗ 0,057 Определяем суточный дебит скважины по нефти в поверхностных условиях 𝑄гор(н) = 𝑄гор ∗(1−𝑊)∗𝜌пов ∗𝑏н 1000∗84600 , т/сут , где 𝜌пов - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 𝑏н - объемный коэффициент нефти. 𝑄гор(н) = 0,08965∗(1−0,60214)∗850∗1,163 1000∗84600 =3046,425 т/сут. Площадь дренирования находим из объема дренирования: 𝑆др 3138000 =√ = 999,681 м. (𝑟др )гор = √ 𝜋 3.14 2. Метод Джиггера: 6 2𝜋𝑘ℎ∆𝑝 𝑄гор = 1 + √1 − (𝐿⁄ )2 2(𝑟др ) 𝜇 ln ℎ ℎ + ln( ) 𝐿 2𝜋𝑟𝑐 𝐿/2(𝑟др ) [ ( ) ] 2𝜋 ∗ 6,00117 ∗ 10−12 ∗ 6,942 ∗ (17,95 − 9.3) ∗ 106 𝑄гор = 1 + √1 − (180⁄2(999,681) )2 7,85141 ∗ 10−3 ln 180/2(999,681) [ ( = 0,08971 м3 с + = 7750,68 6,942 180 ln( 6,942 2𝜋 ∗ 0.057 ) м3 ) ] сут Определяем суточный дебит скважины по нефти в поверхностных условиях 𝑄гор(н) = 𝑄гор(н) = 𝑄гор ∗(1−𝑊)∗𝜌пов ∗𝑏н 1000∗84600 , т/сут 0,08971∗(1−0,60214)∗850∗1,163 1000∗84600 =3048,353 т/сут. 3. Метод Ренард - Дюпюи: 𝑄гор = 𝑄гор 2𝜋𝑘ℎ∆𝑝 ℎ ℎ 𝜇 [𝑎𝑟𝑐ℎ(𝜒) + 𝐿 ln (2𝜋𝑟 )] 𝑐 2𝜋 ∗ 6,00117 ∗ 10−12 ∗ 6,942 ∗ (17,95 − 9,3) ∗ 106 м3 м3 = = 0,08965 = 7745,78 6,942 6,942 с сут 7,85141 ∗ 10−3 [𝑎𝑟𝑐ℎ(11,1301) + 180 ln( )] 2𝜋 ∗ 0.057 𝜒= 2𝑎 1 = 2 ∗ 1001,71 ∗ = 11,1301 𝐿 180 7 2𝑟др 4 180 √1 𝐿 √1 1 1 2 ∗ 999,681 4 √ √ 𝑎= ∗ + +( ) = ∗ + +( ) = 1001,71 м 2 2 4 𝐿 2 2 4 180 Определяем суточный дебит скважины по нефти в поверхностных условиях 𝑄гор(н) = 𝑄гор(н) = 𝑄гор ∗(1−𝑊)∗𝜌пов ∗𝑏н 1000∗84600 , т/сут 0,08965∗(1−0,60214)∗850∗1,163 =3046,424 т/сут. 1000∗84600 4. Метод Джоши: 2𝜋𝑘ℎ∆𝑝 𝑄гор = 𝜇 ln а + √𝑎2 − (𝐿⁄2)2 ℎ ℎ + ln( ) 𝐿 2𝜋𝑟𝑐 𝐿/2 [ ( ] ) 𝑄гор = 2𝜋∗6,00117∗10−12 ∗6,942∗(17.95−9.3)∗106 7,85141∗10−3 [ln( 0,08965 м3 с 1001,71+√1001,712 −(180⁄2)2 = 7745,78 180/2 м3 сут 6,942 6,942 ln( 180 2𝜋∗0.057 )+ , где a - половина большой оси эллипса дренирования, м; 𝜒 - для эллипсоидной площади дренажа; a - половина большой оси эллипса, м; 𝑟𝑐 - радиус скважины, м; 𝑟др - радиус области дренирования, м; L - длина горизонтального участка, м; h - толщина продуктивного пласта, м; 8 = )] Δр – перепад давления между границей контура питания и стенкой скважины, Па; μ – вязкость пластового флюида, Па·с; k – проницаемость пласта м2. Определяем суточный дебит скважины по нефти в поверхностных условиях 𝑄гор(н) = 𝑄гор(н) = 𝑄гор ∗(1−𝑊)∗𝜌пов ∗𝑏н 1000∗84600 , т/сут 0,08965∗(1−0,60214)∗850∗1,163 1000∗84600 =3046,424 т/сут. Значение дебита по формуле Джиггера выпадает из четырех полученных зависимостей, поэтому в дальнейшем расчете будем оперировать средним значением дебита из трех оставшихся. 𝑄гор(ср) = 𝑄1 + 𝑄3 + 𝑄4 3046,425 + 3046,424 + 3046,424 т = = 3046,424 3 3 сут Расчет времени выработки запасов ведем исходя из того, что дебит скважины и обводненность продукции не изменяется: 𝑡выр = 0,95 ∗ 𝑄извл.ост 0,95 ∗ 562,3 ∗ 1000 = = 195 сут = 7 мес 𝑄гор(ср) ∗ 𝜌 3046,424 Вывод: в ходе лабораторной работы были произведены расчеты и построены графики кривых ОФП и обводненности в зависимости от водонасыщенности. По полученным данным ОФП произведен расчет вязкости (µж=7,851405 мПа*с) Произведен расчет дебита скважины с горизонтальным окончанием используя 4 методики. Определено время выработки остаточных запасов месторождения, что составило 195 суток. 9
