Файл: Методические указания По дисциплине Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000. 62 Нефтегазовое дело для всех форм обучения.doc

3. Технологии проведения ГРП в горизонтальных скважинах.

4. Виды притока к продольным и поперечным трещинам ГРП.

5. Критерии выбора горизонтальных скважин-кандидатов для проведения ГРП.

Тема 7. Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием
Как показывают анализы расчетов, предельные безводные дебиты для однородных пластов малы и практически не приемлемы. Большой практический и теоретический интерес представляют задачи продвижения границ раздела нефть – вода к забою скважины (нестабильный конус воды). Этой проблеме посвящен ряд работ как отечественных, так и зарубежных исследователей. Известны работы акад. П.Я. Полубариновой–Кочиной, под руководством которой в институте механики АН СССР проведена серия экспериментальных работ на щелевых моделях по изучению плоского движения в пористых средах, в том числе и опыты по продвижению конуса воды в однородном пласте.

Рисунок 7.1 Схема притока к горизонтальному стволу скважины в бесконечном пласте по протяженности вдоль оси z, расположенной симметрично между двумя проницаемыми вертикальными плосткостями, обусловленного вытеснением нефти подошвенной водой (плосткость у=0 является кровлей нефтяной залежи). Схема притока к горизонтальному стволу скважины, обусловленного вытеснением нефти газом (плосткость у=h) является подошвенной нефтегазовой залежи.

Д.А. Эфросом и Р.А. Аллахвердиевой на параболической щелевой модели методом смены стационарных состояний экспериментировалась задача о времени истощения нефтяной залежи с подошвенной водой. Для схемы осесимметричного цилиндрического пласта известно решение В.А. Карпычева, где жидкости принимались разноцветными (одинаковой плотности и вязкости). В работе М.Л. Сургучева изучен характер продвижения водонефтяного контакта к галереи несовершенных скважин.

Хорошо известны также работы М. Маскета, И.А. Чарного, М.И. Швидлера, В.Л. Данилова, Р.М. Каца, Ю.А. Абрамова, Р.И. Медведского, Н.Е. Павлова, П.Б. Садчикова и др.
Решение. Дано:

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Нефтенасыщенная толщина	b	м	4,6
Проницаемость по горизонтали	k_h	м²	270·10^-15
Проницаемость по вертикали	k_v	м²	100·10^-15
Вязкость нефти	μ_н	Па·с	0,00098
Радиус горизонтального участка скважины	r_c	м	0,1
Радиус контура питания	R_k	м	250
Объемный коэффициент нефти	B₀	д.ед	1,2
Плотность нефти	ρ_н	кг/м³	742
Плотность воды	ρ_в	кг/м³	992
Вязкость дегазированной нефти	µ_д	Па·с	4,8·10^-3
Давление насыщения	Р_нас	Па	8,4·10⁶
Глубина скважины	Н	м	2338
Давление на устье скважины	Р_у	Па	2,4·10⁶
Буферное давление	Р_б	Па	3,6·10⁶
Мощность пласта	h	м	18,9

Алгоритм расчета:

1 Определим коэффициент анизотропии пласт

(7.1)

где kr – горизонтальная составляющая проницаемости пласта, ;

kz – вертикальная составляющая проницаемости пласта, ;

χ – коэффициент анизотропии пласта

(7.2)

2 Определим безразмерные параметры ρ₀и ħ

(7.3)

где R – радиус контура скважины, м;

h – мощность пласта, м;

χ – коэффициент анизотропии пласта

(7.4)

где b – нефтенасыщенная толщина пласта, м;

h – мощность пласта, м

3. По таблице 7.1, определяем безразмерный дебит (7.5)

Таблица 7.1

Результаты определения предельных безводных дебитов


1	2	3	4	5	6	7	8	9
0,2	1,0	0,455	0,450	1,233	0,6	0,585	0,175	2,371
0,3		0,475	0,500	1,050		0,625	0,190	1,973
0,4		0,540	0,545	0,844		0,630	0,240	1,541
0,5		0,610	0,574	0,679		0,685	0,300	1,050
0,6		0,710	0,580	0,500		0,735	0,370	0,716
0,7		0,820	0,590	0,305		0,840	0,3755	0,426
0,20	0,9	0,470	0,390	1,358	0,5	0,690	0,095	3,263
0,3		0,500	0,425	1,176		0,700	0,125	2,400
0,4		0,550	0,460	0,978		0,715	0,175	1,685
0,5		0,620	0,510	0,745		0,730	0,240	1,125
0,6		0,715	0,525	0,542		0,750	0,310	0,806
0,7		0,825	0,535	0,327		0,845	0,315	0,492
0,20	0,8	0,510	0,320	1,531	0,4	0,785	0,025	8,600
0,3		0,525	0,350	1,357		0,800	0,040	5,600
0,4		0,575	0,380	1,118		0,805	0,100	1,950
0,5		0,640	0,440	0,818		0,810	0,165	1,151
0,6		0,720	0,480	0,583		0,815	0,245	0,755
0,7		0,830	0,490	0,346		0,850	0,260	0,576
0,2	0,7	0,550	0,240	1,875	0,3	0,825	0,005	35,00
0,3		0,570	0,275	1,563		0,830	0,010	17,00
0,4		0,600	0,315	1,269		0,900	0,015	6,666
0,5		0,680	0,375	0,583		0,910	0,075	1,200
0,6		0,725	0,425	0,647		0,915	0,175	0,485
0,7		0,835	0,430	0,383		0,920	0,200	0,400

q (ρ0,

) = q (8; 0,243) = 0,14

4 Определим безразмерную ординату вершины водяного конуса

ξ0 (ρ0,

) = ξ (8; 0,243) = 0,64 (7.6)

5 Определим высоту водяного конуса

y0 = (1- ξ0)·h (7.7)

где ξ0 – безразмерная ордината вершины водяного конуса;

h – мощность пласта, м

y0 = (1-0,64)·18,9=6,8 м

6 Определим дебит скважины

(7.8)

где k – горизонтальная составляющая проницаемости,

h – мощность пласта, м;

g – ускорение свободного падения, м/;

△ρ – разность плотностей воды и нефти, кг/;

µ - динамическая вязкость нефти, Па·с

△ρ = ρв –ρн = 992 – 742 = 250 кг/