Приведенные данные позволяют сделать вывод. Разработка пласта Цветного месторождения является эффективной и рекомендуется продолжение разработки пласта с применением технологии ППД.

3. 
   Расчет дебита скважины, радиуса контура питания.
   

Дебит вертикальной скважины определяется по формуле:

 (3)

или

 =      ,

где   – дебит вертикальной горизонтальной скважины, м³/с;

k – абсолютная проницаемость пласта, м²;

h – толщина пласта, м;

 – вязкость нефти,   ;

Р_пл, Р_з – пластовое и забойное давление, соответственно, Па;

r_c – радиус скважины, м;

r_к – радиус контура питания, м.

Расчет производительности горизонтальной скважины.

Имеются два способа определения прогнозных дебитов нефти горизонтальных скважин:

· по промысловым данным эксплуатации горизонтальных скважин в аналогичных условиях;

· по расчетным формулам.

В настоящее время предложено большое количество решений для определения производительности горизонтальных скважин. Наиболее простой способ в оценке дебитов ГС возможен по формуле Joshi:

 

 (4)

или

 ,

где   – дебит горизонтальной скважины, м

---

³/с;

k – абсолютная проницаемость пласта, м²;

h – толщина пласта, м;

Р_пл, Р_з – пластовое и забойное давление, соответственно, Па;

r_c – радиус скважины, м;

L – длина горизонтального участка ствола, м;

а – большая полуось эллипса (контура питания), м:

 , (5)

где r_к – радиус контура питания, м.

Пример.

Определить производительность горизонтальной скважины, сравнить с производительностью вертикальной скважины.

Известно:

длина горизонтального участка L = 100 м;

толщина пласта h = 10 м;

проницаемость пласта k = 5 мД;

вязкость нефти m = 0,85 сП;

пластовое давление Р_пл = 29,5 МПа;

забойное давление Р_з = 19 МПа;

радиус скважины r_с = 0,1 м;

радиус контура питания r_к = 500 м.

Решение.

1. Определяем коэффициент а:

 .

 

2. Вычисляем производительность ГС:







Для сравнения вычислим производительность вертикальной скважины:

3. 
   Расчет нагнетательной скважины.
   

При расчете процессов нагнетания определяют суммарный объем закачки, приемистость отдельных нагнетательных скважин и их число, давление нагне­тания, схему размещения нагнетательных скважин.

Сначала обычно устанав­ливают схему размещения скважин. Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в под­боре такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и рав­номерное вытеснение нефти водой.

Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора  максимальное приближение линии нагнетания или от­дельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности. В связи с этим в первые годы развития законтурного за­воднения стремились располагать нагнетательные скважины на некотором удале­нии за внешним контуром нефтеносности. Исследования процесса перемещения контура на электромоделях в однородных пластах давали основание размещать нагнетательные скважины на расстоянии от внешнего контура нефтеносности, равном не менее половины расстояния между соседними нагнетательными сква­жинами.

---

Однако со временем, когда выявилась значительная неоднородность реаль­ных продуктивных пластов, перешли к размещению нагнетательных скважин (при законтурном заводнении) непосредственно вблизи за внешним контуром нефтеносности. В настоящее время, как правило, для большинства случаев можно рекомендовать именно такое размещение. Лишь в некоторых случаях (например, при небольшой залежи в монолитном пласте с очень высокой прони­цаемостью), когда для обеспечения нужных темпов разработки достаточно не­скольких нагнетательных скважин, их целесообразно несколько удалить от кон­тура с целью более равномерного воздействия закачки на все участки залежи. Напротив, в случае широких водонефтяных зон, простирающихся на несколько километров, наряду с нагнетательными скважинами, расположенными по пери­метру внешнего контура нефтеносности, целесообразно провести еще ряд нагне­тательных скважин вдоль внутреннего контура нефтеносности и «отрезать» тем самым чисто нефтяную часть залежи от водонефтяной части.

Схему размещения дополнительных нагнетательных скважин из резервного фонда следует определять во всех случаях в соответствии с конкретными усло­виями, выявленными в процессе разработки.

При использовании избирательной системы заводнения нагнетательные скважины следует размещать преимущественно в высокопроницаемых зонах.

Суммарный объем закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания, а в большин­стве случаев также и от коллекторских и упругих свойств пластов (главным образом в законтурной области).

Для характеристики давления на линии нагнетания удобно пользоваться понятием «среднее давление на линии нагнетания». Под этим термином следует понимать то давление на линии нагнетания, если бы фактическая система нагне­тательных скважин была заменена расположенной на ее месте равнодебитной нагнетательной галереей.

При законтурном или приконтурном заводнении, если среднее давление на линии нагнетания  равно начальному пластовомуР_пл. то при установившемся процессе объем нагнетаемой воды становится равным объему жидкости, добы­ваемой при эксплуатации. Если 

---

>Р_пл, то объем нагнетаемой воды склады­вается из объема, компенсирующего объем отбираемой из залежи жидкости, и объема потерь нагнетаемой воды в законтурную область, вследствие проявления перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью.

Если  <Р_пл, то объем нагнетаемой воды будет меньше объема отбираемой при эксплуатации жидкости на объем воды, притекающей к залежи из закон­турной области.

Потери или уход (утечка) воды в законтурную область зависит от перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью, от строения пласта, его коллекторских и упругих свойств в законтурной области. Если в пла­сте на небольшом удалении от залежи имеются области питания, то утечку воды можно определить ко формулам для установившегося движения. Если же область питания отсутствует или находится на значительном удалении от залежи, то процесс движения жидкости в законтурную область будет неустановившимся и потери закачиваемой воды в законтурную область могут быть подсчитаны по формулам для неустановившегося (упругого) режима.

При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:

, (6)

где: Q_наг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м³/г);

b_в - объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления;

Q_н - объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти);

b_н - объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления;

---

Q_в - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;

b_в^' -объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды;

Q_ут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки);

k - коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов и по другим технологическим причинам.

Из уравнения (6) находят расход нагнетаемой воды Q_наг. Очевидно, число нагнетательных скважин n_наг, их средний дебит q_наг и расход нагнетаемой воды Q_наг связаны соотношением

, (7)

Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных скважин или по результатам расчета известен их дебит q_наг, то из (7) определяют необходимое число нагнетательных скважин n_наг. Если n_наг предопределено схемой размещения скважин, то из (7) определяют средний дебит нагнетательной скважины q_наг, который зависит от гидропроводности пласта в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от величины давления нагнетания воды.

Дебит нагнетательной скважины находят гидродинамическими расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии. Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования. Некоторое регулирование этих величин возможно воздействием на призабойную зону нагнетательных скважин для улучшения их поглотительной способности (кислотные обработки, гидроразрывы и др.).

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.

Коэффициент текущей компенсации

, (8)

- отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если m_т < 1, закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления. Если m_т > 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При m

---

Смотрите также файлы

• Линейная регрессия это модель машинного обучения, где предсказываемое значение является составляющей переменной.doc

• Вопрос 14. Основные группы микроорганизмов.docx

• Тланы жеке асиеттерін белгілеіз.docx

• Технология коллективного взаимодействия.docx

• Задача Вы бухгалтер, работающий в зао Надежда.doc