8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Формула джоши для горизонтальной скважины


Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов

Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:

, (1.1)

где, Qг – дебит нефти горизонтальной скважины м3/сек; kh – горизонтальная проницаемость пласта м2; h – нефтенасыщенная толщина, м; P – депрессия на пласт, Па; μн – вязкость нефти Па·с; B0 – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м; rc – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования(рис. 1.1), м:

, (1.2)

где Rk – радиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:

, (1.3)

kv – вертикальная проницаемость пласта, м2. В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·kh, осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑ ,.

Рисунок 1.1 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения Rk. В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 1.2), представляющий собой среднюю величину между полуосями:

(1.4)

Рисунок 1.2 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:

, (1.5)

где J – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:

. (1.6)

Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение

(1.7)

Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:

. (1.8)

Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения Joshi S.D..

Задача 1.1. Для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Qг по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.

Таблица 1.1

Наименование параметра

Условное обозначение

Единицы измерения (СИ)

Значение

Нефтенасыщенная толщина

h

м

5,5

Проницаемость по горизонтали, м2

kh

м2

443·10-15

Проницаемость по вертикали, м2

kv

м2

55·10-15

Вязкость нефти

μн

Па·с

0,00112 

Пластовое давление

Рпл

Па

17,5·106

Забойное давление

Рзаб

Па

14,5·106

Радиус горизонтального участка скважины

rc

м

0,1

Радиус контура питания

Rk

м

300

Объемный коэффициент нефти

B0

д.ед

1,2

Решение. Задача решается следующим порядком:

1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 1.3 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 1.2):

Подставляя полученные результаты в выражение 1.1 получаем,

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).

2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.

Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 1.6:

.

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).

3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.

Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (1.7)

Определяем дебит ГС:

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).

4. Сопоставляем полученные результаты:

Автор методики

Полученное значение

Отклонение

Joshi S.D.

1481 м3/сут

Борисова Ю.П.

1667,9 м3/сут

Giger

607,9 м3/сут

5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:

L длина

горизонтального участка

Дебит ГС, м3/сут

(Joshi S.D.)

Дебит ГС, м3/сут

(Борисова Ю.П.)

Дебит ГС, м3/сут

(Giger)

50

1360,612

1647,162

1011,10254

100

1982,238

2287,564

1318,32873

150

2338,347

2628,166

1466,90284

200

2569,118

2839,562

1554,49788

250

2730,82

2983,551

1612,26295

300

2850,426

3087,939

1653,21864

350

2942,48

3167,09

1683,77018

400

3015,519

3229,168

1707,43528

450

3074,884

3279,159

1726,30646

500

3124,085

3320,28

1741,70642

550

3165,528

3354,7

1754,51226

600

3200,912

3383,933

1765,32852

650

3231,477

3409,07

1774,58546

700

3258,144

3430,915

1782,59759

750

3281,613

3450,074

1789,60019

800

3302,428

3467,016

1795,77275

850

3321,015

3482,103

1801,2546

900

3337,713

3495,624

1806,15552

950

3352,797

3507,811

1810,56322

1000

3366,489

3518,853

1814,54859

Рисунок 1.3 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка

Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам Joshi S.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения следует:

‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;

‑ для условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L1=150 м. Q1=2620 м3/сут до L2=400 м. Q2=3230 м3/сут;

‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.

studfile.net

Анализ эффективности применения горизонтальных скважин

Библиографическое описание:

Рахимов И. Ф., Шашунов Н. А., Халилов И. Р., Янукян А. П. Анализ эффективности применения горизонтальных скважин // Молодой ученый. — 2019. — №44. — С. 119-121. — URL https://moluch.ru/archive/282/63560/ (дата обращения: 22.02.2020).



На основе анализа расчета выявлено соотношение дебита горизонтальной и вертикальной скважин, а также оптимальная длина горизонтального участка скважины.

Ключевые слова: скважина, дебит, эффективность, оптимальная длина.

На текущий момент времени внимание большей части компаний заключается в разработке нефтяных месторождений с помощью горизонтальных скважин.

Это связано с тем, что эксплуатация вертикальных скважин экономически нецелесообразна в пластах с низкой проницаемостью коллектора. Особенной необходимостью применения ГС является наличие многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания, а также наличие высокой неоднородности пласта по толщине и простиранию и его разрозненность.

При таких условиях переход на горизонтальные скважины — это наиболее рациональный способ извлечения трудноизвлекаемых запасов, что позволит компаниям выйти на новый уровень.

Горизонтальная скважина — это скважина, пробуренная вдоль между кровлей и подошвой залежи под углом наклона 80–100° и имеющая протяженную зону вскрытия продуктивного пласта.

Их главным достоинством является не только значительное увеличение дебита скважины, но и повышение нефтеотдачи продуктивных пластов.

Казалось бы, вопрос эффективности закрыт и всем компаниям следует бурить только горизонтальные скважины, но стоит учесть то, что такое бурение является очень дорогостоящим. Поэтому этот вопрос является одним из важнейших.

Для оценки эффективности сделаем расчет, в котором применим геолого-физические характеристики пласта Западной Сибири.

Глубина скважины составляет 2254 м; Средняя общая толщина пласта 7,5 м; проницаемость коллектора 0,151 ; пластовое давление 22,6 МПа; плотность равна ; вязкость скважинной продукции 2,66 мПа·с; расстояние между скважинами составляет 530 м; радиус скважины 0,1м.

Скважина пробурена на всю толщу с открытым забоем. При установившемся притоке однородной жидкости в скважину дебит можно определить по формуле Дюпьи: Q =

Q = = 0,0015=

=129,6

Формула Джоши для горизонтальных скважин:

Q = , где a =

При L = 300 м, то a = = 287

Q = = 0,009 = =777

Также рассчитаем дебит, для более протяженного участка горизонтальной скважины:

При L = 400 м, то а = = 305

Q = ==

При L = 500 м, то а = = 329

Q = ==

Таблица 1

Результатырасчета

Длина горизонтального участка скважины, м

Дебит скважины,

Удельный дебит, м3/сут∙м

300

777

2,590

400

1002

2,505

500

1270

2,540

По результатам расчетов можно сделать выводы:

  1. Дебит горизонтальных скважин в 6 раз превышает дебит вертикальных. Тем самым ГС эффективнее, даже учитывая стоимость их эксплуатации, которая в 2 раза больше вертикальных скважин.
  2. С увеличением длины горизонтального ствола дебит растет не линейно, поэтому бурить слишком длинные горизонтальные участки не оправдано.

Литература:

  1. Будников В. Ф. Основы технологии горизонтальных скважин / Е. Ф. Проселков, Ю. М. Проселков. — 2008. — 424с.
  2. Сучков Б. М. Горизонтальные скважины — М.:Ижевск — 2006. — 423 с.
  3. Басаргин Ю. М. Строительство наклонных и горизонтальных скважин / А. И. Булатов, В. Ф. Будников, В. Г. Гераськин. — М.: Недра — 2012. — 262 с.
  4. Алиев З. С. Исследования горизонтальных скважин / В. В. Бондаренко. — М.:ФГУП — 2004. — 300с.

Основные термины (генерируются автоматически): скважина, дебит, проницаемость коллектора, горизонтальный участок скважины, оптимальная длина, горизонтальная скважина.

moluch.ru

Формула джоши для горизонтальной скважины


Методы расчёта дебита горизонтальной скважины

Для определения производительности горизонтальной скважины при установившемся режиме потока существует множество решений. Рассмотрим несколько методов расчёта для установившегося притока [28].

Расчёт дебита горизонтальной нефтяной скважины по методу Джоши в эллиптическом пласте.Преимущества скважин с горизонтальным стволом наилучшим образом можно обосновать путем простого анализа работы скважины. Поведение горизонтальной скважины анализируется, когда приток пластовой жидкости происходит по всей длине горизонтального ствола в продуктивном пласте, что отвечает открытому стволу, с хвостовиком, имеющим щелевидные отверстия, или перфорированной колонне с достаточно высокой плотностью, что позволяет не учитывать дополнительные фильтрационные сопротивления за счет перфорации, а также скин-эффект, обусловленный загрязнением призабойной зоны. Для выполнения более надежных сравнений необходимо рассматривать как переходный, так и псевдостационарный процессы фильтрации. Это особенно важно для низкопроницаемых коллекторов, в которых продолжительность переходного режима фильтрации очень высока. Однако для достаточно больших периодов работы скважин вполне приемлемо рассмотреть псевдостационарный процесс фильтрации.

Установившийся приток к горизонтальной скважине в зависимости от его длины, можно рассчитать по формуле Джоши:

, (1.38)

, (1.39)

где - коэффициент проницаемости по горизонтали, - коэффициент проницаемости по вертикали, - толщина продуктивного пласта, - перепад давления, - коэффициент динамической вязкости нефти, - объемный коэффициент нефти, - длина горизонтального ствола, - радиус скважины, - большая полуось эллипса дренирования, - радиус дренирования для горизонтальной скважины (условный радиус контура питания).

Решение для установившегося притока жидкости к горизонтальным скважинам с круговым контуром питания. В работах В.С. Евченко получена формула для расчёта дебита горизонтальной скважины [31]:

, (1.40)

где - толщина пласта, - перепад давления, - коэффициент динамической вязкости нефти, - коэффициент проницаемости, - длина горизонтального ствола, - дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные расположением скважины, длиной скважины, продуктивной толщиной и анизотропией пласта, и определяемые ориентировочно по формулам [31]:

, при , (1.41)

где -характеристика анизотропного пласта.

, при , (1.42)

где -условный радиус контура питания, определяемый из условия геометрии контура питания и площади дренирования .

Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 3494; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Похожие статьи:

poznayka.org

Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов

Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:

, (1.1)

где, Qг – дебит нефти горизонтальной скважины м3/сек; kh – горизонтальная проницаемость пласта м2; h – нефтенасыщенная толщина, м; ∆P – депрессия на пласт, Па; μн – вязкость нефти Па·с; B0 – объемный коэффициент нефти; L – длина

samaraburenie.ru

Методы расчёта дебита горизонтальной скважины

Для определения производительности горизонтальной скважины при установившемся режиме потока существует множество решений. Рассмотрим несколько методов расчёта для установившегося притока [28].

Расчёт дебита горизонтальной нефтяной скважины по методу Джоши в эллиптическом пласте.Преимущества скважин с горизонтальным стволом наилучшим образом можно обосновать путем простого анализа работы скважины. Поведение горизонтальной скважины анализируется, когда приток пластовой жидкости происходит по всей длине горизонтального ствола в продуктивном пласте, что отвечает открытому стволу, с хвостовиком, имеющим щелевидные отверстия, или перфорированной колонне с достаточно высокой плотностью, что позволяет не учитывать дополнительные фильтрационные сопротивления за счет перфорации, а также скин-эффект, обусловленный загрязнением призабойной зоны. Для выполнения более надежных сравнений необходимо рассматривать как переходный, так и псевдостационарный процессы фильтрации. Это особенно важно для низкопроницаемых коллекторов, в которых продолжительность переходного режима фильтрации очень высока. Однако для достаточно больших периодов работы скважин вполне приемлемо рассмотреть псевдостационарный процесс фильтрации.

Установившийся приток к горизонтальной скважине в зависимости от его длины, можно рассчитать по формуле Джоши:

, (1.38)

, (1.39)

где - коэффициент проницаемости по горизонтали, - коэффициент проницаемости по вертикали, - толщина продуктивного пласта, - перепад давления, - коэффициент динамической вязкости нефти, - объемный коэффициент нефти, - длина горизонтального ствола, - радиус скважины, - большая полуось эллипса дренирования, - радиус дренирования для горизонтальной скважины (условный радиус контура питания).

Решение для установившегося притока жидкости к горизонтальным скважинам с круговым контуром питания. В работах В.С. Евченко получена формула для расчёта дебита горизонтальной скважины [31]:

, (1.40)

где - толщина пласта, - перепад давления, - коэффициент динамической вязкости нефти, - коэффициент проницаемости, - длина горизонтального ствола, - дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные расположением скважины, длиной скважины, продуктивной толщиной и анизотропией пласта, и определяемые ориентировочно по формулам [31]:

, при , (1.41)

где -характеристика анизотропного пласта.

, при , (1.42)

где -условный радиус контура питания, определяемый из условия геометрии контура питания и площади дренирования .

 



Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 4226;


Похожие статьи:

poznayka.org

Дебит горизонтальной скважины Коэффициент продуктивности Построение индикаторной диаграммы

Дебит горизонтальной скважины. Коэффициент продуктивности. Построение индикаторной диаграммы. Перец Дмитрий 24. 11. 2016 Газпром нефть 1

Повторение Тест Газпром нефть 2

Формула Дюпюи Без учета скин-фактора С учетом скин-фактора Газпром нефть 3

Установившийся приток к скважине Приток к вертикальной скважине на установившемся режиме Пласт. условия Поверх. условия Газпром нефть 4

Задача по определению площади дренирования горизонтальной скважины Методика решения: Горизонтальную скважину можно представить как множество расположенных вдоль ее горизонтального участка вертикальных скважин. Эта концепция применима в том случае, когда эффективная толщина пласта значительно меньше размеров площади дренирования. Таким образом, площадь дренирования для горизонтальной скважины, в случае известной эффективной площади для вертикальной скважины, можно приблизительно вычислить. Наиболее распространенные схемы: 1) Площадь представляется как сумма площадей o прямоугольника со следующими сторонами: длина горизонтального участка скважины и двойной эффективный радиус дренирования для вертикальной скважины; o Двух половин круга, которые являются половинами эффективной площади дренирования вертикальной скважины. 2) Предполагается, что область дренирования горизонтальной скважины представляет собой эллипс, полуоси которой: o o Малая – эффективный радиус дренирования для вертикальной скважины; Большая – сумма полудлины горизонтального участка скважины и эффективного радиуса дренирования для вертикальной скважины. Общий вид формул: rev rev 1) L 2) - эффективный радиус дренирования для вертикальной скважины rev L/2+rev - эффективный радиус дренирования для горизонтальной скважины Газпром нефть 5

Определение продуктивности горизонтальной скважины на стационарном режиме. Методика решения: Для расчета дебита горизонтальной скважины при стационарном режиме фильтрации существует множество авторских формул. Среди них: 1) формула Борисова 2) формула Гигера 3) формула Джоши Газпром нефть 6

Индикаторная кривая Газпром нефть 7

Индикаторная кривая Соотношение забойного давления с дебитом (индикаторная кривая / IPR), основанное на законе Дарси, является прямой линией (для нефтяной скважины). Pr 1 Наклон = коэфф. продуктивности (PI) 1 qmax (IPR – Inflow Performance Relationship) IPR определена на отрезке между средним пластовым давлением (Pr) и атмосферным давлением (Pатм). Производительность, соответствующая атмосферному давлению на забое – это максимально возможный теоретический дебит скважины (qmax). Дебит при забойном давлении, равном среднему пластовому давлению, равен нулю. Газпром нефть 8

Многофазный поток Когда давление падает ниже давления насыщения, из нефти выделяется газ. Давление, при котором выделяется первый пузырек газа, называется давлением насыщения (Pb). P > Pb P = Pb P

Многофазный поток(Pwf

Многофазный поток: метод Вогеля Уравнение Вогеля: Для сравнения, индикаторная кривая по формуле Дюпюи задается следующим уравнением: Газпром нефть 11

Многофазный поток: метод Вогеля Процедура: 1) Значения p¯, pwf и qo по исследованиям 2) Рассчитать (qo)max 3) Спрогнозировать добычу нефти при различных депрессиях и различных pwf (дебит будет максимальным, если нам удастся достичь Pwf = Ратм, i. e. нулевое забойное давление) Газпром нефть 12

Расчет qmax по Вогелю Газпром нефть 13

Расчет qmax по Вогелю Математическое отношение qmax Вогеля и абсолютного потенциального дебита Дарси (AOF) Газпром нефть 14

Многофазный поток (Pwf

Предположения Вогеля 1. При Pwf

Построение индикаторной кривой Вогеля . и окончательно строим индикаторную кривую по Газпром нефть 17

Построение индикаторной кривой Вогеля Газпром нефть 18

Построение индикаторной кривой Вогеля Газпром нефть 19

Коэффициент продуктивности Газпром нефть 20

Коэффициент продуктивности (КПРОД, PI, J) – абсолютное значение наклона индикаторной кривой (IPR). Используя коэффициент продуктивности можно рассчитать дебит. (J – Productivity Index) Газпром нефть 21

После этой лекции я должен знать 1. Варианты определения площади дренирования горизонтальной скважины 2. Что такое индикаторная кривая 3. Когда необходимо учитывать поправку Вогеля 4. Что такое коэффициент продуктивности Газпром нефть 22

present5.com

К определению дебита горизонтальной скважины на установившемся режиме в элементе заводнения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

А.В. Насыбуллин, В.Ф. Войкин К определению дебита горизонтальной скважины на установившемся режиме в элементе заводнения

_____________________

УДК 622.276.1/.4:622.243.24

А.В. Насыбуллин, В.Ф. Войкин

Институт «ТатНИПИнефтъ» ПАО «Татнефть», г. Бугульма e-mail: [email protected], [email protected]

К определению дебита горизонтальной скважины на установившемся режиме в элементе заводнения

В данной статье приведено аналитическое решение задачи расчета дебитов многозабойных горизонтальных скважин при площадной и рядной системах заводнения. Формулы, полученные авторами статьи, могут быть использованы для выбора оптимальной системы расположения скважин как при модернизации схемы площадного заводнения на поздних стадиях разработки, так и при планировании системы разработки на новых месторождениях. Формулы предназначены для определения дебитов и оптимального размещения горизонтальных скважин при площадной закачке вытесняющего агента вертикальными скважинами для линейной и пятиточечной систем разработки. В частности, формулы можно использовать для выбора оптимальной длины дренирующей части горизонтальной скважины в продуктивной части пласта и количества стволов для многозабойной горизонтальной скважины при замене добывающей вертикальной скважины на горизонтальную в пятиточечной системе площадной закачки.

Ключевые слова: установившийся приток жидкости, горизонтальная скважина, длина горизонтального ствола, контур питания, неоднородность, площадное заводнение, выбор систем разработки.

Бурное развитие технологий добычи нефти, в частности путем горизонтального бурения, обусловило необходимость их учета при проектировании разработки. Появилась необходимость создания систем разработки, включающих вертикальные и горизонтальные скважины, а следовательно, методик расчета производительности этих систем аналитически или численно. Ввиду широкого распространения гидродинамических моделей численный расчет не представляет трудностей. Вместе с тем сохраняется необходимость в аналитической оценке дебита горизонтальных скважин для оперативности принятия решений, сужения количества вариантов для гидродинамического моделирования. При этом необходимо оценивать не только дебит единичной скважины, а рассматривать элемент заводнения, вписанный в определенную систему.

Расчет дебита горизонтальной скважины на установившемся режиме освещен в трудах таких ученых, как Ю.П. Борисов, S. Joshi (1989), F. Giger, G. Renard and J. Dupuy, M. Economides, П.Я. Полубаринова-Кочина, В.П. Меркулов и др. В институте «ТатНИПИнефть» данным вопросом занимались В.А. Иктисанов, А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев.

Точные аналитические решения задач о притоке жидкости к горизонтальным и многозабойным скважинам в той или иной постановке приводят к довольно сложным, громоздким и иногда не удобным расчетам. Задача еще более усложняется при различных системах заводнения.

Уравнение притока к горизонтальной скважине, расположенной в центре однородного изотропного пласта с круговым контуром питания, приведено в работе (Борисов и др., 1964):

0=

2 жкк

In

4Я*

L

АР

+11П

h

2кг с

(1)

Здесь и в следующих формулах k - проницаемость; h

- эффективная толщина пласта; р - вязкость флюида; AP

- перепад между давлением на контуре и забойным; L -длина горизонтального ствола скважины; RK - радиус круга питания; rc - радиус скважины.

Также в работе (Борисов и др., 1964) при таких же условиях, что и в предыдущей формуле на случай n горизонтальных стволов, выходящих из одной точки в центре пласта при равенстве углов между ними, получена формула:

2 жкк________АР____

V Л h л h

In----+---In-----

L NL 2k rc

(2)

X - константа, которая принимает различные значения для различного количества стволов скважин.

В работе (Joshi, 1988) рассматривается стационарный приток к ГС с эллиптического контура с большой полуосью а:

Q =

2ккк

Р (a + ^ja2 -(L/aJ In —

, (3)

V

(L/ a)

J

Am

L { 2 r

где P — лJkh / kv - коэффициент анизотропии проницаемости; kv - вертикальная проницаемость.

В работе (Renard & Dupuy, 1991) показана формула для дебита горизонтальной скважины в эллиптическом и прямоугольном контурах питания:

_ 2 ккк АР

ц

cos

ЧМ+

L l 2 г

• _ 4+p)

г —

2|3

(4)

где X = 2a IL для эллиптического контура питания и

X = ch(xa / 2b)/ sin(^Z / 2b) для прямоугольного контура питания с большой а и малой b сторонами.

В ТатНИПИнефти получена формула в виде композиции линейного и радиального притоков к горизонтальной скважине (Насыбуллин и др., 2014):

4(63) 2015, Т.2 ГЕРРЕЕУРСЫ ВШ

A.V. Nasybullin, V.F. Voykin Definition of Production Rate in a Horizontal Well at Steady Mode in the Object of Flooding

gr^

Q =

2nkh . -----AP*

V-

галереи скважин одного типа, расположенных на (5) расстоянии а друг от друга, может быть исполь-

зовано выражение:

1 . -L LR-l

f r- > 2V2R\ L ж ^L4 +64 R4

[rc^L4+64R4 -L2 lrc y 2V2 V

Известная формула М. Маскета (Muskat, 1946) для дебита пятиточечной системы площадного заводнения при квадратной сетке скважин имеет вид:

0=

nkh АР ** In--0,6188

(6)

Здесь с = л/2 а - расстояние между эксплуатационной и нагнетательной скважинами.

М. Маскетом также выведена формула дебита при прямолинейном заводнении, которая сводится к следующему виду при квадратном размещении скважин:

Q=

жкк АР

V-

жгп

ж- 2In 2sinh---

а

(7)

В работе (Фазлыев, 1979) Р.Т. Фазлыев исследовал фильтрацию однородной несжимаемой жидкости в изотропном пласте, вскрытом системой скважин площадного заводнения. На основе методов теории функции комплексного переменного, в частности, свойств эллиптических функций Якоби и Вейерштрасса, получено решение гидродинамической задачи по определению характеристик фильтрационного потока в прямоугольном элементе площадного заводнения, вскрытом произвольным конечным числом эксплуатационных и нагнетательных скважин. Р.Т. Фазлыев получил точно такие же формулы, как у М. Маскета для пятиточечной, линейной, девятиточечной и т. д., доказав тем самым целесообразность данного метода для исследования бесконечного пласта при площадном заводнении.

В статье (Хасанов и др., 2015) представлена формула для расчета дебита горизонтальной скважины в рядной системе площадного заводнения:

Q

2жкк

М

АР

В

In

4 А

\

\yiCAL416

^h , h

+—In-------—

L 0

2лг sin—-

w h

где

h = h^jkhlkv, rw - 0,5(l+7**/К )>

(8)

h - расстоя-

ние от скважины до кровли пласта. Для вывода данной формулы авторы воспользовались свойством линейности уравнения пьезопроводности (для системы скважин суммарное возмущение давления определяется как сумма возмущений давлений, создаваемых отдельными скважинами), а также работой (Кристеа, 1962), где было показано, что для расчета дебита бесконечной

Р(х,у)-

Вцц

khh

In

. 2лу 2жх

сп—-— cos--

а

а

(9)

у Метод моделирования

В работе (Борисов и др., 1964) было предложено моделировать горизонтальные скважины как вертикальные, расположенные вдоль пути горизонтальной скважины, вскрывшие пласт на полную толщину и с расстоянием между ними, равным толщине пласта. Таким образом, вместо одной горизонтальной скважины получали [L/h] вертикальных скважин, сумма дебитов которых и равнялась дебиту горизонтальной скважины.

Пользуясь разложением комплексного потенциала течения жидкости при площадном заводнении на тэта-функции, в работе Р.Т. Фазлыева представлена следующая формула для расчета фильтрации жидкости:

Pj=~

] к

Ъ-ы

ж(гг. -z„)

+

+ jj^In

2 а

~c’yj

(10)

Решая систему N уравнений совместно с соотношением:

Zs« = 0 (11)

п=0

определяем все значения Qn и значение D .

В работе (Фокеева, 2006) показано, что для условий высоковязкой нефти (на примере ПАО «Татнефть») потери на трение по длине ствола составляют менее сотых долей Мпа. Так, для высокой вязкости нефти (500 мПа-с) и большого дебита (40 м3/сут) потери на трение по длине ствола 300 м диаметром 0,146 м будут составлять по формуле Дарси-Вейсбаха всего 0,0062 Мпа. Данная величина является достаточно малой и не должна оказывать существенного влияния на распределение забойного давления по стволу скважины. Исходя из вышесказанного, мы можем давление в узлах P принять за постоянное давление в стволе горизонтальной скважины P :

г СКВ

P=P . (12)

1 СКВ 4 '

Приток к горизонтальной скважине на установившемся режиме

Рассмотрим приток к горизонтальной скважине в квадратной системе площадного заводнения. Горизонтальная скважина расположена в центре квадратной площади, где по углам расположены нагнетательные скважины (Рис. 1).

1. Представим горизонтальную скважину как вертикальные скважины с расстоянием между ними, равным толщине пласта. Подставив соответствующие значения в формулу (10), получим следующую систему формул для каждой скважины:

iGEDRESURSY 41631 2015, Voi.2

А.В. Насыбуллин, В.Ф. Войкин К определению дебита горизонтальной скважины на установившемся режиме в элементе заводнения

gr^

ц 2а 2

In

к

chn + cos

h(n -1)-

1п2

+ 2tiD

(13)

2ттР. ш * п \

------ = ОЛп—+ V'—■jin

(i ^ 2а U 2 \

1-COS

nh(j-n)

- 1п2 >+gc

где j = 1, N; P0 - давление в нагнетательной скважине; P. -давление в мнимых добывающих скважинах. Знак штрих означает пропуск скважины с индексом j.

Рис. 1. Горизонтальная скважина в пятиточечной системе.

С учетом (11) и (12) сложив систему (14) и вычитая от него (13), а также применив ряд допущений, получим следующую формулу для выражения дебита горизонтальной скважины в квадратной пятиточечной системе:

Q

2 nkh

АР

" *^10^ + 1,72 + Л

L а

(15)

COS

2nh( - п)

п=2

2. Для многоствольной скважины с 4-мя горизонтальными скважинами получим следующую формулу (Рис. 2):

Рис. 2. Многозабойная горизонтальная скважина в пятиточечной системе.

Q=

2 nkh

AP

г h-2 L taEL-£* + 1,27+A

2 L a 2 a

(16)

/

7 N

A = -*- In П 4 L П=2

ch

2 П (L - h (n-1))

\

/

it ln2

+

Qo

In

n h(j -l)-

chn + cos-

+ 2jtD , (14)

3. При линейной системе заводнении, когда на одну горизонтальную систему дренирует 2 нагнетательные скважины (Рис. 3), формула примет следующий вид:

Рис. 3. Горизонтальная скважина в линейной системе.

Q=

2 nkh

AP

г h—L In — -1,22+ A

L

(17)

A = — In П 2 L ПЛ

N

2 n (l-h(n -1))

— me---^

chn-cos

a

a)

1- cos

2"(L

Пример. Требуется сравнить различные формулы дебита скважин, формула Дюпюи - для одиночной скважины, формула (1) - для одиночной горизонтальной скважины, формула М. Маскета - для пятиточечной системы площадного заводнения и формула (15). Для расчетов используем следующие данные: высота пласта - 10 м, давление добывающей скважины - 9 МПа, давление для нагнетательной скважины в формулах площадного заводенения и давление в круговом контуре питания для формул (1) и Дюпюи равняется 20 МПа, вязкость - 5 МПас, проницаемость - 400 МКм2, радиус добывающих и нагнетательных скважин - 0,05 м, стороны квадрата площадного заводнения - 300 м, длина горизонтальной скважины - 150 м. В случаях не площадного заводнения в качестве контура питания берем a/2. Подставив соответствующие значения в формулы, находим, что формула Дюпюи дает следующий результат - 59 м3/сут; для формулы Маскета - 28,3 м3/сут; для формулы (1) - 298,4 м3/сут; для формулы (15) -146,5 м3/сут. По результатам видно, что сохраняется трехкратное преимущество горизонтальной скважины над одиночной скважиной как при круговом контуре питания, так и при площадном заводнении. Это свидетельствует о практической ценности выведенных формул.

h(n-1)) | a I

НАУЧНО-ТЕХНЖЕСКИЙ ЖУРНАЛ

4(63) 2015, Т.2 ГЕРРЕСУРСЫ

a

а

37

A.V. Nasybullin, V.F. Voykin Definition of Production Rate in a Horizontal Well at Steady Mode in the Object of Flooding

gr^

Литература

Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. 1988. Vol. 40, June. Pp. 729-739.

Muskat M. The flow of homogeneous fluids through porous media. INC. ANN ARBOR, Michigan. 1946. Vol. 2. Pp. 628.

Renard G., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. 1991. Vol. 7. Pp. 768-869.

Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М: Недра. 1964. 154 с.

Кристеа Н. Подземная гидравлика. Т. 2. М: Гостоптехиздат. 1962. 492 с.

Насыбуллин А.В., Лифантьев А.В., Васильев В.В., Астахова

А.Н. Управление моделью установившегося притока жидкости к горизонтальной скважине и трещине бесконечной проводимости. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 6. С. 27-32.

Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М: Недра. 1979. 255 с.

Фокеева Л.Х. Изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам. Автореф. дис. канд. техн. наук. АГНИ. Альметьевск. 2006. 25 с.

Хасанов М.М., Мельчаева О.Ю., Рощектаев А.П., Ушмаев О.С. Стационарный дебит горизонтальных скважин в рядных системах разработки. Нефтяное хозяйство. 2015. № 1. С. 48-51.

Сведения об авторах

Арслан Валерьевич Насыбуллин - начальник отдела развития информационных технологий и моделирования пластовых систем Института «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Тел: 8(85594) 78-641, e-mail: [email protected]

Вадим Фагимович Войкин - инженер лаборатории проектирования и сопровождения АБД отдела развития информационных технологий и моделирования пластовых систем Института «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Тел: 8(85594) 78-558, e-mail: [email protected]

423230 Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32

Definition of Production Rate in a Horizontal Well at Steady Mode in the Object of Flooding

A.V. Nasybullin, V.F. Voykin

Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft) PJSC Tatneft, Bugulma, Russia e-mail: [email protected], [email protected]

Abstract. This article gives an analytical solution for calculating production rates in multilateral horizontal wells in row and areal flooding system. Formulas obtained by the authors can be used to select optimal location of wells in the modernization of areal flooding in the later stages of development and in the planning of development of new fields.

The formulas are designed to determine production rates and optimal location of horizontal wells during areal injection of displacement agent by vertical wells for linear and five-point systems of the development. In particular, the formulas can be used to select optimal length of drained part of horizontal well in the productive reservoir and the number of boreholes for multi-lateral horizontal wells at replacing production vertical well to horizontal well in the five-point system of areal injection.

Keywords: steady inflow of fluid, horizontal well, length of horizontal boreholes, external boundary, heterogeneity, areal flooding, selection of development systems.

References

Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. 1988. Vol. 40, June. Pp. 729-739.

Muskat M. The flow of homogeneous fluids through porous media. INC. ANN ARBOR, Michigan. 1946. Vol. 2. Pp. 628.

Renard G., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. 1991. Vol. 7. Pp. 768-869.

Borisov Yu.P., Pilatovskiy V.P., Tabakov V.P. Razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy gorizontal’nymi i mnogozaboynymi skvazhinami [Development of oil and gas fields using horizontal and multilateral wells]. Moscow: Nedra Publ. 1964. 154 p. (In Russian)

Kristea N. Podzemnaya gidravlika [Underground hydraulics]. T. 2. Moscow: Gostoptekhizdat Publ. 1962. 492 p.

Nasybullin A.V., Lifant’ev A.V., Vasil’ev V.V., Astakhova A.N. Controlling over the model of stable inflow towards a horizontal well and a fracture of endless conductivity. Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz’ v neftyanoy promyshlennosti [Automation, telemechanization and connection in the oil industry]. 2014. № 6. Pp. 27-32. (In Russian)

Fazlyev R.T. Ploschadnoe zavodnenie neftyanykh mestorozhdeniy [Waterflooding of oilfields]. Moscow: Nedra Publ. 1979. 255 p. (In Russian)

Fokeeva L.Kh. Izuchenie osobennostey pritoka zhidkosti k mnogostvol’nym gorizontal’nym skvazhinam. Avtoref. Diss. kand. tech. nauk [Inflow to the multilateral horizontal wells research: Abstract Cand. tech. sci. diss.]. AGNI. Almetyevsk. 2006. 25 p. (In Russian)

Khasanov M.M., Mel’chaeva O.Yu., Roschektaev A.P., Ushmaev O.S. Steady-state flow rate of horizontal wells in a line drive pattern. Neftyanoe khozyaystvo [Oil Industry]. 2015. № 1. Pp. 48-51. (In Russian)

Information about authors

Arslan V. Nasybullin - Dr. Sci. (Engin.), Head of the Department of Information Technologies and Reservoir Modeling Systems, Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft) PJSC «Tatneft»

Phone: +7(85594) 78-641, e-mail: [email protected]

Vadim F. Voykin - Engineer of the of the Department of Information Technologies and Reservoir Modeling Systems, Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft) PJSC «Tatneft»

Phone: +7(85594) 78-558, e-mail: [email protected]

423236, Russia, Tatarstan Republic, Bugulma, M. Djalil str., 32

SCIENTIFIC AND TECWICAL JOURNAL

GEORESURSY

41631 2015, Voi.2

cyberleninka.ru

Горизонтальные скважины с углом больше 90 градусов

Давайте посмотрим на ситуацию U-образной скважиной с другой стороны.

Благоприятным условиям появления гидрозатворов в такой скважине является повышенная обводненность (более 20%). Во время постоянной эксплуатации вся вода может выноситься из скважины вместе с нефтью и никаких гидрозатворов образовываться не будет.

Если скважина будет на некоторое время остановлена (по разным причинам), то вода из скважиной продукции начнет скапливаться в самой нижней части траектории скважины.

После повторного запуска скважины в работу скопившаяся внизу вода может быть как вынесена вместе с нефтью, так и остаться на своем прежнем месте.

Это зависит от разных параметров и не может быть в полной мере описано формулами справедливыми для движения жидкости в трубах.

Чтобы не быть голословным, я хотел в этом месте вставить соответствующие картинки с формулами из лекций, которые читаются в БашГУ, но у меня это технически не получилось сделать. Не знаю почему. Так что прошу поверить мне на слово.

Так вот, чтобы понять,  влияют ли гидрозатворы на удельный дебит носка скважины или нет, нужно провести соответствующие ПГИ в горизонтальной скважине в тот момент, когда там нет гидрозатвора и в тот момент, когда гидрозатвор имеется. Также желательно мониторить этот процесс с тем, чтобы понять, при каких условиях этот гидрозатвор исчезнет.

Поправьте меня, если я ошибаюсь.

Именно на основании описанных выше исследований был сделан вывод о влиянии гидрозатворов на удельный дебит носка горизонтальной U-образной скважины. В некоторых случаях влияния никакого нет. В некоторых случаях наблюдается большое влияние даже при депрессии в 130 атм.

Лично я не знаю, как на практике без ПГИ по другому проверить тезис о влиянии или невлиянии гидрозатворов на дебит.

Возможно у Вас, РОТОР, Analitik есть какая-то другая информация о влиянии гидрозатворов (конечно, помимо формул из «Трубной гидромеханики»).

Прошу поделиться.

www.petroleumengineers.ru

Газовые горизонталки | Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)

Коллеги, суммирую свой опыт по интерпретации ГДИС газовых горизонтальных скважин (валанжин, 10 мД, длина ГС 500-600 м).

1. Время стабилизации заб.давления на режимах  (главное условие исследования на стац.режимах) для горизонтальной скважины, учитывая значительную область дренирования пласта скважиной, составляет как минимум 4 суток. На практике столько времени жечь газ при исследовании никто не даст, поэтому время работы скважины на режимах ограничивают (максимум 24 часа). В результате получаемая ИД характерезует некий промежуточный (недостабилизированный) режим работы скважины, и часто невозможно построить нормальную ИД (так как большой разброс точек в координатах dP^2/Q от Q). Коэффициенты а и б, полученные при недостабилизированных режимах, будут всегда завышены. 

2. Опять же по причине проблемы утилизации газа при исследовании скважину исследуют при небольших штуцерах (депрессиях), в то время как планируемый дебит для добычи значительно выше, чем дебиты при исследованиях. Затем ИД, полученную при исследовании, пытаются "продлить" до потенциального дебита, используя значение целевой депрессии. Т.е. планируем запускать скважину на 1,5 млн.м3/сут, а при исследовании используем штуцера, дающие дебит 400, 500, 600 и 800 тыс.м3\сут. Учитывая этот факт, проблему, описанную в п.1, и нелинейный характер притока газа, полагаю, что по результатам ГДИС газовых скважин определить истинную потенциальную продуктивность невозможно.

3. Часто (почти всегда) вследствие стоимостных ограничений, время на снятие КВД ограничивают (в нашем случае 3 суток). А надо как минимум 10 суток, чтобы увидеть поздний радиальный приток (по нему определяют Kxy*hверт). За трое суток закрытия скважины видим только ранний радиальный приток (дает S и комплексный параметр ((Kxy*Kz)^0.5)*L, где L-эффективная длина ГС)  и режим линейного течения (дает Kxy*L^2). Т.е. имеем два уравнения 

(Kxy*Kz)^0.5)*L   и Kxy*L^2 и три неизвестных, что допускает множество комбинаций решений L, Kxy, Kz.  Численное моделирование всего исследования (с учетом все режимов и КВД) тоже нничего не дает - сматчить исследование можно одинаково хорошо при различных комбинациях  L, Kxy, Kz  Т.е. достоверно определить Кху, L и Kz без данных позднего радиального притока невозможно.

 4. Работа горизонтальной части ГС. Многие утверждают, что потери давления в горизонтальной части ГС незначительны. Но это верно когда вся гор.часть ГС раотает одинаково. Что там на самом деле происходит (какая часть работает, есть ли жидкстные пробки), никому не известно.  

www.petroleumengineers.ru

2. Учет несовершенства скважин при расчете их дебита по формулам совершенных скважин

Поступление жидкости из пласта в ствол несовершенной скважины более затруднено, чем в совершенную скважину, так как фильтрующая поверхность несовершенной скважины меньше фильтрующей поверхности соответствующей совершенной скважины. Поэтому дебит несовершенной скважины QНС будет меньше дебита совершенной скважины QCC, т.е. QНС < QCC. Производительность несовершенной скважины удобно изучать, сравнивая ее дебит QНС с дебитом совершенной скважины QCC, действующей в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. Принято оценивать несовершенную скважину коэффициентом совершенства скважины :

; обычно  < 1 . (5.8)

Расчет дебита несовершенной скважины можно определять по основной формуле Дюпюи с учетом дополнительного фильтрационного сопротивления, обусловленного несовершенством скважины; это учитывается в формуле коэффициентом дополнительного фильтрационного сопротивления – «С», т.е.

, (5.9)

где - коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия (С1) и по характеру вскрытия (С2).

Сравнивая дебиты QCC по формуле Дюпюи (3.27) с QHC по формуле (5.9), получим из (5.8) выражение коэффициента совершенства скважины  в виде:

. (5.10)

При расчете дебитов несовершенных скважин обычно пользуются величиной приведенного радиуса скважины rC – это радиус такой воображаемой совершенной скважины, которая, действуя в условиях несовершенной скважины, дает тот же дебит, что и данная несовершенная скважина.

Тогда по формуле Дюпюи (3.9) находим

, (5.11)

где - приведенный радиус скважины, определяемый по формуле

. (5.12)

Выражение (5.12) получается путем преобразования:

; т.е. .

Дебит несовершенной скважины QHC можно также определить непосредственно из формулы (5.8) через коэффициент совершенства скважины 

,

где значения коэффициента  определяются по графикам , которые встречаются в литературе.

Значения коэффициентов дополнительных фильтрационных сопротивлений С1 и С2 , необходимых для расчета дебита несовершенной скважины QHC по формулам (5.9) или (5.11), определяются по экспериментальным графикам В.И.Щурова, полученных им путем электрического моделирования для различных видов несовершенства скважины. На рис.32 представлены графики зависимостей коэффициентов С1 и С2 от параметров:

где ;;;.

dC– диаметр скважины; - глубина проникновения пуль в породу; d0 – диаметр пулевых отверстий; n – число перфорационных отверстий на 1 п.м. вскрытой толщины пласта.

Рис. 4.34. Графики В.И.Щурова для определения коэффициента С1:

: 1 – 1; 2 – 5; 3 – 10; 4 – 20; 5 – 40; 6 – 80; 7 – 160; 8 – 300

Рис.4.35. Графики В.И.Щурова для определения коэффициента С2

при l = 0,5:

: 1 – 0,02; 2 – 0,04; 3 – 0,06; 4 – 0,08; 5 – 0,1; 6 – 0,12; 7 – 0,14; 8 – 0,16; 9 – 0,18; 10 – 0,2

Известны аналитические выражения для определения коэффициента дополнительного фильтрационного сопротивления С1.

На основании решения Маскета (5.2) И.Чарным получено выражение:

. (5.13)

Формула А.Пирвердяна :

. (5.14)

Значение коэффициента С1 можно определить через коэффициент совершенства скважины , вытекающей непосредственно из выражения (5.10), принимая :

, (5.15)

где значения коэффициента совершенства скважины  определяется по графикам , которые приводятся для фиксированного отношения.

studfile.net


Смотрите также