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»);

        – 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