метод. пособие по выполнению вкр
.pdf
-исследования скважин.
Учет работы и отказов скважинного оборудования ведется раздельно по всем скважинам, независимо от способа эксплуатации или вида эксплуатационного оборудования.
Отказы учитываются в том месяце, когда они произошли, вне зависимости от того рассмотрена ли до конца причина отказа.
Наработка на отказ рассчитывается отдельно по способам эксплуатации
(ЭЦН, ШГН, др.). Расчет наработки на отказ ведется раздельно для скважин,
эксплуатируемых отечественным и импортным оборудованием за месяц и скользящий год.
3.5. Основные формулы расчета
технологических режимов и потенциала скважин
3.5.1. Анализ фактического режима
Вычисление забойного давления механизированной скважины Вычисление забойного давления
механизированной скважины производится для определения текущего режима работы скважины, для последующего определения коэффициента продуктивности скважин и расчета потенциала.
|
Hд |
Рзатр |
|
|
P |
|
1 |
Рзаб |
Hсп |
|
|
|
Р2 |
|
Hвд |
Рис. 1. Определение
|
|
|
|
забойного |
давления |
Расчет |
производится |
с учетом наличия |
газа в |
механизированной скважины |
|
затрубном пространстве и ниже приема насоса; с |
|
|
|||
учетом |
изменения |
плотности нефти |
при |
|
|
изменении давления (рис. 1).
Значение Pзабмех. для механизированных скважин является функцией следующих параметров:
Pзабмех. Pзабмех. Hвд , Hсп , Hд ,Udl, Dэ / к , Dнкт ,Qж ,W , Pзатр , н , в , Pнас , ГФ, Bo ,Tпл , Es , (45)
31
где Pмех. |
– забойное давление механизированной скважины, атм; |
H |
вд |
- |
||||
заб |
|
|
|
|
|
|
|
|
глубина верхних отверстий перфорации, м; Hсп |
– |
глубина спуска |
насоса, |
|||||
м; Hд – динамический уровень столба жидкости, м; Udl |
– удлинение |
ствола |
||||||
скважины, вызванное его наклоном, м; Dэ / к |
– |
внутренний |
|
диаметр |
||||
эксплуатационной колонны, мм; Dнкт |
– |
наружный диаметр НКТ, |
мм; Qж – |
|||||
дебит |
жидкости, м3/сут; W – обводненность объемная, |
%; |
P |
– |
затрубное |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
затр |
|
|
давление, атм; |
Pнас |
– давление насыщения, атм; ГФ |
– |
газовый фактор, |
|||||||||
м3/т; |
н |
– плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3; в |
|
– |
|||||||||
плотность воды в поверхностных условиях, г/см3; B – объемный коэффициент |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
o |
|
|
|
|
нефти, м3/м3; T |
– пластовая температура, ºC, E |
– коэффициент сепарации. |
|||||||||||
|
|
пл |
|
|
|
|
|
s |
|
|
|
|
|
|
Вычисление дебита нефти по известному дебиту жидкости |
|
|
||||||||||
|
Массовый дебит нефти Qн вычисляется по известному объемному дебиту |
||||||||||||
жидкости Qж , обводненности W и плотности нефти н следующим образом: |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
W |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qн Qж 1 |
|
|
|
н |
, |
|
|
|
(46) |
|
|
|
|
100 |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где |
Q |
– дебит нефти, т/сут; Q |
– дебит жидкости, м3/сут; W – |
||||||||||
|
н |
|
|
ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
обводненность объемная, %.
Вычисление коэффициента продуктивности скважины
Коэффициент продуктивности Кпр вычисляется с учетом поправки Вогеля и обводнености:
|
|
|
|
|
|
|
|
Qж |
|
|
, |
Рзаб |
Рнас |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Рпл |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Рзаб |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Qж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кпр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, Рзаб Рнас |
(47) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|||||
|
|
|
|
|
Р |
|
|
|
|
Р |
|
|
|
Р |
|
|
||||
|
|
Рпл |
Рнас |
|
нас |
1 |
0.2 |
|
|
заб |
|
0.8 |
заб |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
1.8 |
|
|
|
|
Рнас |
|
|
Рнас |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где К |
пр |
– текущий коэффициент продуктивности, м3/сут/атм; Q |
– дебит |
||
|
|
|
ж |
|
|
жидкости, м3/сут; Р |
– текущее забойное давление, атм; Р |
– |
пластовое |
||
|
|
заб |
пл |
|
|
|
|
|
32 |
|
|
давление, атм; Рнас |
– давление |
насыщения, |
атм; W – |
обводненность |
||||||||||
объемная, %. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вычисление текущего значения KH |
|
||||||||||||
Текущее значение KH вычисляется следующим образом: |
|
|||||||||||||
|
KH 18.4 К |
|
B |
|
|
re |
|
3 |
S |
|
, |
(48) |
||
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|||||||
|
пр |
|
|
|||||||||||
|
|
н |
|
|
4 |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
rw |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
где KH – текущий KH , мД·м; |
Кпр |
– |
коэффициент |
продуктивности |
||
скважины, м3/сут/атм; B |
– объемный коэффициент нефти, м3/м3; |
– |
||||
н |
|
|
|
|
|
|
вязкость жидкости, сПз.; re |
– |
радиус |
|
контура питания, м. Значение |
||
выбирается на основе сетки скважин и расстояния между скважинами; rw |
– |
|||||
радиус скважины, м; S – |
скин-фактор. |
Используется |
значение |
после |
||
проведенного ГРП, либо подтверждённое исследованиями (например,
программой WellTest). Скин-фактор не стимулированной скважины полагается
равным 0; |
3 |
4 |
– коэффициент для псевдоустановившегося режима; 18.4 – |
|||
|
|
|
|
|
|
|
размерный коэффициент для практических метрических единиц. |
||||||
|
|
|
Оценка проницаемости пласта |
|||
Оценка проницаемости пласта K вычисляется следующим образом: |
||||||
|
|
|
K |
KH |
, |
(49) |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Hперф |
|
|
где K |
– оценка проницаемости, мД; KH |
– текущий KH , мД·м; Hперф |
||||
перфорированная толщина пласта, м; Н – средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м.
Вычисление текущего коэффициента безразмерной продуктивности
Значение безразмерной продуктивности позволяет сравнивать производительности различных скважин, независимо от характеристик пласта,
таких как проницаемость и толщина.
33
Текущий коэффициент безразмерной продуктивности J D определяется
как:
|
|
|
|
|
|
JD |
18.4 Bн |
|
|
|
Qж |
|
|
|
|
, |
|
|
|
|
|
(50) |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
KH |
|
|
Pпл - Pзаб |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
где |
KH |
– текущий KH , мД·м; Qж |
– дебит жидкости, т/сут; Рпл |
– |
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
пластовое давление, атм; Рзаб |
|
|
|
|
– текущее забойное давление, атм; Bн |
– |
|
||||||||||||||||||||||||
объемный коэффициент нефти, м3/м3; – вязкость жидкости, сПз. |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
3.5.2. Расчет технологического потенциала скважины |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
после оптимизации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
Определение потенциального дебита жидкости после оптимизации |
Qопт |
|||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
выполняется следующим |
образом: |
|
|
|
|
|
|
, |
|
|
то |
потенциальный дебит |
|||||||||||||||||||
если Pзаб Рзаб |
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
жидкости Qопт |
не рассчитывается и его значение принимается равным Q . |
В |
|||||||||||||||||||||||||||||
|
|
ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
|
противном случае, потенциальный дебит жидкости рассчитывается, как: |
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рнас |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Kпр Рпл Рзаб , |
Рзаб |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qопт |
|
|
|
|
|
Рнас |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
(51) |
||||||||
|
|
ж |
K |
Р |
Р |
|
|
1 0.2 |
|
Рзаб |
0.8 |
|
|
|
Рзаб |
|
|
|
, |
Р Р |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
пр |
|
пл |
нас |
1.8 |
|
Рнас |
|
|
|
Рнас |
|
|
заб |
нас |
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где |
Qопт |
– потенциальный дебит жидкости после оптимизации, м3/сут; |
K |
пр |
– |
||||||||||||||||||||||||||
|
ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм; |
Р |
|
– |
|
|
пластовое |
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давление, атм; Рнас |
– давление насыщения, атм; |
|
|
|
|
|
– |
|
целевое |
забойное |
|||||||||||||||||||||
|
Рзаб |
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
давление при оптимизации, атм. Для единообразия рекомендуется вычислять
|
|
|
|
50 атм, при Рпл |
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
||
Рзаб |
следующим образом: Рзаб |
Рпл , при Рпл |
200 |
|
||||
|
|
|
|
0.25 |
|
|
||
|
В случае |
|
для |
расчета |
потенциального дебита жидкости |
после |
||
|
Рзаб Рнас |
|||||||
оптимизации |
Qинтенс |
используется |
поправка Вогеля, позволяющая |
учесть |
||||
|
|
ж |
|
|
|
|
|
|
влияние выделения свободного газа в пласте на производительность скважины.
34
Потенциальный дебит жидкости скважины, эксплуатируемой ЭЦН, |
|||||||||||||||||||
после оптимизации с поправкой на диаметр эксплуатационной колонны |
|||||||||||||||||||
Типоразмер ЭЦН, спускаемого в скважину, ограничен диаметром |
|||||||||||||||||||
эксплуатационной колонны |
|
|
D |
. |
|
Соответственно, |
Qопт |
может |
быть |
||||||||||
|
|
|
|
|
э / к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
|
|
|
ограничено Dэ / к . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Если скважина эксплуатируется ЭЦН и вычисленное значение |
|||||||||||||||||||
потенциального дебита |
жидкости |
|
после |
оптимизации |
Qопт |
больше, чем |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
|
|
значение максимально |
возможного |
дебита |
скважины |
QDэ / к |
для |
данного |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
|
|
диаметра эксплуатационной колонны D |
, то значение |
Qинтенс |
заменяется на |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
э / к |
|
|
|
|
ж |
|
|
|
значение QDэ / к . Значения |
QDэ / к |
для разных значений D |
приведены в таблице. |
||||||||||||||||
ж |
ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
э / к |
|
|
|
|
|
|
Соответствие параметра QDэ / к |
значениям D |
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
|
э / к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
D |
|
|
|
QDэ / к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
э / к , мм |
|
|
|
ж |
, м3/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
70 |
|
|
|
|
|
|
265 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
124 |
|
|
|
|
|
|
720 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
130 |
|
|
|
|
|
|
930 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
154 |
|
|
|
|
|
|
1600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
164 |
|
|
|
|
|
|
4800 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
Потенциальный дебит нефти скважины после оптимизации |
|
||||||||||||||||||
Потенциальный дебит нефти после оптимизации |
Qопт |
вычисляется на |
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
основе потенциального дебита жидкости после оптимизации |
|
Qопт , |
текущего |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
значения обводненности W и плотности нефти н : |
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
опт |
|
|
опт |
|
|
|
W |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
Qн |
|
Qж |
|
1 |
|
|
н |
, |
|
|
|
|
(52) |
||||
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
где |
Qопт |
– потенциальный дебит нефти после оптимизации, т/сут; Qопт |
– |
||
|
н |
|
|
ж |
|
потенциальный дебит жидкости после оптимизации , м3/сут; W – текущее |
|
||||
значение объемной обводненности, %; н |
– плотность |
нефти |
в |
||
поверхностных условиях, г/см3. |
|
|
|
||
|
|
35 |
|
|
|
Потенциальный прирост дебита нефти после оптимизации
Для оценки результатов возможной оптимизации используется величина -
потенциальный прирост дебита нефти после оптимизации Qнопт :
|
Qопт Qопт Q , |
(53) |
||
|
н |
н |
н |
|
где Qопт – потенциальный прирост дебита нефти после оптимизации, т/сут; |
||||
|
н |
|
|
|
Qопт |
– потенциальный дебит нефти после оптимизации, т/сут; Q |
– |
||
н |
|
|
н |
|
фактический текущий дебит нефти, т/сут;
3.5.3. Расчет технологического потенциала скважины
после проведения ГРП
Вычисление скин-фактора после проведения ГРП
Эквивалентный скин-фактор после ГРП представляет собой скин-фактор вертикальной скважины в центре цилиндрической области дренирования такой,
что ее производительность равна производительности скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва. Эквивалентный скин-фактор после ГРП
S вычисляется через оптимальную безразмерную продуктивность скважины
max
как:
|
|
|
1 |
re |
|
3 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
опт |
ln |
|
|
, |
(54) |
|||||
|
Smax |
|
4 |
||||||||
|
|
|
JD |
rw |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
где |
JDопт – оптимальная безразмерная продуктивность скважины после ГРП; |
||||||||||
re |
– радиус контура питания скважины, м; rw |
|
|
|
– радиус скважины, м. |
|
|||||
Потенциальный коэффициент продуктивности после проведения ГРП
Для расчета потенциала скважины после проведения ГРП требуется рассчитать потенциальный коэффициент продуктивности скважины после установления у нее нового большего по модулю отрицательного скин-фактора
S вследствие проведения ГРП.
36
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К ГРП |
|
|
|
|
|
|
|
КН |
|
|
|
|
|
|
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
(55) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
re |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18.4 B |
|
|
3 |
|
S |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ln |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
где |
КпрГРП |
– |
|
потенциальный |
|
|
коэффициент |
продуктивности |
|
при |
ГРП, |
||||||||||||||||||||||||||||
м3/сут/атм; КН – текущая проводимость, мД·м; B |
– |
объемный коэффициент |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти, м /м ; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– |
скин-фактор, |
который |
||||||||||||||||
|
– вязкость жидкости, сПз; Smax |
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
установится после проведения ГРП. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
Потенциальный дебит жидкости скважины после проведения |
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГРП и оптимизации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
Определение потенциального дебита жидкости после проведения ГРП и |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
оптимизации |
|
общ |
|
выполняется |
следующим |
образом: |
|
сли |
|
|
|
|
, то |
||||||||||||||||||||||||||
Qж |
|
|
|
|
Pзаб |
||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
Рзаб |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
потенциальный |
дебит |
жидкости Qобщ |
не |
|
рассчитывается и |
|
его |
значение |
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
принимается равным Qж . В противном случае, потенциальный дебит жидкости |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
после проведения ГРП и оптимизации рассчитывается, как: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГРП |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рнас |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кпр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рпл Рзаб , |
Рзаб |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
общ |
|
|
|
|
|
|
|
|
Р |
|
|
|
|
Р |
|
|
|
|
Р |
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Qж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
(56) |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
К ГРП |
Р |
Р |
|
|
нас |
1 0.2 |
|
заб |
0.8 |
|
заб |
|
|
|
|
, |
|
Р |
|
Р |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
пр |
|
пл |
нас |
|
|
|
1.8 |
|
|
|
|
Р |
|
|
|
Р |
|
|
|
|
|
заб |
|
нас |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нас |
|
|
|
нас |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где |
Qобщ |
– потенциальный дебит жидкости после ГРП, м3/сут; К ГРП – |
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пр |
|
|
|
коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм; |
Р |
|
|
– |
|
|
|
|
|
пластовое |
|||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давление, атм; |
Рнас |
|
– давление насыщения, атм; |
|
|
|
|
|
– |
целевое |
забойное |
||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Рзаб |
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
давление |
после проведения ГРП, |
атм. |
|
Для |
единообразия |
рекомендуется |
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
50 атм, при Рпл 200 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
следующим образом: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
вычислять Рзаб |
Рзаб |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0.25 Рпл , при Рпл |
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
В случае |
|
|
|
Рнас |
для расчета потенциального дебита жидкости после |
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Рзаб |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ГРП и оптимизации |
Qобщ используется поправка Вогеля, |
позволяющая учесть |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
влияние выделения свободного газа в пласте на производительность скважины.
37
Потенциальный дебит нефти скважины после проведения |
|
|||||
ГРП и оптимизации |
|
|
||||
Потенциальный дебит нефти после ГРП и оптимизации Qобщ |
вычисляется |
|||||
|
|
|
|
н |
|
|
на основе потенциального дебита жидкости после ГРП и оптимизации |
Qобщ , |
|||||
|
|
|
|
|
|
ж |
текущего значения обводненности W и плотности нефти н : |
|
|
||||
общ |
общ |
|
W |
|
|
|
Qн |
Qж |
1 |
|
н , |
|
(57) |
|
|
|||||
|
|
|
100 |
|
|
|
где Qнобщ – потенциальный дебит нефти после ГРП и оптимизации, т/сут;
Qжобщ – потенциальный дебит жидкости после ГРП и оптимизации, м3/сут; W
– текущее значение объемной обводненности, %; н – плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.
Потенциальный общий прирост дебита нефти после проведения
ГРП и оптимизации
Для оценки прироста дебита нефти после проведением ГРП и оптимизации, используется величина - потенциальный прирост дебита нефти после проведения ГРП и оптимизации Qнобщ :
|
|
Qобщ Qобщ Q , |
|
|
(58) |
|||
|
|
|
н |
н |
н |
|
|
|
где |
Qобщ |
– потенциальный |
прирост |
дебита |
нефти после проведения |
|||
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
ГРП и оптимизации, т/сут; Qобщ |
– потенциальный |
дебит |
нефти |
после |
||||
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
проведения ГРП и оптимизации, т/сут; Qн |
– фактический |
текущий |
дебит |
|||||
нефти, т/сут. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Потенциальный прирост дебита нефти от проведения ГРП
Для оценки прироста дебита нефти, вызванного только проведением ГРП,
используется величина - потенциальный прирост дебита нефти от ГРП QГРП : |
|||
|
|
|
н |
QГРП QГРП Qопт , |
(59) |
||
н |
н |
н |
|
38
где QГРП |
– потенциальный |
прирост дебита нефти после проведения ГРП, |
н |
|
|
т/сут; QГРП |
– потенциальный дебит нефти после проведения ГРП и |
|
н |
|
|
оптимизации, т/сут; Qопт |
– потенциальный дебит нефти после оптимизации, |
|
|
н |
|
т/сут.
Расчёт коэффициента извлечения нефти (КИН)
Системы разработки различаются прежде всего режимами разработки залежей; каждому режиму присущ свой КИН.
При замкнутом упругом режиме ожидаемый КИН можно оценить по формуле
Kин( упр) |
m |
|
|
|
F h P |
P |
|
10 3 |
(60) |
||
|
ж |
|
п |
|
н н пл |
нас |
нд |
, |
|||
|
|
|
|
|
|
Qгеол bн |
|
|
|
|
|
где FH - площадь нефтеносности; |
hH - средняя эффективная нефтенасыщенная |
||||||||||
толщина; m - среднее значение |
коэффициента |
|
открытой |
пористости; |
|||||||
Ж сжимаемость пластового флюида; |
П - сжимаемость пористой |
среды; НД - |
|||||||||
плотность дегазированной нефти; bH - значение объёмного коэффициента пластовой нефти.
При режиме газированной жидкости («растворённого газа») КИН можно определить по формуле Американского нефтяного института
|
|
m |
н 0,1611 |
kпр 0,0079 |
|
|
0,3722 |
|
P |
0.1147 |
|
|||||
K |
|
0,418 |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
нас |
|
, |
|
Г |
|
|
|
|
p |
||||||||||
|
ин( гж) |
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
нг |
|
|
|
|
k |
|
|
||
где αн- средний коэффициент растворимости попутного нефтяного газа,
определяемый по формуле
н |
|
Г |
|
103.6 |
|
7.8 |
м3/МПа; |
||
|
|
|
|
||||||
pнас |
p |
13.4 0.1 |
|||||||
|
|
|
|
|
|||||
(61)
(62)
эта величина подставляется в формулу (61); Pк=1МПа – давление при котором прекращается разработка залежи.
При оценке КИН для залежи, разрабатываемой при заводнении,
используют формулу Шустефа И.Н.
39
Kин( зав) 0,270 kпр0,0805 0,1008, |
(63) |
где kпр -коэффициент проницаемости в мД,
н .
в
4.МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ДИПЛОМНОЙ РАБОТЫ
Экономический раздел предполагает расчет экономической эффективности внедрения предполагаемых решений, четко сформулированных
(поставленных) и утвержденных или согласованных с руководителем дипломной работы. Неправильная постановка задачи ведет к значительному искажению экономического эффекта, с помощью которого оценивается предлагаемое технологическое решение.
Экономический раздел состоит из следующих подразделов:
1.Постановка задачи. Краткое изложение предлагаемого технологического решения или мероприятия.
2.Расчет экономических показателей предлагаемого решения с учетом:
а) капитальных вложений; или б) расчет экономического эффекта на основе только эксплуатационных
затрат (кап. затраты отсутствуют).
3. Данные расчета экономических показателей проекта сводятся в итоговую таблицу, которая является экономическим обоснованием предлагаемого технологического решения.
Цель данного раздела состоит в проведении экономической оценки эффективности оптимизации системы разработки месторождения,
выполненной в соответствии с действующими методическими положениями.
Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемому технологическому варианту.
Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного
40