11.2 Перерахунок об`ємів, молекулярних мас і густин флюїду в пластові умови за рівнянням газового стану.
11.3 Коефіцієнт додаткових фільтраційних опорів (скін-ефект). Способи оцінки, приклад визначення.
Визначення безрозмірного коефіцієнту додаткових фільтраційних опорів в БВЗП (скін-ефект) і коефіцієнту гідродинамічної досконалості свердловини з відкритим вибоєм (Rк = 300 м, Rс = 0,1 м), яка розкрила пласт з природною проникностістю К, якщо в процесі закінчування свердловини проникність породи в БВЗП в радіусі Rпог знизилася (погіршилася) до величини Кпог. Для заданих Rпог і Rc оцінити зниження продуктивності відносно продуктивності досконалої свердловини. [3]
Перш ніж розпочати розрахункові роботи, варто надати кілька важливих визначень:
Скін-ефект (поверхневий ефект) - ефект зменшення амплітуди електромагнітних хвиль у міру їх проникнення вглиб провідного середовища. В результаті цього ефекту, наприклад, змінний струм високої частоти при протіканні по провіднику розподіляється не рівномірно по перетину, а переважно в поверхневому шарі.
Коефіцієнт досконалості свердловини – відношення дебіту свердловини гідродинамічно недосконалої до дебіту свердловини гідродинамічно досконалої. [2,4]
Тож, для визначення погіршення продуктивності свердловини в даній лабораторній роботі , необхідно провести кілька розрахунків та спиратися на відповідне графічне зображення впливу параметрів БВЗП зі зниженою проникністю на продуктивну характеристику свердловини без обсадки (в даному випадку з Rк = 300 м, Rс = 0,1 м)
|
Тому, обраховується: Rпог – Rс = 2,5 – 0,1 = 2,4м або ж 240см. та кратність зниження породи в БВЗ: К / Кпог = 1,2 / 0,6 = 2 На графіку за допомогою самостійної інтерполяції визначаю відносну продуктивність свердловини, яка ~17-18%. |
Коефіцієнт гідродинамічної досконалості можна виразити наступною залежністю:
=
, звідки випливають
наступні розрахунки:
Якщо рахувати цей коефіцієнт, сприраючись на дані, що були отримані по графікам Щурова, то: = ln (300 / 0,1) / ln (300 / 0,005) = ln 3000 / ln 60000 = 8 / 11 = 0,73
Якщо ж вираховувати коефіцієнт гідродинамічної досконалості за результатом, виведеним з формул (що буде дещо точніше), то:
= ln (300 / 0,1) / ln (300 / 0,0032) = ln 3000 / ln 93750 = 8 / 11,45 = 07
Білет 12
12.1 Режими роботи нафтових та газових покладів. Системи розміщення розвідувальних, видобувних та нагнітальних свердловин.
Системи розміщення розвідувальних Пошуковими вважаються свердловини, які пробурені на площі до одержання першого промислового припливу. Далі буряться свердловини іншого призначення.
На тектонічно порушених структурах в кожному блоці буриться мінімум одна свердловина. Винятки – структури з підкидами,які можна дослідити однією свердловиною (розкриття розрізу водночас припіднятого та зануреного блоків).
Невідповідність структурних планів по різних горизонтах вимагає буріння принаймні двох свердловин в склепіннях (рисунок 12.1 верхній, а і б [1]).
Особливо відмітимо ефективність буріння кущів свердловин та похило спрямованих стовбурів. Їх застосування ефективне в умовах буріння на шельфі з платформ, в умовах заболочених територій. Похилоспрямоване буріння використовують також для розвідки малих за площею об`єктів значної амплітуди, якщо наземна обстановка не дозволяє встановити на ньому буровий станок.
Розвідувальні свердловини буряться по обгрунтованій сітці з метою виявити контури покладів, встановити параметри продуктивних пластів та підрахувати запаси по окремих покладах і родовищу в цілому.
Головний принцип розвідки – одержання найбільших приростів запасів з найменшими витратами часу і коштів.
Раціональною системою розміщення розвідувальних свердловин вважається така, що орієнтована на рівномірне вивчення об`єкта в просторі незалежно від розмірів, будови резервуару (і пастки) та фазового стану ВВ.
Свердловини буряться за принципом «від відомого до невідомого». Віддалі між розвідувальними свердловинами підбирають так, щоб врахувати майбутне згущення сітки експлуатаційними свердловинами.
Темп ГРР повинен бути таким, щоб розвідувальні свердловини забезпечили фонд свердловин експлуатаційного буріння принаймні на 2-3 роки.
Газові та газоконденсатні родовища розвідуються меншою кількістю свердловин з більшою віддаллю між ними.
Схеми розміщення розвідувальних свердловин по площі обирають залежно від регіонально-зональних особливостей геологічної будови, типу структур і покладів та фазового складу вуглеводнів.
Трикутна система розміщення вимагає, щоб наступна свердловина була закладена на рівній віддалі від двох ближніх свердловин, які вже дали продукцію. Перевага – рівномірне охоплення площі, недолік – залежність місця розташування послідуючої свердловини від результатів випробування попередніх, що подовжує терміни розвідки.
Кільцева схема застосовується на великих структурах з малими кутами падінні пластів. Кільця свердловин послідовно розширяються і розміщуються по падінню. Неефективна для розвідки літологічних, стратиграфічних, тектонічно дислокованих і інших пасток.
Найбільш ефективна профільна система, вхрест простяганню структурних пасток або пластів літологічних пасток.
Для протяжних пасток, наприклад рукавоподібних (шнуркових), застосовують розвідку клином(рисунок 12.3 [1]). При цьому, знаючи орієнтовне простягання і ширину смуги руслових фацій, (наприклад, за сейсморозвідкою), послідовно переміщують точки закладання свердловин. Систему свердловин утримують в межах прогнозного контуру рукава, але частину свердловин розміщують за його межами для уточнення границь поширення резервуару. Послідовність номерів свердловин на рисунку відповідає послідовності їх закладання за принципом «від відомого до невідомого».
Відстань між свердловинами на великих структурах простої будови може досягати 4-5 км, складної будови 2-3 км. Середні за розмірами та запасами структури мають відстані між свердловинами від 1 до 2 км.
В кожному конкретному випадку віддалі обгрунтовуються за сукупністю геологічних умов і поставлених задач.
Системи розміщення видобувних та нагнітальних свердловин. Мережа розвідувальних свердловин порівняно з експлуатаційними розріджена і не відтворює геолого-промислові особливості експлуатаційних об`єктів. В першу чергу це стосується мінливості колекторських властивостей. Тому за даними розвідувального буріння будують карти параметрів пластів, по них виділяють однорідні ділянки і ділянки значних варіацій комплекса геолого-промислових показників.
Для подальшої деталізації в два етапи бурять проектні свердловини основного фонду (50-80 % всіх свердловин) та свердловини резервного фонду .
Основний фонд свердловин розбурюється по строго геометричній сітці, форма фігур вибирається з урахуванням проектного режиму роботи пласта і методів дії на пласт на етапі завершення розробки. За результатами першого етапу на другому етапі бурять свердловини резервного фонду в місцях, де геолого-промислова неоднорідність пласта не висвітлюється правильною сіткою основного фонду.
Залежно від режимів завершаючих етапів розробки прогнозують положення контактів (ВНК,ГВК), або лінії стягування контурів в процесі розробки. Частину свердловин резервного фонду бурять на цих лініях.
Основний фонд свердловин розбурюють по рівномірній або рівномірно-перемінній сітках.
Проектне внутрішньоконтурне заводнення передбачає розбурювання покладу спочатку нагнітальними свердловинами. Далі ці свердловини використовують як видобувні. Їх експлуатують до максимального зниження пластового тиску, далі через одну знову використовують для закачки води. Коли в решта нагнітально-видобувні свердловини починає поступати в значній кількості вода, вони теж переобладнуються під нагнітання.
Якщо колекторські властивості погані, відстань між нагнітальними свердловинами може бути зменшена до 0,5 від відстані між видобувними. Рівномірна сітка з однаковою відстанню між всіма свердловинами застосовується для неоднорідних колекторів з в`язкими нафтами, широкими перехідними зонами, а також там, де не вдається значно збільшувати розміри депресійних лійок і їх поєднань ( коефіцієнт охоплення). Режими розробки при цьому – площівне і вибіркове заводення, розрізання покладів на блоки батареями свердловин. Стовбури свердловин вертикальні.
Квадратна сітка використовується рідко, в основному для газових покладів, а також для вивчення неоднорідних нафтонасичених колекторів з подальшим переходом на трикутну, більш щільну.
Сітка трикутна забезпечує добре дренування міжсвердловинного простору. За потреби вона створюється бурінням резервних свердловин в центрах квадратної сітки.
Рівномірно-перемінна сітка відрізняється більшою відстанню між рядами свердловин. Між рядом нагнітальних та ближнім рядом видобувних свердловин відстань рекомендується більшою, порівняно з відстанню між рядами видобувних. Таке лінійне розташування свердловин рекомендується також для порово-тріщинних карбонатних колекторів з в`язкими нафтами.
Власне видобувні свердловини можуть розміщуватися незамкненими та замкненими кільцевими рядами (див. рисунок 12.11). Виправдали себе в процесі розробки стратиграфічних та літологічних пасток, тектонічно екранованих структур. Видобувні свердловини розташовують паралельно початковому контуру нафтогазоносності. Кільцеві схеми доцільні для антиклінальних структур з законтурним, приконтурним, осьовим, центральним та кільцевим заводненням. Розрізання кільцевої схеми батареєю нагнітальних свердловин дозволяє одержати дві напівзамкнені системи розробки (два промислових блоки).
Щільність сітки видобувних свердловин нарощується по мірі погіршення промислово-геологічних умов, в першу чергу неоднорідності колекторів і співвідношення в`язкостей нафта/вода від 1–5 до 20–25. Сторона квадрата від 1000 до 600 м (100 – 42 га /св ), рідше до 400 м (16 га/св і менше).
Нагнітальні свердловини при законтурному заводненні віддаляють від контуру на 200–300 м, відстань між ними повинна бути в 1,5–2 рази більшою відстані між видобувними свердловинами і з шаховим зміщенням щодо них. Нагнітальні свердловини краще бурити водночас з видобувними першого та другого ряду видобувних.