2.9.3 Расчет технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения

В связи с относительно низкой продуктивностью скважин и малыми значениями проницаемости залежь будет разрабатываться тремя боковыми горизонтальными стволами и двумя горизонтальными стволами. Ввод скважин в эксплуатацию будет проводиться в 2009 году БГС и в 2010 году ГС.

Далее представлены расчеты дебитов горизонтальных скважин. Горизонтальная скважина длиной L дренирует область, ограниченную контуром питания с радиусом R_к. Толщина пласта - h, абсолютная проницаемость - K, - коэффициент анизотропии, динамическая вязкость жидкости - m, давление на контуре питания – p_k, давление на забое скважины - p_с, приведенный радиус скважины - r.

Скважина 402.

- коэффициент проницаемости; нефтенасыщенная толщина; - вязкость нефти; - давление на контуре питания; - давление на забое скважины; - радиус скважины; - радиус контура питания; - длина горизонтального участка скважин; - коэффициент анизотропии.

Воспользовавшись, формулой (7) Renard, Dupuy для анизотропного пласта (с учетом фазовых проницаемостей для воды и нефти) из раздела 2.9.2 определяем дебеты бокового горизонтального ствола. где ; ;

Для скважины 402 этот дебит составит 8,7 т/сут.

Скважина 404.

- коэффициент проницаемости; нефтенасыщенная толщина; - вязкость нефти; - давление на контуре питания; - давление на забое скважины; - радиус скважины; - радиус контура питания; - длина горизонтального участка скважин; - коэффициент анизотропии.

Воспользовавшись, формулой (7) Renard, Dupuy для анизотропного пласта из раздела 2.9.2 определяем дебеты бокового горизонтального ствола.

где ; ;

Для скважины 404 этот дебит составит 10,8 т/сут.

Скважина 407.

- коэффициент проницаемости; - нефтенасыщенная толщина; - вязкость нефти; - давление на контуре питания; - давление на забое скважины; - радиус скважины; - радиус контура питания; - длина горизонтального участка скважины; - коэффициент анизотропии.

Воспользовавшись, формулой (7) Renard, Dupuy для анизотропного пласта из раздела 2.9.2 определяем дебеты бокового горизонтального ствола.

где ; ;

2.9.3 Методика расчета по Мукминову и.Р. Горизонтальной скважины

Скважина 406.

- коэффициент проницаемости; нефтенасыщенная толщина; - вязкость нефти; - давление на контуре питания; - давление на забое скважины; - радиус скважины; - радиус контура питания; - длина горизонтального участка скважины; - коэффициент анизотропии.

Выбор расположения горизонтальной скважины.

Перед выбором места бурения горизонтальной скважины, проверим, подходит ли эта область эффективной эксплуатации горизонтальной скважины. Для чего воспользуемся критериями для выбора расположения ГС.

Таблица 16. Критерии эффективного расположения горизонтальной скважины.

Критерии для бурения ГС	Выполнение критерия	Примечания
Толщина пласта от 3 (до 6 м).	+	h=6,8
Не рыхлые, с малой трещиноватостью и устойчивые породы.	+
Амплитуда колебаний кровли и подошвы пласта в направлении оси ствола бурящейся скважины не должна превышать 0,5 толщины пласта.	+
Низкая проницаемость	-	kпр 454 мД
Критерии для бурения ГС	Выполнение критерия	Примечания
Отсутствие линз более твердых ГП	Не определенно по причине малой изученности
Пластовое давление близкое к гидростатическому	+	Рпл=12,5 МПа
Коэффициент анизатропии ≤ 10	+	χ=2,4
Естественные вертикальные трещины	Не определенно по причине малой изученности

Горизонтальные скважины более продуктивны в тонких пластах, до 6 метров, но также существуют нижнее ограничение толщины пласта, связанное с опасностью выхода ствола скважины из пласта, с развитием техники и технологии бурения данное ограничение становится всё меньше и меньше. Известен случай успешной проводки нескольких горизонтальных скважин в прослоях толщиной от 1,5 до 2,3 м.

Пластовое давление незначительно превышает гидростатическое давление, и это не должно стать проблемой при бурении скважины.

Исходя из выполнения критериев эффективной эксплуатации горизонтальных скважин, а также из положительного опыта работы уже пробуренных скважин, делаем вывод о возможности бурения горизонтальной скважины в данной области залежи.

Расположение проектируемой горизонтальной скважины на выбранной площади определяется следующими факторами:

1) Горизонтальная скважины должна располагаться в области максимальных значений эффективных нефтенасыщенных толщин.

2) Горизонтальный участок скважины должен располагаться вдоль контура нефтеносности.

3) Также горизонтальный участок скважины должен располагаться вдоль тектонических нарушений, с целью избежания осложнений при бурении скважины и в связи с их (тектонических нарушений) малой изученностью.

4) Во избежание интерференции с другими, уже пробуренными скважинами, горизонтальную скважину стоит расположить на некотором удалении от работающих скважин.

Исходя из вышесказанного, предлагается расположить горизонтальную скважину как показано на рисунке 7.

Рисунок 7. Структурная карта участка БГС и ГС (планируемое расположение горизонтальной скважины красного цвета).

В зоне пласта со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной равной 6,8 м. Длина горизонтального ствола скважины 406, равна 130 м.

Описание методики расчета дебита горизонтальной скважины.

В данном проекте для определения дебита горизонтальной скважины, используется методика Мукминова И. Р. Данная методика рассматривает установившийся режим течения и позволяет рассчитать дебит горизонтальной скважины. Краткое описание данной методики представлено ниже.

Чтобы получить приближенную формулу для дебита горизонтальной скважины, используется известный в подземной гидромеханике прием: трехмерная задача фильтрации заменяется двумя плоскими задачами. В горизонтальной плоской задаче имеем фильтрацию жидкости к галерее (линейному стоку) длиной, равной длине горизонтальной скважины и вскрывшей пласт на всю его толщину. Получив формулу для дебита этой галереи и представив ее в форме, аналогичной закону Ома, назовем, следуя терминологии Ю.П. Борисова, ее знаменатель, который представляет собой фильтрационное сопротивление галереи, внешним фильтрационным сопротивлением горизонтальной скважины. Оно зависит от соотношения геометрических размеров пласта, длины горизонтальной скважины и ее положения относительно контура питания. В вертикальной плоской задаче получаем фильтрацию к скважине конечного радиуса rC в полосе шириной χh. Построив выражение для дебита в форме, аналогичной закону Ома, назовем его знаменатель внутренним фильтрационным сопротивлением горизонтальной скважины. Оно зависит от геометрических размеров скважины, местонахождения скважины в разрезе, толщины пласта и его анизотропии. При выполнении этих операций следует иметь в виду, что растяжка вертикальной координаты в χ раз растягивает вертикальные размеры скважины также в χ раз и этим искусственно увеличивает дебит в однородно-анизотропном пласте в χ раз. Объединив (просуммировав) найденные значения внешнего R1 и внутреннего R2 фильтрационных сопротивлений, записываем выражение для дебита горизонтальной скважины в форме, аналогичной закону Ома:

, (8)

где - потенциалы скорости на контуре питания и поверхности скважины соответственно; R1 и R2 – внешнее и внутреннее фильтрационное сопротивление соответственно.

, (9)

где K- коэффициент проницаемости, м2; Рк- давление на контуре питании, Па; µ- коэффициент динамической вязкости, Па·с.

С учетом фазовых проницаемостей, (течение двух фазного флюида) формула 2.2 будет выглядеть так:

, (10)

где и - коэффициенты проницаемости по нефти и воде соответственно; и – динамические вязкости нефти и воды соответственно.

Потенциал скорости на скважине, с учетом фазовых проницаемостей:

, (11)

где Рс - давление в скважине.

Для определения фильтрационных сопротивлений, надо воспользоваться рекомендациями Мукминова И. Р. для выбора формы схематизации залежи. Для чего необходимо определить границы зоны дренирования скважины (рисунок 8).

Рисунок 8. Структурная карта участка БГС и ГС (границы зоны дренирования горизонтальной скважины).

Рисунок 9. Расчетная схема формы залежи

Зона дренирования ограничивается контуром нефтеносности. Вычисляем по методике схематизации реальной формы залежи. Скважина располагается «вдоль» залежи, при этом возможно как a ≥ b , так и a < b. Joshi S получил формулу (4) большой полуоси эллипса, равновеликого по площади кругу с радиусом дренирования Rк:

Выполняются условия 13-14.

(13)

(14)

где a- половина длины зоны дренирования (параллельно скважине); b- половина ширины зоны дренирования (перпендикулярно скважине); F- площадь зоны дренирования. a= 205,484 м; b= 150,000 м; F=96782,964 м².

Что соответствует рекомендации схематизации, площади для расчета, эллипсом.

Внешнее фильтрационное сопротивление R1, исходя из того, что мы рассматриваем эллипс, будет равно:

, (15)

где h- толщина пласта, м; a и b- Полудлина и полуширина эллипса (большая и малая полуоси) соответственно, м.

При соблюдении условий:

(16)

Внутреннее сопротивление равно:

, (17)

где l- полудлина горизонтального участка скважины, м; δ- вертикальное смещение скважины относительно центра пласта, м.