2.9.4 Расчет дебита горизонтальной скважины.

С помощью формул 9, 10 определяем потенциалы скоростей на контуре питания и в скважине:

=

Расчет ведется при условии, что водонасыщенность составляет не более 0,4 д. ед., при такой водонасыщенности Кн=0,004·0,8·10^-12; Кв=0,004·0,2·10^-12.

Затем определяем фильтрационные сопротивления, с помощью формул 15, 17 с предварительной проверкой условия 16:

Таким образом, условия выполняются, можно применять формулы для расчета сопротивлений. Для эллипса значения величин его полуосей равны: а= м, b= м.

0,0217 м-1

м^-1.

Теперь подставим найденные значения в формулу для дебита (8):

55,32 .

Это найден дебит жидкости. Теперь, при условии, что обводнённость продукции равна n=87%, а плотность нефти в поверхностных условиях равна ρн=918 кг/м³, находим дебит нефти по формуле:

(18)

Для определения эффективности разработки данной части залежи, необходимо определить коэффициент извлечения нефти (КИН). За отчетный период примем время работы горизонтальной скважины равное 10 годам. Для определения КИН необходимо сначала подсчитать запасы залежи, для этого воспользуемся объемным методом подсчета запасов:

, (19)

где Vзап.- объем геологических запасов, т; hср- среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины, м; w- пористость д. ед.; kн.н.- коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.; ρн – плотность нефти в поверхностных условиях т/м³; β – объемный коэффициент нефти.

При: F= м²; hср=7,47 м.; w=0,13 д. ед.; kн.н.=0,64 д. ед.; ρн=0,918 т/м³; β=1,017

.

Используя найденную массу запасов можно посчитать КИН:

КИН=Qнак.г./Vзап , (20)

где Qнак.г.- накопленная добыча нефти горизонтальной скважиной, т.;

Qнак.г.=Qнг·t·365,25 , (21)

где t- количество лет, равное t=10 лет; 365,25- среднее количество дней в году;

Qнак.г.=6,59·10·365,25=24104,7 т.

КИН=24104,7/ =0,44.

Данный КИН рассчитывается при условии, что скважина работает с постоянным дебитом всё расчетное время, на практике это маловероятно, но как показатель для сравнения с таким же КИН для варианта с вертикальными скважинами подходит.

2.9.5 Расчет дебита вертикальной скважины.

Для расчете дебита вертикальной скважины и последующего сравнения, примем скважину 403.

Рисунок 10. Схема размещения БГС и ГС (планируемое расположение горизонтальной скважины красного цвета).

За радиус контура питания примем половину расстояния между скважинами.

м.

Прогнозируемый объем добычи нефти вертикальной скважины произведу по формуле Мукерджи [6], которая является адаптированной формулой притока Дюпюи, и позволяет рассчитать дебит при установившемся режиме течения:

где k— проницаемость но напластованию; h—толщина продуктивного пласта; Р_пл – пластовое давление; Р_заб- забойное давление; — коэффициент динамической вязкости нефти; коэффициент динамической вязкости воды; n- обводнённость, д.е.; — объемный коэффициент нефти; — радиус дренирования (условный радиус контура питания); R_скв— радиус скважины; S- скин фактор;

Дебит для скважины 406:

при: k= 454 мД; h_o= 6,8 м; Р_пл= 12,5 МПа; Р_заб=10 МПа; = 98,4 мПа·м; = 1,017; 0,156 м; =150 м; S=0; µ_в=1,5 мПа·м.; ρ_н=918 кг/м³.

Далее при помощи формул 20, 21найдем КИН для вертикальной скаважины:

Q_нак.в.= Q_в.неф.·t·365,25=4,89·10·365,25=17860,7т.

КИН=Q_нак.в./m_зап.

КИН=17860,7/54295,6=0,32.

Данный КИН рассчитывается при условии, что скважины работают с постоянными дебитами всё расчетное время, на практике это практически невозможно, но его подсчет нужен для сравнения с аналогичным показателем для горизонтальной скважины.