Схема размещения добывающих и нагнетательных скважин

Нефтяное месторождение площадью F запланировано разрабатывать с использованием заводнения при площадной семиточечной схеме размещения скважин.

Определение приведенного радиуса скважины. Виды гидродинамического несовершенства скважин и их характерные особенности.

Приведенный радиус скважины – это радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Существует три типа гидродинамических несовершенства скважины:

1) Если скважина с открытым забоем вскрывает пласт не на всю толщину h, а только на некоторую глубину b, то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта. При этом = b/h называется относительным вскрытием пласта;

Рис.4. Несовершенная скважина по степени вскрытия пласта

2) Если скважина вскрывает пласт до подошвы, но сообщение с пластом происходит только через специальные отверстия в обсадной колонне и цементном камне или через специальные фильтры, то такую скважину называют гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта;

Рис.5. Несовершенная скважина по характеру вскрытия пласта

 

3) С двойным видом несовершенства - как по степени, так и по характеру вскрытия пласта;

4) По качеству вскрытия. С = С₁ + С₂ - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия пласта С₁ и характеру вскрытия С₂. Где С₁ определяется по графику зависимости величины С₁ от параметров а = h/D _с и = b/h; и величины С₂ - от трех параметров: nD _c, l = l ¢/ D _c, a = d ₀ /D _c, где n -число перфорационных отверстий на один метр вскрытой толщины пласта; D _с - диаметр скважины; l' - глубина проникновения пуль в породу; d ₀-диаметр отверстий. Такие исследования были проведены В. И. Щуровым.

Рис. 6. Рис. 7.

Графики Щурова

 

 

ЗАДАНИЕ

Нефтяное месторождение площадью F запланировано разрабатывать с использованием заводнения при площадной семиточечной схеме размещения скважин.

Месторождение вводится в эксплуатацию и обустраивается за Т лет, причем равномерно за каждые 0,5 года вводится в разработку N элементов площади (один элемент включает одну нагнетательную и шесть добывающих скважин). Основной объект разработки месторождения - нефтенасыщенный пласт, сложенный терригенными коллекторами, который имеет следующие параметры: общая нефтенасыщенная толщина h₀, абсолютная проницаемость К, пористость m, насыщенность связанной водой S_св, вязкость нефти в пластовых условиях µ_н, вязкость пластовой и закачиваемой воды µ_в.

Результаты геофизических исследований позволяют утверждать, что пласт в пределах нефтенасыщенной площади однороден по проницаемости.

Математическая обработка данных лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой показала, что зависимости относительных фазовых проницаемостей для нефти Кн(S) и воды Кв(S) от водонасыщенности S представляются в виде аналитических соотношений:

При этом S_св и S* известны. Значение S₁ определяется из условия равенства относительных проницаемостей для нефти и воды при S=S₁.

В соответствии с проектом разработки в каждую нагнетательную скважину радиусом r_нс = 0,1 м закачивается вода с расходом q. Коэффициент охвата пласта заводнением принят по проекту равным Ƞ₂.

Добывающие скважины выбывают из эксплуатации при обводненности продукции, равной В.

Т р е б у е т с я:

1) определить изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности

продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки и для месторождения в целом;

2) рассчитать динамику среднесуточных дебитов жидкости, нефти и воды

для одной добывающей скважины;

3) определить перепад давления в элементе системы разработки при r_в = r_нс, r_в = r_к /2 и r_в = r_к, если приведенный радиус добывающей скважины r_с =0,01м.

 

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Исходные данные

площадь месторождения F = 1980⋅10⁴ м²;

нефтенасыщенная толщина пласта h₀ =12 м;

коэффициент пористости m = 0,23;

абсолютная проницаемость К = 0,5 мкм²;

насыщенность связанной водой S_св = 0,07;

предельная водонасыщенность S^* = 0,8;

динамическая вязкость нефти µ_н = 2 мПа⋅с;

динамическая вязкость воды µ_в = 1 мПа⋅с;

расход закачиваемой воды q = 500 м³/сут;

коэффициент охвата заводнением Ƞ₂ = 0,74;

время ввода в разработку Т = 2 года;

число элементов площади,

вводимых в эксплуатацию в течение

полугода N =18 ед.;

предельная обводненность В =99 %.

Последовательность расчёта

1. Определение численных значений коэффициента А и параметра S₁, входящих в приведенные зависимости K_н(S) и K_в(S).

Значение коэффициента А находим из условия, что K_в(1)=1.

.

Отсюда А= 0,833.

Значение параметра S₁ установим из условия:

.

Отсюда

Следовательно, S₁ =0,74339.

 

2. Определим относительные проницаемости нефти и воды в зависимости от водонасыщенности.

Зададимся значениями S от S_св до 1 и произведём расчеты по формулам (11), (12) и (13), строим график (рис.8), данные расчета заносим в таблицу 1.

 

Таблица 1

S	Kн	Kв
0,07	1,00	0,00
0,10	0,92	0,00
0,13	0,84	0,01
0,16	0,77	0,02
0,19	0,70	0,03
0,22	0,63	0,04
0,25	0,57	0,06
0,28	0,51	0,08
0,31	0,45	0,11
0,34	0,40	0,14
0,37	0,35	0,17
0,40	0,30	0,20
0,43	0,26	0,24
0,46	0,22	0,29
0,49	0,18	0,33
0,52	0,15	0,38
0,55	0,12	0,43
0,58	0,09	0,49
0,61	0,07	0,55
0,64	0,05	0,61
0,67	0,03	0,68
0,70	0,02	0,74
0,73	0,01	0,82
0,76	0,003	0,86
0,79	0,0002	0,88
0,80	0,0000	0,89
0,82		0,90
0,85		0,92
0,88		0,93
0,91		0,95
0,94		0,97
0,97		0,98
1,00		1,00

Данные расчета ОФП

Рис. 8. Зависимость относительных проницаемостей для нефти