озрахунки на черговому відрізку часу, тобто повторюються всі пункти алгоритму.
Описаний метод дозволяє прогнозувати на етапі проектування дебіти рідини, нафти, обводненість, технологічну ефективність горизонтальних свердловин, показники інтенсифікації розробки.
Залежності відносних фазових проникності в конкретних експериментах розраховували за результатами нестаціонарного витіснення нафти водою за методикою С.А. Кундіна і І.Ф. Куранова. У результаті статистичної обробки експериментальних даних були отримані узагальнені рівняння, що описують характер зміни відносних фазових проницаемостей [4].
Малюнок 2.8 - Залежності відносних фазових проницаемостей для води, нафти і обводнення продукції від водонасиченому продуктивних пластів турнейского ярусу. (Кпр=0,454мкм2; mн=98,4 мПа? С)
Вихідні дані визначення технологічної ефективності БГС
Вихідними даними технологічної ефективності буріння БГС на Турнейскій об'єкт розробки є [5]:
Таблиця 2.4. Вихідні дані для математичного моделювання процесу розробки турнейського об'єкта.
ПараметрЕд. ізм.ЗначеніеРежім розробки-пружно-водонапорнийСістема розміщення свердловин-очаговаяРасстояніе між скважінаміМ200 ... 1200Плотность сеткіга/скв.39,3Проніцаемостьмкм20.454Нефтенасищенная товщина пласта hм7.2Вязкость води в пл. умовах? вмПа * с1.5Вязкость нафти в пл. умовах? нмПа * с98.4Давленіе на контурі харчування вкв. РкМПа15.7Давленіе на вибої свердловини РзабМПа9Давленіе насичення PнасищМПа5.1Дліна гориз. стовбура Lм90, 120, 150Контур харчування свердловини Rкм250Радіус свердловини rс м0.0518Порістость mд. ед.0.13Сжімаемость води1/МПа0.0000043Сжімаемость нафти1/МПа0.00000469Сжімаемость пір породи1/МПа0.000011Об'ем пласта в межах Rк, Vм31413000Поровий обсяг пласта, Vпм3183690Об'емний коефіцієнт Нефтиду. ед.1.025Коеффіціент експлуатації скважінид. ед.0.92Водонасищенность в зоні БГС Sд. ед.0.25Плотность нафти в поверх. умовах т/м30.918
Тиск на вибої свердловини підбиралося з таких міркувань. S.D. Joshi пропонує формулу для розрахунку критичного дебіту, при перевищенні якого спостерігається утворення конуса обводнення [10, с. 316]. З урахуванням переведення одиниць з американських промислових і позначень, прийнятих в даній роботі, вона виглядає наступним чином:
(12)
де q - дебіт свердловини, м 3/добу;
L - довжина горизонтального стовбура, м;
a - велика піввісь еліпса (контуру харчування), м;
- різниця густин рідин, г/см3;
К - абсолютна проникність, мкм2;
h - нефтенасищенная товщина пласта, м;
? н - в'язкість нафти, мПа * с,
b - об'ємний коефіцієнт;
F - безрозмірний коефіцієнт,.
Однак, підставляючи вихідні дані у формулу (12), одержуємо, що критичний дебіт становить 0,27 ... 0,45 м3/добу. Підтримання такого дебіту нерентабельно для даного об'єкта розробки, тому було прийнято рішення підтримки забійного тиску на рівні 9 МПа, що дає компроміс між дебітом свердловини по нафті і ризиком швидкого утворення конуса обводнення.
Визначення оптимальної довжини горизонтального стовбура і розрахунок добивних показників свердловини
Згідно з методикою, наведеною в п. 2.9.1, спочатку був визначений поправочний коефіцієнт F. Для цього були проаналізовані дебіти свердловин за останній місяць їх роботи. Свердловина 304 не розглядалася, тому по ній відсутні дані по забійній тиску на турнейском об'єкті.
Таблиця 2.5 Теоретичний і фактичний дебіти по свердловинах турнейського об'єкта Черновського родовища (за останній місяць роботи).
СкважінаТеоретіческій дебіт qтеор, м3/сутФактіческій дебіт qфакт, м3/сутF (факт/расчет)306344.4220.0641075.71.60.0240271.8700.9730555.717.90.32404208.43.60.02Среднее 0.28
Далі, з урахуванням коефіцієнта експлуатації і об'ємного коефіцієнта, шляхом розрахунків із застосуванням програми Excel пакету Microsoft Office були проведені розрахунки до 2050 року і отримані наступні дані (табл. 2.6). У даній таблиці видобуток нафти (тис. Т./Рік) приведений до поверхневим умов з урахуванням об'ємного коефіцієнта і густини нафти на поверхні. При розрахунках покладалося, що при обводненості продукції свердловини більше 98% експлуатація неефективна.
Були проведені розрахунки для значень довжини горизонтального стовбура, зазначених у таблиці 2.4. Для вибору оптимальної довжини горизонтального стовбура були побудовані залежності КІН від року і від обводнення.
Як видно, буріння БГС помітно збільшує КІН, однак при значеннях довжини стовбура від 90 до 150 м КІН зростає незначно. Це дозволяє нам вибрати довжину горизонтального стовбура рівний 90 м зважаючи на зменшення економічних витрат на буріння БГС і ризику потрапляння в водонас...
