Анализ расчетных формул для определения коэффициента продуктивности горизонтальных скважин для г (стр. 1 из 3)
Федеральное Агентство по Образованию
Удмуртский Государственный Университет
Нефтяной факультет
Кафедра РЭНГМ
Курсовая работа
По предмету: «Подземная гидромеханика»
На тему: «Выполнить анализ расчетных формул для определения коэффициента продуктивности горизонтальных скважин для газовой залежи».
Выполнил: студент гр. 27-31
Габдрафиков Р.Р.
Проверил: к.т.н. Борхович С.Ю.
Ижевск 2010
Задание № 18.
Выполнить анализ расчетных формул для определения коэффициента продуктивности горизонтальных скважин для газовой залежи.
1 .Теоретическая часть.
1.1 .Приток газа к горизонтальной скважине.
2.Расчетная часть.
2.1.Рассчитать безразмерный коэффициент продуктивности горизонтальной скважины длиной "l", радиусом rс. в пласте толщиной h при радиусе контура питания Rк.
2.2.Построить графики зависимости приведенного коэффициента продуктивности и проанализировать полученные результаты. 2.3.Сравнить коэффициенты продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины.
Выводы.
| Содержание: | ||
| Введение | 4 | |
| 1. | Теоретическая часть | 5 |
| 1.1. | Приток газа к горизонтальной скважине | 5 |
| 2. | Расчетная часть | 12 |
| 2.1. | Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины длиной l, радиусом rс. в пласте толщиной h при радиусе контура питания Rк | 12 |
| 2.2. | Построение графиков зависимости приведенного коэффициента продуктивности и проанализировать полученные результаты. | 18 |
| 2.3. | Сравнение коэффициентов продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины | 19 |
| 3. | Выводы | 20 |
| Список литературы | 21 |
Введение.
В последнее время в нашей стране и за рубежом ведутся интенсивные практические и теоретические работы в области применения технологии наклонно горизонтального бурения. Преимущества горизонтальных скважин в ряде случаев очевидны. Горизонтальная скважина имеет значительно большую область дренирования, чем вертикальная. Особенно сильно проявляется этот эффект в пластах малой продуктивной толщины, с высокой послойной и зональной неоднородностью, в низкопроницаемых пластах. Продуктивность горизонтальной скважины растет с ее длиной. Выигрыш в производительности может быть в 3-5 раз.
Развитие гидродинамических методов расчетов является в настоящее время крайне актуальной задачей. В данном проекте приведена идея некоторых приближенных подходов к определению дебита горизонтальной скважины, рассматривается стационарный приток газа.
Использование горизонтальных скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений системой горизонтальных скважин позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти при минимальных затратах и в возможно короткие сроки.
1. Теоретическая часть.
1.1. Приток несжимаемой жидкости и газа к горизонтальной скважине.
Традиционные методы разработки месторождений системой вертикально пробуренных скважин не всегда эффективны. В 50-е годы в нашей стране группа специалистов начала разрабатывать и применять специальную технику и технологию бурения многозабойных наклонных и горизонтальных скважин. Большой вклад в этом направлении был сделан А.М. Григоряном. В эти же годы были выполнены первые теоретические работы по расчету притока нефти к горизонтальным (П.Я. Полуборинова-Кочина, Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Меркулов, В.П. Табаков). Однако отсутствие необходимой техники в то время не позволило найти широкое практическое применение этому методу.
В последнее десятилетие в нашей стране и за рубежом интенсивные практические и теоретические работы в области применения технологии наклонно горизонтального бурения. Преимущества горизонтальных скважин в ряде случаев очевидны. Горизонтальная скважина имеет значительно большую область дренирования, чем вертикальная. Особенно проявляется этот эффект в пластах малой продуктивной толщины. Область дренирования горизонтальной скважины можно аппроксимировать объемом достаточно протяженного вдоль напластования эллипсоида, тогда как вертикальная скважина дренирует объем кругового цилиндра. Продуктивность горизонтальной скважины растет с ее длиной. Выигрыш в производительности может быть в 3-5 раз.
Горизонтальные скважины особенно эффективны в месторождениях, содержащих вертикальные трещины. В сильно неоднородных по проницаемости пластах (таких, например, как карстовые залежи) горизонтальные скважины имеют большую вероятность встретить продуктивную зону, чем вертикальные. В плане борьбы с обводнением горизонтальная скважина так же имеет преимущества.
Гидродинамические расчеты технологических показателей процесса разработки месторождений горизонтальными и наклонными скважинами не могут быть выполнены при помощи обычных формул, применяемых для расчета взаимодействия вертикальных скважин. Поэтому развитие гидродинамических методов подобных расчетов является в настоящее время актуальной задачей. Приведем здесь идею некоторых приближенных подходов к определению дебита горизонтальной скважины, не останавливаясь на выкладках и преобразованиях.
Рассмотрим стационарный приток несжимаемой жидкости (нефти) и газа к горизонтальной скважине длины 21 в однородном изотропном пласте проницаемости к с продуктивной толщиной h и непроницаемой кровлей и подошвой. Для простоты предполагаем, что скважина расположена на оси пласта. Учет несимметричности ее расположения (эксцентриситета) связан лишь с некоторыми дополнительными техническими трудностями. Будем считать закон справедливым закон Дарси. Пусть на забойной поверхности скважины поддерживается постоянное рабочее давление p0, а на удаленном круговом «контуре питания» с радиусом Rк (эффективный радиус дренажа) -постоянное давление Рк (Рк > Рс). Требуется определить суммарный дебит такой скважины.
Такая задача сводится к решению трехмерного уравнения Лапласа для давления с соответствующими краевыми условиями и не имеет простого аналитического решения. Для получения простой расчетной формулы для дебита может быть использован следующий приближенный прием. Будем моделировать горизонтальную скважину в горизонтальном (А-А) и вертикальном (В-В) сечениях, соответственно: а) линейным стоком длины 21 с постоянной плотностью q=Q/(2l) (Q - общий объемный расход жидкости в стоке) или б) «точечным» стоком радиуса rс, расположенным посередине между двумя плоскостями.
Тогда исходную пространственную задачу можно свести к решению двух плоских задач: течению нефти или газа в горизонтальной плоскости к линейному стоку (очень тонкой пластине) и притоку нефти (газа) в вертикальной плоскости к точечному стоку в полосе шириной h. Суммарная производительность горизонтальной скважины рассчитывается как суперпозиция соответствующих решений этих двух плоских задач. Для решения каждой из плоских задач может быть использован метод отображения источников и стоков, метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений или часто более удобный метод комплексного потенциала.
Гидродинамическое поле течения представляет собой семейство взаимно ортогональных линий тока - гиперболы и эквипотенциалей - эллипсы для первой плоской задачи. Дебит линейного стока для жидкости определяется по формуле:
(1)Для газа:
(2)где а - большая полуось удаленного эллипса, на котором поддерживается постоянное давление Рк.
При расчетах обычно используют эффективный радиус RK кругового контура питания, который определяется из двух соотношений:
1) RK=(ab)'/2 (равенства площадей дренажа: круговой и эллиптической);
2) условия того, что точки -1 и 1 являются фокусами эллипса дренажа, так что Ь=(а2-12)'/2.
Эти условия приводят к равенству:
RK=a(l-(l/a)2)'/4
В случае притока жидкости к «точечному» стоку в полосе дебит находится по формуле:
| (3) |
Для газа:
(4)
Результирующий дебит Q скважины находится суммированием фильтрационных сопротивлений, соответствующих каждой из задач. Соответствующая формула имеет вид:
(5)
Для газа:
(6)
Эти расчетные формулы были получены S.D. Joshi (1988 г.).
Приведем два других соотношения для определения дебита Q: Ю.П. Борисов (1964 г.)