Пласт ПК18 представляет собой нефтяную оторочку со средней нефтенасыщенной толщиной 5,5 м. В процессе разработки месторождения необходимо определить профиль скважины, который позволит постепенной, экономичной и эффективной выработке месторождения. От профиля скважины зависит запускной дебит и дальнейшая эксплуатация месторождения.
Расчёт ожидаемого дебита одиночной вертикальной скважины
Для расчёта дебита вертикальной скважины используют формулу Дюпюи (1):
|
(1) |
Таблица 1.
Параметры пласта ПК18, необходимые для расчёта
|
Параметр |
Значение |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
5,5 |
|
Коэффициент нефтенасыщенная пласта, доли ед |
0,59 |
|
Проницаемость, 10-3 ·мкм2 |
406,7 |
|
Депрессия на пласт, МПа |
2 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
5,84 |
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,093 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, (кг/м3)*10-3 |
0,863 |
По результатам расчёта дебит вертикальной скважины получился 41,7 т/сут
Расчет ожидаемого дебита одиночной горизонтальной скважины
Для решения данной задачи воспользуемся формулой Joshi (2):
(2)
Для горизонтальной скважины построим зависимость зависимость длины горизонтального участка от запускного дебита:
График 1. Зависимость запускного дебита жидкости от длины горизонтального участка
Расчет ожидаемого дебита одиночной многоствольной скважины
При расчёте дебита многоствольной скважины, примем стволы горизонтальными, поскольку в нефтяной оторочке с нефтенасыщенной толщиной нерентабельно наклонно-направленное бурение. Используем уравнение Борисова, Пилатовского, Табакова (3):
(3)
Построим зависимость запускного дебита жидкости от количества стволов многозабойной скважины (МЗС):
График 2. Зависимость запускного дебита жидкости от количества стволов МЗС
На графике 2 мы видим, что увеличение горизонтальных стволов многоствольной скважины не приводит к увеличению дебиту, что свидетельствует о нецелесообразности бурения МЗС.
Таким образом, сравнивая дебит горизонтальной скважины по таблице 2 можно сделать вывод, что с увеличением длины горизонтального участка свыше 1000 метров происходит незначительный прирост дебита.
Таблица 2.
Таблица 2. Дебит горизонтальной скважины, м3/сут
|
Длина горизонтального участка, м |
100 |
200 |
300 |
400 |
500 |
600 |
700 |
800 |
900 |
1000 |
1100 |
1200 |
|
Дебит скважины, м3/сут |
186 |
273 |
354 |
426 |
481 |
519 |
542 |
556 |
565 |
571 |
575 |
577 |
На основании данных расчётов можно сделать вывод, что для исследуемого объекта оптимальным будет применение горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 1000 м при начальном запускном дебите 571 м3/сут, что существенно больше запускного дебита вертикальных скважин, а бурение многоствольных скважин не приведёт к увеличению дебита жидкости.
Список литературы
- Бердин, Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин [Текст] / Т. Г. Бердин. – М.: Недра, 2001. – 187 с.
- Кочетков, Л.М. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти [Текст] / Л.М. Кочетков. – Сургут: РИИЦ «Нефть приобья», 2005. – 112 с.
