Вариант Н-205
Задача. Алгоритм принятия решения по бурению нефтяной скважины
Шаг 1. Расчет входного дебита нефтяной скважины.
Расчет к о эффициента продуктивности осуществляется по формуле Дюпюи:
(1)
где k – коэф.проницаемости, мкм2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м, μн – вязкость нефти – 1 сП = 10-3 Па∙с, bн - объемный коэффициент нефти; R-радиус зоны дренирования (принимаем равным половине расстояния между скважинами: R=L/2 (если сетка скважин 500*500 м, то R= 250м); rс – радиус скважины принимаем равным 0,1 м; S - скин-фактор.
Расчетные параметры определены в таблице ГФХ. На первой итерации принимаем скин-фактор равным 0 (идеальное вскрытие пласта).
Из условия Kпрод, скважина характеризуется средней продуктивностью (Kпрод=4,99 м3/сут*МПа). Принимаем депрессию на пласт 8 МПа дебит жидкости составит 39,9 м3/сут. (способ эксплуатации - ШГН).
Дебит скважины рассчитан по формуле:
где qж – дебит жидкости, м3/сут (т/сут).
| Шаг 1. | |
| Кпр, мкм2 (Д) | 0,1350 |
| h, м | 1,4 |
| μн, сП (мПа*с) | 2,20 |
| S | |
| L, м | |
| ρн, т/м3 | 0,823 |
| D P2, МПа | |
| Кпрод, м3/(сут*МПа) | 5,0 |
| q, м3/сут | 39,9 |
| q, т/сут | 32,8 |
Дебит нефти 32,8 т/сут > 20 т/сут, необходимости в ГТМ нет.
Произведем перерасчет:
| Перерасчет | |
| Шаг 1. | |
| Кпр, мкм2 (Д) | 0,1350 |
| h, м | 1,4 |
| μн, сП (мПа*с) | 2,20 |
| S | |
| L, м | |
| ρн, т/м3 | 0,823 |
| D P2, МПа | |
| Кпрод, м3/(сут*МПа) | 5,0 |
| q, м3/сут | 39,9 |
| q, т/сут | 32,8 |
q > 20 т/сут, необходимости в ГТМ нет.
Шаг 2. Расчет параметра Крылова нефтяной скважины (Qизв1скв)– извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину.
Рассчитываем плотность извлекаемых запасов нефти:
fн=hнн*Kпор*Kнн*ρн*(1/bн)*КИН = 0,04 тыс.т/м2
где hнн – средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; Кпор – коэффициент пористости, д. ед.; Кнн – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.; ρн – плотность нефти, т/м3; bн – объемный коэффициент нефти; Ө = 1/ b н – пересчетный коэффициент нефти; КИН= Q изв/ Q геол. Для расчета принимаем КИН = 0,3 д.ед.
Рассчитываем вариант с сеткой скважин 500*500 м. При этом, плотность сетки составит Sc = 25 га/скв.
Определим параметр Крылова:
Qизв1скв = Sc* fн = 8,79 тыс.т.
| Шаг 2. | |
| h, м | 1,4 |
| Кпор, д.ед. | 0,16 |
| Kнн, д.ед. | 0,760 |
| rн, т/м3 | 0,823 |
| bн, д.ед. | 1,195 |
| КИН, д.ед. | 0,3 |
| Sc, м2 | |
| fн, тыс.т/м2 | 0,04 |
| Qизв1 скв, тыс.т. | 8,79 |
Qизв1скв < 50 тыс.т., бурение скважины не рентабельно. Расчет продолжается.
Параметры, которые могут повлиять на объем извлекаемых запасов – нефтенасыщенная толщина hнн и плотность сетки скважин Sc:
Так как извлекаемы запасы значительно меньше рентабельных, то будем работать сразу с двумя параметрами:
1. Поместим скважину в больших нефтенасыщенных толщинах, т.е. принимаем hmin = 5,0 м.
2. Рассмотрим более редкую сетку скважин: 700*700 м
Перерасчет:
| Перерасчет | |
| Шаг 1. | |
| Кпр, мкм2 (Д) | 0,1350 |
| h, м | 5,0 |
| μн, сП (мПа*с) | 2,20 |
| S | |
| L, м | |
| ρн, т/м3 | 0,823 |
| D P2, МПа | |
| Кпрод, м3/(сут*МПа) | 17,1 |
| q, м3/сут | 136,6 |
| q, т/сут | 112,4 |
| Шаг 2. | |
| h, м | 5,0 |
| Кпор, д.ед. | 0,16 |
| Kнн, д.ед. | 0,760 |
| rн, т/м3 | 0,823 |
| bн, д.ед. | 1,195 |
| КИН, д.ед. | 0,3 |
| Sc, м2 | |
| fн, тыс.т/м2 | 0,13 |
| Qизв1 скв, тыс.т. | 61,55 |
Qизв1скв = ≥ 50 тыс. т., расчет закончен.
Шаг 3. Расчет времени выработки запасов
Расчет времени выработки запасов, если дебит нефти снижается линейно.
Тогда: T2 = 2Qизв1скв/ qн.
| Шаг 3. | |
| Т2, лет | 3,00 |
Задача. Экспертный вывод по таблице ГФХ нефтяной залежи
Коллектор характеризуется низкой нефтенасыщенной толщиной (hнн=1,4 м), высокой проницаемостью (Кпрон=0,135 мкм2), низкой расчлененностью (Kрасч=2,3 ед), средним коэфф. песчанистости (Кпесч=0,43 - ПК прерывистый коллектор. Коллектор поровый, характеризуется средней продуктивностью (Kпрод=4,99 м3/сут*МПа).
При депрессии на пласт 8 МПа дебит жидкости составит 39,9 м3/сут. (способ эксплуатации - ШГН). Необходимо применение технологий интенсификации добычи.
Термобарические условия типовые: пластовое давление близко гидростатическому (Рпл=18,8 МПа, Ргст=16,1 МПа). Коэфф.аномальности давления равен 1,17 д.ед., пластовая температура средняя (ТПЛ=36 град. С при расчетной tпл = 48 град. С).
Залежь структурная, нефтяная, характеризуется высоким значением коэфф. нефтенасыщенности (Кнн=0,76-коллектор насыщенный),входные дебиты новых скважин будут безводными. Коэффициент вытеснения высокий (Квыт=0,617). При этом коэфф. остаточной нефтенасыщенности Кон равен 0,29
Плотность извлекаемых запасов низкая: извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину при плотности сетки0,05 га составят 8 тыс.т., что ниже минимальной величины (25 тыс.т/скв).
Нефть является легкой по плотности (ρн=0,775 г/см3),. свободный газ является сухим, маловязкой (µн=2,2 мПа*с), со средним газосодержанием (Гф=67,5 м3/т), и малым объемным коэффициентом (bн =1,195).
Давление насыщения низкое(Рнас=7,5 МПа), что позволит эксплуатировать скважины с макс. депрессией до 11,3 МПа. При этом макс. дебит жидкости составит 56,3 т/сут.
Нефть малопарафинистая (Сп=0%),поэтому маловероятно образование АСПО.
Нефть малосернистая (Сs=0%)
Пластовые воды являются рассолами (содержание солей 195,9 г/л) и высокоагрессивными (коррозия оборудования)
Вязкость воды ниже вязкости нефти(0,732<2,2), поэтому фронт вытеснения неустойчивый.