МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА им. М.С.Гуцериева
Реферат по дисциплине:
«Компьютерные технологии в добыче нефти»
Вариант № 33.
Моделирование траектории скважины.
Выполнил: Шаймарданов А.Ф.
Группы: З-ВтН-210301-53(к)
Проверил: к.ф.-м.н., Трубицына Н.Г.
Ижевск, 2019
Содержание
| Введение…………..………………….…………....………………...… 3 |
| 1. Термин «моделирование скважин»…………………………..….… 4 |
| 2. Моделирование работы скважины сложной траектории…………. 5 |
| 3. Работа скважины сложного профиля в условиях осаждения мехпримесей…..………………………………………….......…. 10 |
| Заключение...………………….………................................................. 12 |
| Список литературы………...…….………………………………..….. 13 |
Введение
Современные технические средства и программные продукты в области информатизации и автоматизации технологических процессов и управления производством позволяют решать широкий круг задач по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. В настоящее время существует широкий спектр компьютерных технологий и продуктов, которые могут использоваться как для улучшения стратегических показателей эксплуатации месторождения, например, для повышения коэффициента конечной нефтеотдачи пласта, так и оперативных показателей, таких как выполнение текущих планов добычи при минимизации эксплуатационных затрат и/или повышения эффективности и надежности использования промыслового оборудования.
В данном реферате будет рассмотрена тема – моделирование траектории скважины.
Реферат будет состоять из ведения, основной части, заключения и списка использованной литературы.
Термин «моделирование скважин»
Моделирование скважин – данный процесс необходим для уточнения геологического строения и свойства нефтяного пласта при воспроизведении истории его разработки, а также позволяет выбрать наиболее оптимальный вариант разработки месторождения при расчете прогнозных вариантов.
Основная задача изучения нефтяного пласта – это определение его состояния, а также возможных путей увеличения нефтеотдачи. Как правило, рассматривают усредненные объекты, так называемые балансные модели, в которых нельзя учесть все изменения параметров пласта и флюидов в пространстве и времени. Если в ходе моделирования использовать вычислительные машины, то можно более глубоко исследовать пласт путем разбиения его на блоки. Такие исследования называют численными моделями. Моделирование скважин нефтяных месторождений, а также осуществление прогнозных показателей разработки является одними из важных направлений деятельности инженеров-нефтяников. Процесс моделирования предполагает последовательное выполнение сейсмической модели, геофизической модели, петрофизической информации, затем идет построение цифровой гидродинамической и геологической моделей, моделирование фильтрационных процессов в пласте, прогноз процесса разработки, выполнение экономических расчетов по итогам мониторинга. Моделирование осуществляется не только для проектирования разработки месторождения, но и часто используется при проведении мониторинга. Данный процесс может осуществляться при помощи различного программного обеспечения, выбор которого остается за компанией, которая проводит моделирование.
Вообще, нефтяная скважина – это горная выработка с круглым сечением, диаметр которой составляет до 400 миллиметров. Она предназначена для разведки или добычи попутного газа или нефти. Как правило, их бурят вертикально, но могут бурить и под углом. Добыча углеводородов через скважину может проводиться путем фонтанирования, с применением насосов, а также за счет искусственного создания повышенного давления в пластах.
2. Моделирование работы скважины сложной траектории
Для ствола скважины, который невозможно описать элементарными математическими функциями, применим метод поинтервального разбиения профиля. В таком случае траектория ствола в продуктивном пласте будет описываться множеством прямолинейных участков, длина которых много меньше длины ствола (0,5-1 м).
Рассмотрим ствол скважины синусоидального профиля, графическая визуализация которого представлена на рисунке 1. Мощность пласта 10 м, колена ствола располагаются возле кровли и подошвы.
Рисунок 1 - Ствол скважины синусоидального профиля
В качестве эксперимента зададим плотность перфорации 7 отв./м и разместим отверстия по всей длине ствола. Профиль притока к стволу с синусоидальной траекторией и эпюра скоростей показаны на рисунке 2.
Рисунок 2 - Профиль притока к стволу с синусоидальной траекторией и эпюра скоростей
Как видно из рисунка 2, отверстия расположенные в середине колен и близко к границам пласта дают меньшие дебиты, отверстия находящиеся на прямолинейном участке и в середине пласта работают с большими дебитами. Сравним полученный профиль притока с профилем притока к аналогичному стволу синусоидальной траектории, расположенному на расстоянии 3 м от границ пласта. Для этого разместим их на одной координатной плоскости (рисунок 3).
Рисунок 3 – Сравнение профиля притока синусоидальных стволов с расположением колен у границ пласта и на удалении от них
На рисунке 3 показано, что участок ствола в колене, расположенном у границ пласта (L = 150–200, 340–490, 525–575) работает существенно хуже, чем остальная часть ствола. При этом заметно, что и отверстия в колене, находящемся на удалении от границ пласта дают меньшие дебиты по сравнению с отверстиями находящимися на прямолинейном участке. Это объясняется тем, что отверстия на прямолинейном участке и в колене, располагающиеся на одном расстоянии по траектории ствола, имеют различное расстояние в пласте.
2. Моделирование работы скважины, вскрывающей разнопроницаемые объекты
Рассмотрим пологую скважину, вскрывающую 2 не сообщающихся пропластков мощностью 6 и 18 м. Участок ствола, проходящий через верхний пропалсток перфорирован от кровли до подошвы, в нижнем, более мощном пропластке, расположены 2 интервала перфорации. Графическая визуализация траектории профиля показана на рисунке 4. Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.
Таблица 1 — Исходные данные для численного моделирования
Рисунок 4 – Траектория пологого ствола, вскрывающего 2 пласта
Результаты расчета показали, что дебит пологой скважины равен 191,42 м 3 /сут., из них 73,158 м3 /сут. отбирается из верхнего пропластка и 118,263 из нижнего. Профиль притока и эпюра скоростей показаны на рисунке 5.
Как видно из рисунка 5, дебиты отверстий, нижнего пропластка выше. В отверстиях, находящихся у кровли и подошвы наблюдается заметное падение дебита. Наибольшие дебиты дают отверстия третьего интервала, с наименьшей плотностью перфорации, из-за меньшей их интерференции. Рассмотрим, как изменится профиль притока, при изменении плотности перфорации (m) каждого из интервалов перфорации.
Рисунок 5 - Изменение профиля притока пологой скважине при изменении плотности перфорации одного из интервалов
Увеличение плотности расположения отверстий во втором интервале не понижает дебит первом интервале, так как из-за непроницаемой границы отсутствует взаимовлияние отверстий находящихся в разных пластах. Однако с увеличением плотности перфорации на одном из интервалов, расположенном в нижнем пласте, падает дебит отверстий как данного интервала, так и других, расположенных в том же пласте.
3. Работа скважины сложного профиля в условиях осаждения мехпримесей
Для обоих стволов скорость потока нефти недостаточна для выноса мехпримесей и не превышает 0,04 м/с. В случае ствола сложной траектории имеется угроза закупоривания нижних участков ствола мехпримесей в районе «колен» (рисунок 6).
Рисунок 6 – Схематичное изображение колена с мех примесями
При отложении мехпримесей в «колене» происходит сужение его поперечного сечения, что влечет за собой увеличение скорости при течении через «колено». Площадь поперечного сечения «колена» рассчитывается по формуле для сегмента круга.
В то же время, за счет поворота и сужения потока, а также слияния потоков из перфорационного канала с потоком, движущимся по стволу с большей скоростью, в коленах с мехпримесями возникают гидравлические потери большие, чем в остальных участках ствола.
На рисунке 7 представлена эпюра скоростей при 50%-ом (hур/2rc = 0,5) заполнении мехпримесями середины «колен».
Рисунок 7 – Эпюра скорости потока в скважине сложного профиля при формировании песчаных пробок
Из рисунка 7 видно, что наибольшие скорости потока наблюдаются в районе отверстий, расположенных в участках ствола с наименьшим поперечным сечением, т.е. в середине «колен». После прохождения «колена» скорость потока падает. Если скорость потока недостаточна для выноса мехпримесей, то «колено» неизбежно будет рано или поздно закупорено мехпримесями в результате их постоянного поступления в ствол. У пологой скважины мехпримеси будут скапливаться в конце ствола, что может привести к прекращению дренирования нижнего пласта.
На рисунке 8 показана зависимость скорости потока в колене от уровня закупоривания мехпримесями.
Рисунок 8 - Изменение скорости потока в колене с мехпримесями в районе каждого перфорационного отверстия
Разработанная методика расчета профиля притока к нефтяным скважинам со сложной траекторией ствола в многопластовом объекте позволяет рассчитывать продуктивность скважин, продуктивность отдельных интервалов ствола и оценивать их работу при различной траектории ствола.
Заключение
Получена система уравнений для установившегося притока к перфорированной нефтяной скважине сложной траектории, вскрывающей разнопроницаемые не сообщающиеся пропластки, с учетом развивающегося потока в стволе.
Исследовано решение для работы перфорированной нефтяной скважины со сложной траекторией в условиях отложения мехпримесей.
Список литературы
1. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде: пер. с англ. — М.: Гостоптехиздат, 1969 год — 628 стр.;
2. Полубаринова-Кочина П. Я. Теория движения грунтовых вод. — М.: Гостехиздат, 1952 год — 676 стр.;
3. Минский Е. М., Марков П. П. Экспериментальное исследование сопротивления несовершенных скважин // Тр. ВНИИ, вып. 8. — М.: Гостоптехиздат, 1956 год — 35-66 стр.;
4. Телков А. П., Грачев С. И. и др. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтедобыча. — Тюмень: ООО НИПИКБС-Т, 2001год – 460 cтр.;
5. Телков А. П., Стклянин Ю. И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. — М.: Недра, 1965 год – 165 cтр.;
6. Телков А. П. Подземная гидрогазодинамика. — Уфа, Башиздат, 1974 год – 224 cтр.;