Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6 - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6

Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
ТЕМА «Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6»
2 . Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1 Геологическое строение месторождения и залежи
Геологическое строение Кравцовского месторождения и подсчетные параметры нефтяной залежи дейменаского надгоризонта изучены на основе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки, бурения и опробования семи скважин (Д6-1, Д6-2, Д6-3, Д6-4, Д6-5, 8-Кр, 10-Кр), ГИС.
Стратиграфический разрез месторождения полностью совпадает с разрезом прилегающей территории суши и включает фундамент представленного архейской группой и осадочный комплекс палеозойской, мезозойской и кайнозойской групп (рис 2.1). Общая толщина осадочного чехла на месторождении до 2339.4 м (скважина Д6-2).
Архейские отложения (Аг) являются самыми древними отложениями разреза Кравцовского месторождения и вскрыты бурением в скважинах Д6--1 и Д6--2 на глубинах 2356 м и 2404 м, соответственно.
Палеозойская группа представлена отложениями кембрия, ордовика, силура, девона и перми.
Кембрийские отложения включают нижний и средний отделы. Нижнекембрийские отложения сложены песчаниками, алевролитами. Толщина отдела 74-83 м. К среднекембрийским отложениям относится толща песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений до 119 м. Нефтеносный (дейменаский) надгоризонт приурочен к верхней части среднекембрийских отложений. Толщина 69.9-74.4 м.
Отложения ордовикской системы разделены на нижний, средний и верхний отделы. Ордовикские отложения (покрышка), перекрывающие породы-коллектора дейменаского надгоризонта, представлены преимущественно переслаиванием мергелей и глинистых известняков, реже аргиллитов (в верхней части разреза). Мергели и известняки, слагающие ордовикскую покрышку, в основной своей массе состоят из очень мелких зерен (менее 0.01 мм) кальцита и глинистого тонко дисперсного вещества, в известняках отмечается примесь карбонатного детрита. Толщина их достигает 71-76 м.
Рис. 2.1. Литолого-стратиграфический разрез
В целом ордовикские отложения, вместе с залегающей выше мощной толщей аргиллитов силурийской системы, являются благоприятными флюидоупорами и служат надежной покрышкой залежи в среднекембрийских породах-коллекторах.
Силурийские отложения включают нижний и верхний отделы. Нижний силур в основании представлен маломощными карбонатными отложениями, но большую часть разреза слагают аргиллиты с прослойками мергелей. Толщина 148-155 м. Верхний силур представлен аргиллитами и мергелями с прослойками известняков. Толщина 744-849 м.
Девонские отложения, в составе которых выделены все три отдела, представлены песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами, известняками, доломитами. Толщина 483-592 м.
Пермские отложения, включающие только верхний отдел, сложены ангидритами, доломитами, известняками, гипсами с эпизодическим развитием каменной соли. Толщина 88-124 м.
Мезозойская группа представлена отложениями триаса, юры и мела.
Отложения триаса включают только нижний отдел и представлены пестроцветной толщей карбонатных глин с редкими прослоями мелкозернистых кварцевых песчаников, алевролитов, известняков. Толщина 262-282.5 м.
Отложения юрской системы представлены верхним отделом и сложены известняками с прослоями глин, песчаниками и мергелями. Толщина 74-104.5 м.
Меловые отложения сложены песчаниками, алевролитами, прослоями глин и известняками. Толщина 73.7-96 м.
Кайнозойская группа представлена четвертичными отложениями и сложена разнозернистыми песками, гравием, илами. Толщина 17.8-27 м.
Кравцовская структура расположена в пределах Куршского тектонического блока, приуроченного к экваториальной части Балтийской синеклизы. Здесь в отложениях ордовикско-кембрийской толщи выделяется ряд валообразных поднятий. К центральной части (поднятие Д-6) одного из них - Западно-Ниденскому валу - приурочено Кравцовское месторождение, являющееся самым крупным по размерам и запасам среди открытых на море и обрамляющей суши.
Залежь нефти выявлена в дейменаском надгоризонте среднего кембрия. В отложениях этого надгоризонта на прилегающей суше (Россия, Литва) открыто свыше 20 месторождений нефти.
Современный структурный план поднятия Д6 в 1998 г. уточнен сейсморазведочными работами МОГТ-ЗД. Согласно им, по кровле продуктивного пласта Д6 представляет собой сложнопостроенную антиклинальную складку, осложненную сводовыми поднятиями и системой дизъюнктивных нарушений.
Субмеридианальный сброс амплитудой до 30 м, проходящий через центральную часть складки Д6 делит ее на два крупных блока: А (западный) и Б (восточный).
В блоке А выявлено наиболее крупное на структуре Д6 брахиантиклинальное поднятие с осью ориентированной параллельно сбросу с северо-запада на юго-восток.
В блоке Б прослеживается примыкающий к южной части центрального сброса прогиб, имеющий форму грабена и разделяющий наиболее высоко приподнятые части структуры в блоках А и Б. В западной части грабена амплитуда сброса достигает 25 м, в восточной 20 м.
В платообразной части поднятия Д6 (блок Б) диагональные и поперечные разрывные нарушения формируют его мелкоблоковое строение с морфологически разными структурными элементами: прогнутую часть (скважина Д6-5) и приподнятую часть в смежном микроблоке в виде приразломного куполовидного поднятия (скважина Д6-3).
В блоке А пробурены скважины: Д6-1, Д6-2, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр, в блоке Б скважины: Д6-3, Д6-5.
Положение водонефтяного контакта (ВНК) принято на абсолютной отметке минус 2177 м по данным опробования скважин и интерпретации материалов ГИС. Пять скважин (Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр) оказались в контуре залежи, остальные две (Д6-2, Д6-5) в законтурной области. Все внутриконтурные скважины, кроме скважины 8-Кр, вскрыли ВНК.
Залежь нефти массивная, приуроченная к ловушке структурного типа, осложненной тектоническими нарушениями. Размеры залежи в пределах ВНК: 9.2 х 4.6 км, этаж нефтеносности равен 41 м.
Абсолютная отметка глубины залегания пласта в своде минус 2132.2 м. Коэффициент заполнения ловушки 0.89 достаточно высокий для залежи данного региона.
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта нефтяной залежи дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р показана на рис. 2.1.
Геологические разрезы скв. Д6-4, 8-Кр, Д6-1, 10-Кр, Д6-2; скв.Д6-3, Д6-5, Д6-2 и скв.Д6-4, Д6-3 представлены на рис. 2.3; 2.4 и 2.5.
Глубины, отметки и толщины пластов и непроницаемых пропластков по скважинам дейменаского надгоризонта приведены в таблице.2.1.
Выделение коллекторов осуществлялось по комплексу ГИС фиксацией «прямых признаков» проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, либо посредством количественного критерия АГК, установленного путем статистической обработки массивов данных, полученных на основе «прямых признаков».
Начальное Рпл. Приведенное к ВНК (-2177м), МПа
Таблица 3.2 -- Результаты исследования скважин дейменаского надгоризонта
Принятое среднее значение по пласту
Дебит нефти, т/сут вертикальные скважины горизонтальная скважина
Удельная продуктивность, м 3 /(м-сут-МПа)
Удельный пластовый коэффициент продуктивности, м 3 /(м-сут-МПа)
Примечание: значения давления приведены к ВНК.
Особенностью скважины 8-Кр является наличие открытого горизонтального ствола в пласте, длиною 201 м. Запуск скважин в работу производился с помощью УЭЦН. С началом фонтанирования скважины отрабатывались на штуцерах с различными диаметрами от 5,0 до 11,1 мм. Продолжительность отработок и регистрации КВД в этих исследованиях была увеличена по сравнению с ранее проведенными в скв. Д6-1 - Д6-5 (менее 15 ч) и достигала 24 часов.
Гидродинамические исследования методами установившихся отборов и восстановления давления проведены с помощью глубинного и палубного оборудования сервисной компании «Шлюмберже».
Испытания сопровождались регистрацией процесса изменения забойного давления глубинными датчиками Phoenix MTD. Проведенные исследования оценены как технически успешные. Снижение информативности испытания по скважине 10-Кр связано с отсутствием на момент проведения работ специального оборудования для замера дебитов.
Фильтрационно-емкостные и коллекторские характеристики объекта по скважине 8-Кр оценивались по кривой восстановления забойного давления методами диагностическим и производных давления, суперпозиции, детерминированных моментов текущей депрессии. Промышленная значимость интервала исследования определялась по индикаторным диаграммам (ИД) и по КВД методом идентификации.
Индикаторные диаграммы по нефтенасыщенной части залежи, дополненные результатами исследования скважины 8-Кр, до депрессии 7.1 МПа хорошо описываются прямолинейной зависимостью, что указывает на проявление в прискважинных зонах пласта линейного закона Дарси.
Максимальное значение дебита нефти получено в скважине 8-Кр на устьевом штуцере диаметром 11,0 мм и составляет 580,8 м /сут при депрессии на пласт 1.34 МПа или 5,7 % от величины пластового давления.
Фильтрационный поток в радиусе дренирования скважины характеризуется сменой различных режимов. Ранний участок отражает плоскорадиальную фильтрацию флюида вокруг дренируемой части пласта горизонтальным.
3.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов
Из результатов изучения геологического строения следует, что вся залежь нефти дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения находится в единой гидродинамической системе пласта. По объему залежи не отмечено существенных различий свойств нефти, воды и вещественного состава пород коллектора. По всей площади залежь подпирается подошвенной водой, характеризуется одинаковыми условиями разработки, следовательно, может рассматриваться, как один эксплуатационный объект.
Основные характеристики эксплуатационного объекта приведены в таблице 3.3.
3.3 Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону
Тип коллектора и обширная водонефтяная зона являются факторами, ограничивающими применение на Кравцовском месторождении ряда способов воздействия на пласт и призабойную зону. Так, например, для терригенных продуктивных отложений типа дейменаских песчаников неприменимы различные способы солянокислотного воздействия.
Поскольку на месторождении планируется бурение горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин это предопределяет особенности применения тех или иных способов воздействия на пласт и призабойную зону.
Возможности использования гидроразрыва пласта или каких-либо других способов создания трещин ограничены, т.к. весьма вероятно образование вертикальных трещин и преждевременное обводнение продукции скважин за счет подтягивания подошвенной воды.
В целях снижения загрязняющего воздействия буровых растворов на приствольную зону, происходящего при вскрытии продуктивного пласта, рекомендуется использовать полимерные буровые растворы на водной основе. В этом случае водоотдача промывочных жидкостей поддерживается на минимальном уровне, что обеспечивает создание тонкой и плотной защитной фильтрационной корки на стенках скважины. При создании депрессии и добыче продукции происходит удаление корки с поверхности коллектора. Естественная проницаемость продуктивных отложений практически полностью восстанавливается, т.е. проведение специальной процедуры очистки призабойной зоны в данном случае не требуется.
Таблица 3.3. Исходные геолого-физические характеристики дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения
Проницаемость нефтенасыщенной зоны (по модели)
Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной зоны
Коэффициент расчлененности нефтенасыщенной зоны
Вязкость нефти в пластовых условиях
Плотность нефти в пластовых условиях
Плотность нефти в поверхностных условиях
Плотность воды в пластовых условиях
Средняя удельная продуктивность скважин
Начальные балансовые запасы нефти (утв. ГКЗ РФ)
Начальные извлекаемые запасы нефти (утв. ГКЗ РФ)
Коэффициент нефтеизвлечения (утв. ГКЗ РФ)
На Кравцовском месторождении планируется вскрытие пласта скважинами с открытым забоем, что должно обеспечить сохранение естественной проницаемости.
Одной из основных проблем при проведении мероприятий по интенсификации притока в горизонтальных стволах скважин является достижение равномерного профиля притока, ограничение и изоляция прорывов воды. Использование регулируемых секционных фильтров (например, КРР. 146.03) позволяет разделить горизонтальный участок на ряд коротких интервалов и последовательно их обрабатывать, а в случае необходимости производить их отключение, что должно обеспечить более равномерную выработку всего интервала притока. Разработана и испытана технология изоляции интервалов притока воды в горизонтальных необсаженных стволах. Техническая сущность разработки заключается в следующем: в водоносный интервал закачивается структурированная гидрофобная вязкая жидкость для создания водоотклоняющей буферной оторочки вокруг ГС; затем в интервале водопритока устанавливается профильный перекрыватель, например конструкции ТатНИПИнефти ОЛКС-216У, который служит механическим барьером, противостоящим выдавливанию тампонирующего состава обратно в ГС под действием напора пластовых вод.
3.4 Анализ текущего состояния разработки
По состоянию на 01.11.2004г. на залежи пробурены вертикальная скв. 10-Кр с вертикальным завершением и скв. 8-Кр и 18-Кр с горизонтальным завершением.
Скв. 10-Кр в эксплуатации с июля 2004г. На 01.11.2004г. из скважины отобрано 9.4 тыс.м 3 нефти и 4.8 тыс.м 3 воды, текущий дебит нефти 125 м 3 /сут при обводненности 35% об. Коэффициент эксплуатации скважины за этот период 0.68. Наличие воды в продукции связано, вероятнее всего, с негерметичностью цементного моста с пакером, установленного на 17 м выше ВНК. Для ликвидации водопритока целесообразно провести изоляционные работы, например, установку цементного моста выше существующего.
Скв. 8-Кр эксплуатируется с августа 2004г. На 01.11.2004г. по скважине отобрано 30.9 тыс. м безводной нефти. Коэффициент эксплуатации скважины за этот период равен 0.94. Скважина устойчиво работает с дебитом 530-540 м 3 /сут.
09.11.2004 введена в эксплуатацию скв. 18-Кр с горизонтальным стволом длиной 406 м. По результатам гидродинамических исследований скважину рекомендуется эксплуатировать с дебитом не выше 400 м /сут.
3.5 Геолого-промысловые и технологические особенности проекта разработки
На данный момент, после анализа нескольких вариантов проектов разработки Кравцовского месторождения, выбран вариант, по которому разбуривание залежи предполагается вести горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами. Применение скважин таких конструкций позволяет увеличить их продуктивность за счет длины горизонтального участка, снизить депрессию на пласт, обеспечить более равномерный подъем ВНК и повышение степени выработки запасов углеводородов. Исходя из опыта разработки месторождений Калининградской области, следует, что для увеличения продолжительности периода безводной добычи нефти рабочая депрессия на забое скважин в начальный период эксплуатации не должна превышать ориентировочно 1МПа.
Рассматриваемый проект предполагает разработку 17 скважинами (скв. 10-Кр, 10 ГС и 6 РГС), пробуренными с ЛСП. Проектный уровень добычи нефти 700 тыс. т в год (таблица 3.4.). Длины горизонтальных стволов от 200 до 600м, горизонтальные участки скважин прокладываются на расстоянии 2-4 м от кровли залежи параллельно ей. Из шести РГС две имеют по два дополнительных горизонтальных ствола, четыре -- по одному. При этом предполагается, что в скв. 11 оборудование должно обеспечивать контроль эксплуатации каждого ствола в отдельности.
Таблица 3.4. Основные технологические показатели разработки Кравцовского м/р
Предполагается бурение РГС с основным горизонтальным стволом длиной 600 м и двумя дополнительными боковыми стволами по 400 м каждый. Расстояние от горизонтальных стволов до ВНК ~7-9 м.
Всего в данном варианте залежь разрабатывается 24-мя горизонтальными стволами. Суммарная длина горизонтальных стволов скважин 11700м. Дебиты скважин изменяются от 110 до 600 м 3 /сут.
В то же время использовать максимально потенциал горизонтальных скважин в условиях нефтяной залежи, подстилаемой водой, следует осторожно, т.к. неограниченное увеличение дебитов приводит к ускоренному обводнению скважин и соответственно, существенному росту накопленной добычи воды.
Горизонтальные участки скважин предлагается прокладывать на расстоянии 2-4 м от кровли залежи параллельно ей. В настоящее время можно утверждать, что в продуктивном пласте существуют зоны пониженной проницаемости или непроницаемые включения, но их положение и протяженность известны (достаточно ориентировочно) только в районе пробуренных скважин. Учитывая, что нефтяная залежь подстилается водой, только в ее центральной части забои скважин могут быть проложены на 10-15 м ниже кровли залежи. В краевых частях залежи размещение забоев скважин над слабопроницаемыми прослоями, т.е. всего на 2-4 м ниже кровли, может положительно сказаться на динамике добычи, т.к. в этом случае нефть к скважинам будет вытесняться водой по напластованию, а не за счет конусообразования. В то же время, нефть из под таких слабопроницаемых пропластков может извлекаться либо другими скважинами за счет интерференции, либо за счет бурения дополнительных стволов из пробуренных.
В рассматриваемом проекте разработки предусмотрено, что:
- давление на забое скважин не должно быть ниже 13 МПа, т.к. при этом давлении в процессе испытания скважин не наблюдалось разрушения призабойной зоны;
- скважины отключаются при обводненности 95% об.;
- коэффициент эксплуатации скважин равен 0.91 в 2004-2005гг. и 0.95 в дальнейшем; потенциал горизонтальных скважин позволяет в случае сверхнормативного простоя какой-либо скважины перераспределить дебиты и компенсировать добычу;
- скважины должны периодически останавливаться для проведения исследовательских и ремонтных работ; наиболее благоприятные условия для гидродинамических исследований скважины имеют в период фонтанной эксплуатации;
для транспортировки добываемой продукции по трубопроводу к береговым сооружениям по подготовке нефти предусмотрено использовать мультифазные насосы. Давление на устье скважин должно обеспечивать нормальную работу мультифазных насосов. При снижении давления на устье скважин ниже требуемых значений скважины переводятся на механизированный способ добычи с помощью УЭЦН.
Разработку залежи планируется осуществлять на естественном упруговодонапорном режиме дренирования.
3.6 Технология и техника добычи нефти и газа
Разработка Кравцовского месторождения по предполагается 17 нефтяными добывающими скважинами, из которых одна вертикальная, десять наклонно-направленных с горизонтальными окончаниями и шесть наклонно-направленных, разветвленных с горизонтальными окончаниями.
Одним из критериев перевода скважин на механизированный способ добычи нефти является величина давления на устье.
Исходя из условий доставки продукции скважин на берег мультифазным насосом, для перекачки максимальных объемов, давление на приеме насоса регламентируется значением 2.0 МПа. Это значение принято как критерий перевода скважин на механизированную добычу.
Исходя из условий эксплуатации морских месторождений, существуют объективные факторы, ограничивающие диапазон выбора способа механизированной добычи.
Наиболее приемлемыми для морских месторождений являются газлифтный способ эксплуатации и с применением установок электропогружных центробежных насосов (УЭЦН).
Ввиду отсутствия источника газа, на Кравцовском месторождении рекомендуется применение УЭЦН.
Компоновка внутрискважинного оборудования (ВСО) скважины 8 Кравцовского нефтяного месторождения представлены на рисунке 3.2.
Устьевое оборудование в целом не отличается от обычно применяемого для добывающих скважин. Однако должна быть предусмотрена возможность прокладки к электродвигателю токоподводящего кабеля, а также соответствующих линий к датчику давления и клапану-отсекателю. Гидравлическая линия малого диаметра соединяет клапан-отсекатель с аварийной системой отключения, которая при соответствующем изменении устьевого давления производит автоматическое закрытие клапана, перекрывая внутреннее сечение НКТ. Фонтанная арматура FMC-2-9/16-5K, применяемая в настоящее время, может быть рекомендована и в дальнейшем
Глава 4. Определение влияния геологических и технологических параметров на производительность горизонтальных скважин
4.1 Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин
Мировая практика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений на шельфе показывает, что одним из перспективных направлений разработки таких залежей является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличить нефтеотдачу.
Устойчивость работы горизонтальной скважины с большим дебитом требует изучения влияния нескольких факторов на производительность горизонтальных скважин. В частности, эти факторы включают: параметры пласта (проницаемость, анизотропию, депрессию на пласт и т.д.); расположение горизонтального ствола относительно кровли и подошвы и потери давления в горизонтальном стволе.
4.2 Влияния параметров пласта на производительность горизонтальных скважин
К настоящему времени для определения производительности горизонтальных скважин предложено значительное число методов. К основным методам следует отметить:
1. Метод Ю.П. Борисова, который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму круга (рис 4.1.):
2. Метод S.D. Joshi, который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважины по площади, имеет форму эллипсоида (рис 4.1.):
3. Метод F.M.Giger, который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида (рис 4.1.):
4. Метод G.I.Renard, J.M. Dupuy, который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида (рис 4.1.):
5. Метод З.С. Алиева, В.В. Шеремета, который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытого горизонтальным стволом (рис 4.1.):
Все формулы используют следующие условия; стационарный режим фильтрации, пласт однородный изотропный и горизонтальный ствол расположен симметрично по толщине, но различаются эти методы геометрией зоны дренирования.
Для расчетов дебита нефти по предложенным выше методикам приняты исходные данные скв. 8-Кр (таблица 4.1). Определенные по формулам (4.1)ч(4.6) дебиты горизонтальных скважин при различных соотношениях толщины пласта (h), длины горизонтального ствола (L гор ), абсолютного проницаемости (k), депрессии на пласт ДP и радиуса контура питания (R k ) приведены в таблице 4.2, в которой Q 1 - дебит рассчитанный по методу Борисова, Q 2 - дебит рассчитанный по методу Joshi, Q 3 - дебит рассчитанный по методу Giger, Q 4 - дебит рассчитанный по методу Renard, Q 5 - дебит рассчитанный по методу Алиева З.С., Шеремета В.В.
Вязкость нефти в пластовых условиях
Из табл. 4.2 видно, что хотя формулы и отличаются друг от друга, однако определенные дебиты оказались достаточно близкими, и разница в этих дебитах связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования. Для перечисленных формул и принятых форм зоны дренирования ограничение на длину горизонтального ствола не вводится. Однако во всех методах, за исключением формулы (4.6), при полном вскрытии принятой зоны дренирования горизонтальным стволом величина забойного и контурного давлений совпадают, что делает полученные расчетные формулы для определения дебита нефти неустойчивыми. Это означает, что большинство из предложенных формул становится неприемлемыми в областях длин горизонтального ствола, близких к параметрам контура питания.
Таблица 4.2. Результаты расчета производительности горизонтальной нефтяной скважины с помощью различных методов
Влияние толщины пласта на производительность горизонтальной скважины значительно и при заданной ее длине пласт с большей толщиной обеспечивает дебит нефти намного выше, чем для пласта с меньшей толщиной. На рис. 4.2. показан характер изменения производительности горизонтальной скважины от ее длины при различных толщинах пласта. Из рис. 4.2. видно, что при небольшой толщине пласта прирост дебита при увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины незначителен. Увеличение толщины пласта от h=5 м до h=60 м приводит к росту дебита нефти от Q н ?60 м 3 /сут до Q н ?560 м 3 /сут при L гор =600 м. Характер изменения дебита скважины от толщины пласта показан при L гор =200; 400 и 600 м на рис.4.3.
Рис. 4.2. Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от длины ствола при различных толщинах пласта:
1 - при h=60 м; 2 - при h=50 м; 3 - при h=40 м; 4 - при h=30 м; 5 - при h=20 м; 6 - при h=10 м; 7 - при h=5 м.
Рис. 4.3. Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от толщиныпласта при различных L гор :
1 - при L гор =600 м; 2 - при L гор =400 м; 3 - при L гор =200 м.
При небольших толщинах пласта отношение L/h выше, чем при значительных толщинах. Так, например, при L гор =600 м и h=5 м, это отношение составляет L/h=150, что в 15 раз больше, чем при h=60 м, когда L/h=10. Расчеты по определению влияния толщины пласта на производительность горизонтальных нефтяных скважин представлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 Результаты расчета дебита нефти горизонтальной скважины по методу Алиева З.С., Шеремета В.В.
Дебит горизонтальной скважины, Q м 3 /сут
На производительность горизонтальных скважин параметр анизотропии = влияет более существенно, чем на дебит вертикальных скважин. Для изотропного пласта, с учетом анизотропии формула (4.6) будет иметь вид:
Геолого-физическая характеристика Кравцовского месторождения. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки. Выбор и обоснование способа механизированной добычи. Основные требования к внутрискважинному оборудованию. дипломная работа [2,9 M], добавлен 18.04.2015
Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация. курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014
Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины. дипломная работа [3,2 M], добавлен 19.05.2012
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период. дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.06.2014
Разбуривание месторождений горизонтальными скважинами, а также эффективность применения горизонтальных скважин в условиях Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения. Исследование стационарного притока к одиночной скважине в анизотропном пласте. статья [54,5 K], добавлен 19.05.2014
Характеристика геологического строения месторождения Жетыбай, системы его разработки. Техника и технология добычи нефти и газа. Изучение правил промывки скважин для удаления песчаных пробок. Сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки. дипломная работа [1,5 M], добавлен 08.02.2015
Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой. курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6 дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат На Тему Державне Право Зарубіжних Країн
Как Написать Практическую Значимость Работы
Курсовая Преступления В Сфере Экономической Деятельности
Реферат На Тему Психология Групп
Контрольная работа: Законодательство в области финансов, банков и бухгалтерского учета. Скачать бесплатно и без регистрации
Жанры Итогового Сочинения Презентация
Реферат: American Cinema
Курсовая На Тему В И Даль Лексикограф
Реферат: Хосров II Парвиз
Дипломная работа по теме Коррекция отклонений в поведении подростков из неблагополучной семьи
Реферат На Тему Кесарево Сечение У Собак
Реферат по теме Происхождение денег и банков
Реферат: Цели и роль информационных потоков в логистической системе
Реферат по теме Прибыль предприятия
Шпаргалка: Методы и задачи педагогической науки
Сочинение По Русскому Языку 24 Балла
Реферат по теме The culture of public speaking
Сочинение Про Финикийских Мореплавателей 5 Класс
Эссе Философия Смысла Жизни
Сочинение Миниатюра Семья Слов
Разработка плана организации управленческого учета на производственных предприятиях - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Существенность в аудите и аудиторский риск - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Буровая техника - Геология, гидрология и геодезия реферат