Главная Обратная связь

Дисциплины:

Архитектура (936)
Биология (6393)
География (744)
История (25)
Компьютеры (1497)
Кулинария (2184)
Культура (3938)
Литература (5778)
Математика (5918)
Медицина (9278)
Механика (2776)
Образование (13883)
Политика (26404)
Правоведение (321)
Психология (56518)
Религия (1833)
Социология (23400)
Спорт (2350)
Строительство (17942)
Технология (5741)
Транспорт (14634)
Физика (1043)
Философия (440)
Финансы (17336)
Химия (4931)
Экология (6055)
Экономика (9200)
Электроника (7621)






Цель проведения ГРП в горизонтальной скважине



2. От чего зависит ориентация трещин ГРП в пределах продуктивного пласта?

3. Технологии проведения ГРП в горизонтальных скважинах.

4. Виды притока к продольным и поперечным трещинам ГРП.

5. Критерии выбора горизонтальных скважин-кандидатов для проведения ГРП.


Тема 7. Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием

Как показывают анализы расчетов, предельные безводные дебиты для однородных пластов малы и практически не приемлемы. Большой практический и теоретический интерес представляют задачи продвижения границ раздела нефть – вода к забою скважины (нестабильный конус воды). Этой проблеме посвящен ряд работ как отечественных, так и зарубежных исследователей. Известны работы акад. П.Я. Полубариновой–Кочиной, под руководством которой в институте механики АН СССР проведена серия экспериментальных работ на щелевых моделях по изучению плоского движения в пористых средах, в том числе и опыты по продвижению конуса воды в однородном пласте.

Рисунок 7.1 Схема притока к горизонтальному стволу скважины в бесконечном пласте по протяженности вдоль оси z, расположенной симметрично между двумя проницаемыми вертикальными плосткостями, обусловленного вытеснением нефти подошвенной водой (плосткость у=0 является кровлей нефтяной залежи). Схема притока к горизонтальному стволу скважины, обусловленного вытеснением нефти газом (плосткость у=h) является подошвенной нефтегазовой залежи.

Д.А. Эфросом и Р.А. Аллахвердиевой на параболической щелевой модели методом смены стационарных состояний экспериментировалась задача о времени истощения нефтяной залежи с подошвенной водой. Для схемы осесимметричного цилиндрического пласта известно решение В.А. Карпычева, где жидкости принимались разноцветными (одинаковой плотности и вязкости). В работе М.Л. Сургучева изучен характер продвижения водонефтяного контакта к галереи несовершенных скважин.

Хорошо известны также работы М. Маскета, И.А. Чарного, М.И. Швидлера, В.Л. Данилова, Р.М. Каца, Ю.А. Абрамова, Р.И. Медведского, Н.Е. Павлова, П.Б. Садчикова и др.

 

Решение. Дано:

Наименование параметра Условное обозначение Единицы измерения (СИ) Значение
Наименование параметра Условное обозначение Единицы измерения (СИ) Значение
Нефтенасыщенная толщина b м 4,6
Проницаемость по горизонтали kh м2 270·10-15
Проницаемость по вертикали kv м2 100·10-15
Вязкость нефти μн Па·с 0,00098
Радиус горизонтального участка скважины rc м 0,1
Радиус контура питания Rk м
Объемный коэффициент нефти B0 д.ед 1,2
Плотность нефти ρн кг/м3
Плотность воды ρв кг/м3
Вязкость дегазированной нефти µ д Па·с 4,8·10-3
Давление насыщения Рнас Па 8,4·106
Глубина скважины Н м
Давление на устье скважины Ру Па 2,4·106
Буферное давление Рб Па 3,6·106
Мощность пласта h м 18,9

 



Алгоритм расчета:

1 Определим коэффициент анизотропии пласт

(7.1)

где kr – горизонтальная составляющая проницаемости пласта, ;

kz – вертикальная составляющая проницаемости пласта, ;

χ – коэффициент анизотропии пласта

(7.2)

2 Определим безразмерные параметры ρ0 и ħ

(7.3)

где R – радиус контура скважины, м;

h – мощность пласта, м;

χ – коэффициент анизотропии пласта

(7.4)

где b – нефтенасыщенная толщина пласта, м;

h – мощность пласта, м

3. По таблице 7.1, определяем безразмерный дебит (7.5)

Таблица 7.1


Эта страница нарушает авторские права

allrefrs.ru - 2017 год. Все права принадлежат их авторам!