Бурение боковых горизонтальных стволов.

В процессе разработки нефтяного месторождения последнее время получает развитие технология забуривания боковых стволов.

Различают два вида боковых стволов:

1. Боковой ствол с вертикально или условно вертикальным окончанием (БС);

2. Боковой ствол с горизонтальным окончанием (БГС).

Наиболее часто БС с условно вертикальным окончанием используется для восстановления аварийных скважин. Расчёт входных или запускных параметров работы скважины аналогичен расчёту обычной скважины.

Боковые стволы с горизонтальным окончанием, чаще всего используют для вовлечения невырабатываемых зон, увеличения Кохв и конечного значения КИН.

Для обоснования местоположения (БГС) используют два критерия: структурная карта по кровле продуктивного пласта и карта текущих нефтенасыщенных толщин.

На карте текущих нефтенасыщенных толщин отмечаются районы с повышенной концентрацией текущих извлекаемых запасов нефти, а направление горизонтального участка задается с учётом реализованной системы разработки и картой кровли продуктивного коллектора. При этом предпочтение отдаётся близлежащим от скважины мини антиклинальным поднятиям, поскольку именно в них, с высокой долей вероятности, сосредоточены основные объемы остаточных извлекаемых запасов пласта.

Обоснование начальных дебитов по жидкости горизонтальных скважин проводится с помощью аналитических зависимостей и обобщения опыта разработки месторождений горизонтальными скважинами.

                    1)           Для расчета вязкости жидкости определена зависимость относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти, обводненности от водонасыщенности.

Относительные фазовые проницаемости зависят от водонасыщенности и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций:

где     - относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»),;

  - показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»), ;

  - показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»), ;

- текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения:

где    - обводненность, %;

 - вязкость воды в пластовых условиях, ;

 -  вязкость нефти в пластовых условиях.

Результаты расчета приведены в таблице 3.

Таблица 4 – Результаты расчета зависимостей

                    2)           По результатам расчета, проделанного с помощью Microsoft Excel,построен график зависимости (рисунок 1). Определены значения  по исходному значению обводненности соседних работающих скважин

Рисунок 1 – Зависимость обводненности, относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от водонасыщенности

                    3)           Вычисление вязкости жидкости

где    – вязкость жидкости,мПа*с;

– вязкость нефти, мПа*с;

– вязкость воды, мПа*с.

                    4)           Расчет объемного коэффициента жидкости

                    5)           Расчет дебита скважины по жидкости по 4 аналитическим методам.

В инженерной практике оценки входного дебита по жидкости горизонтальных скважин существует несколько аналитических выражений. Основными, наиболее часто используемыми являются 4 зависимости:

-     метод Ю.П.Борисова

-            метод Джиггера

-            метод Ренард - Дюпюи

-     метод Джоши

где - радиус области дренирования;

 - радиус скважины;

L - длина горизонтального участка;

h -толщина продуктивного пласта;

Δр - перепад давления между границей контура питания и стенкой скважины;

μ - вязкость пластового флюида;

k - проницаемость пласта;

 -  половина большой оси эллипса дренирования;

- для эллипсоидной площади дренажа;

Таким образом, определяется дебит жидкости в пластовых условиях.

По формуле (7) (метод Ю.П. Борисова)он составит

.                                   

По формуле (8) (метод Джиггера) он составит

.

По формуле (9) (методРенарда-Дюпюи) он составит

.

По формуле (10) (метод Джоши) он составит

.           

Далее определяем дебит жидкости при поверхностных условиях:

Дебит нефти при поверхностных условиях определяется по формуле

.

.

6) Время выработки остаточных запасов определяется по формуле

где  - плотность нефти при поверхностных условиях,

–коэффициент эксплуатации, равный 0,95;

–остаточные извлекаемые запасы нефти.

Результаты расчетов приведены в таблице 5.

Таблица 5 – Результаты расчетов

7) Годовая добыча нефти определяется по формуле

.

В результате проделанной работы были рассчитаны кривые ОФП и построены графики зависимости от водонасыщенности. Вычислены вязкость и объемный коэффициент жидкости. Определены дебиты скважин четырьмя методами: методом Борисова (13,184 м3⁄сут), методом Джиггера (13,219 м3⁄сут),методом Ренарда-Дюпюи (13,184 м3⁄сут), методомДжоши (13,184 м3⁄сут). Рассчитанный данными методами дебит скважин оказался незначительно отличающимся друг от друга. Годовая добыча нефти из скважины – 1136,61 т⁄год, срок эксплуатации скважины 209 лет и 8 месяцев.