Мар 13
Приветствую господа, Знаете ли вы, каким образом можно оценить приращение отношения дебита нефти после ГРП к дебиту до ГРП при N стадиях ГРП на одной горизонтальной скважине. Скажем, если я знаю, что в результате одного ГРП отношение дебитов равно 1,96, то, как оценить это отношение при трех гидроразрывах? Также интересует, что такое радиус дренирования и как посчитать длину контура питания горизонтальной скважины.
Опубликовано
23 Мар 2013
Активность
11
ответов
10274
просмотра
6
участников
0
Рейтинг
Радиус дренирования это радиус круга внутри которого жидкость движется к рассматриваемой скважине. Обычно радиус дренирования принимают равным середине расстояния между скважинами. Область дренирования необязательно бывает круглой. Например, если область дренирования представляет собой треугольник, то радиус дренирования будет равен радиусу круга, площадь которого равна треугольнику, внутри которого идет фильтрация к скважине.
Что касается длины контура питания горизонтальной скважины (ГС), я так понял тебя интересует размер области дренирования ГС. Как вариант можешь очертить ГС прямоугольником, стороны которого будут примерно проходить через середины расстояния до соседних скважин. Это и будет область дренирования ГС, размеры прямоугольной области дренирования можно легко вычислить. Если соседних скважин нет, то можешь растянуть прямоугольник до ближайших контактов: водонефтяного, газонефтяного или до непроницаемых границ, если таковые имеются. В результате прямоугольник может превратиться в многоугольник.
Еще как вариант это нарисовать овал вокруг ГС, расстояние от ствола взять 500 м. Это и будет область дренирования ГС. Почему 500 м? Потому что когда нет данных о радиусе дренирования скважины, можно делать предположения. Не знаю почему, но в таких ситуациях часто начинают с 500 м. Потом можешь попробовать повторить расчет для 250 м и 750 м.
Что касается расчета прироста от N стадий ГРП в ГС, то я встречал такую цифру об американских ГС с многостадийным ГРП: работают 70% трещин.
Думаю, можно попробовать каждую трещину в ГС анализировать как отдельную фиктивную скважину, а затем дебиты отдельных фиктивных скважин сложить. В этом случае необходимо рассчитать область дренирования каждой трещины и именно эту область учитывать при расчете дебита каждой фиктивной скважины. Также необходимо учесть то, что депрессия на пласт в трещине, ближайшей к точке входа ствола ГС в пласт, будет максимальной, а в трещине, ближайшей к забою ГС, депрессия на пласт будет минимальной. Разница в депрессии возникает из-за потерь на трение при движении жидкости и газа по стволу скважины. Для простоты можешь предположить, что депрессия на пласт в каждой последующей трещине от начала скважины увеличивается на 5%. Этот процент я придумал сам, можешь попытаться рассчитать эти значения для твоего случая. Если поток на 100% состоит из нефти, то точность будет более менее, если поток нефть+ свободный газ, то считать будет гораздо сложнее.
Расчет описанным способом будет характеризовать начальный дебит ГС с несколькими ГРП. Чем больше трещин, тем меньше область дренирования каждой трещины, и тем быстрее будет снижаться дебит каждой из трещин и скважины в целом. Может получиться так, что начальный дебит скважины с 5 ГРП будет выше, чем скважины с 3 ГРП, но через полгода ситуация поменяется наоборот, т.к. пластовое давление в скважине с 3 ГРП будет выше. Чтобы учесть этот фактор необходимо использовать материальный баланс.
Zorg спасибо за развернутые ответы. По своим вопросам я нашел следующее: r - радиус дренирования вертикальной скважины: r = (hp*L/4)^0.5, где L-длина ствола, hp - толщина пласта. Что касается приращения дебита, то Экономидес в статье "Fracturing Horizontal Transverse, Horizontal Longitudinal and Vertical Wells: Criteria for Decision", вводит понятие безразмерного индекса производительности скважины. При n гидроразрывах этот коэффициент увеличивается в n раз, а зная его значение, можно получить отношение дебитов. Ссылка на статью: http://dl.dropbox.com/u/47506458/123.pdf
коллеги кто может подсказать наколько работают вышеприведенные формулы на практике и в каком источнике на русском языке можно почитать про Jd газовых скважин?
Некоторое время назад я тоже задумался о том, а что такое Jd газовой скважины и вообще имеет ли такое дело право на существование?
Любая "статья про Jd", включая сами первоисточники начинается с постулата о линейном соотношении Q ~ dP. Что для газа, по правде говоря, далеко не всегда верно.
Обратился к книге Тарека Ахмеда за советом, там указано, что в некоторых случаях при высоких давлениях в пласте нам все же можно использовать линейную аппроксимацию при расчете дебита газовой скважины. Стало быть, для этого частного случая Jd может использоваться в том же самом виде. А вот для квадратичной формулы расчета или "честной формулы с псевдо-давлением" - еще вопрос...
больше мнений нет? что так мало людей в этом направлении работает ?)
Jd и Джоши формулы для низкопроницаемых газовых скважин с МГРП вообще не применимы. В очень низкопроницаемых коллекторах скважины вообще не выходят на радиальный приток и находятся в transient большую часть жизни. Насчет квадратичных или линейных законов используйте псевдодавление. Даже для многих нефтяных с volatile oil нужно использовать псевдодавление. Я как-то делал расчеты и обычно градиенты давления настолько большие что даже псевдодавление будет давать небольшую ошибку из-за осреднения, а без него это скрещение ужа с ежом.
а если все по ГДИ радиальный приток все таки зафиксен? работает ? какова область применения в международной практике?
Первое, я бы проверил возможно ли увидеть радиальный приток. Сделать аналитическую, 3Д или Сапфир модель и посмотреть для ваших условий когда можно видеть радиальный приток, может это артифакт ГДИ и такое теоретически невозможно. Потом делайте выводы как вам считать.
Есть у кого информация или ссылка, как считает сапфир ГС с МГРП?