Алгоритм для расчета продуктивности наклонной и горизонтальной скважин по методу Борисова

1. Задать исходные данные:

-коэффициент проницаемости, мД;

-толщина продуктивного пласта, м;

- перепад давления, МПа;

- коэффициент динамической вязкости нефти, мПа·с;

- объемный коэффициент нефти;

-длина горизонтального ствола, м;

-радиус скважины, м;

- радиус дренирования для скважины (условный радиус контура питания), м.

2. Определяем дебит горизонтальной скважины, выразив его из формулы . Тогда он примет вид .

3. Рассмотрим влияние толщины пласта, длины горизонтального ствола скважины и перепада давления на величину дебита горизонтальной скважины при помощи построения зависимостей.

4. Рассмотрим подвижность в случае горизонтальной скважиной, определяя ее по формуле

.

5. Построим зависимости подвижности от толщины пласта, от перепада давления, от дебита горизонтальной скважины.

6. Определяем дебит наклонной скважины по формуле

.

7. Строим зависимости от толщины пласта, от угла наклона скважины, от длины ствола, от проницаемости пласта и вязкости флюида.

8. Рассматриваем подвижность в случае наклонной скважины, определяя ее по формуле

.

9. Строим зависимости от дебита наклонной скважины, толщины пласта, угла наклона и длины ствола.

10. Определим гидропроводность для горизонтальных и наклонных скважин.

11. Построим зависимости гидропроводности от составляющих.

12. Исходя из полученных результатов, делаем вывод о том, какой тип скважин наиболее эффективный.

Ниже представлена блок схема алгоритмов для расчета коэффициента продуктивности для наклонной и горизонтальной скважин в среде программирования Borland Delphi 7.0 (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Блок-схема алгоритмов для расчета коэффициента продуктивности наклонной и горизонтальной скважин