Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ отечественного и зарубежного опыта технологии проводки и эксплуатации скважин с горизонтальным стволом 9
1.1. Разновидности буровых скважин 9
1.2. Причины широкого применения горизонтальных скважин 13
1.3. Основные сведения о горизонтальных скважинах 15
1.3.1. Бурение 15
1.3.2. Заканчивание 19
1.3.3. Испытание горизонтальных скважин 22
2. Описание фильтрации в пласте, дренируемом горизонтальной скважиной 24
2.1. Системный подход к описанию фильтрации в пласте, дренируемом горизонтальной скважиной 24
2.2. Особенности фильтрации жидкости и газа к горизонтальной скважине 29
2.3. Анализ работ, посвященных определению производительности одиночной горизонтальной скважины 35
3. Описание гидродинамики потока газа по горизонтальному стволу горизонтальной скважины 46
3.1. Основные положения 46
3.1.1. Уравнение неразрывности 46
3.1.2. Уравнение баланса энергии и его интерпретация 49
3.1.3. Число Рейнольдса 50
3.1.4. Коэффициент гидравлического сопротивления 52
3.2. Гидродинамический расчет горизонтального ствола горизонтальной газовой скважины 53
3.2.1. Гидродинамический расчет при сосредоточенном расходе газа по длине горизонтального участка 61
3.2.2. Распределение суммарного расхода (дебита) по горизонтальному стволу постоянного диаметра 64
3.2.3. Гидродинамический расчет горизонтальной скважины при распределённом суммарном расходе газа по горизонтальному стволу 67
3.3. Изменение давления по длине горизонтального участка с распределенным дебитом 70
3.4. Среднее давление горизонтальной части ствола 73
4. Сопряженная задача притока флюида к горизонтальному скважине и его течения по горизонтальному стволу 75
4.1. Постановка задачи 75
4.2. Граничные условия. 79
4.3. Общий вид системы уравнений при фильтрации жидкости (моделирование горизонтальной нефтяной скважины) 80
4.4. Общий вид системы уравнений при фильтрации газа к горизонтальной скважине и его движения по горизонтальной части ствола 82
5. Газогидродинамические исследования горизонтальных скважин 87
5.1. Основные проблемы газогидродинамических исследований горизонтальных скважин 88
5.2. Оценка эффективности применения горизонтальных скважин на Оренбургском и Ямбургском газоконденсатных месторождениях и анализ их гидродинамических исследовании при стационарных режимах фильтрации 93
5.2.1. Оренбургское газоконденсатное месторождение 93
5.2.2. Ямбургское газоконденсатное месторождение . 98
5.3. Методика обработки результатов газогидродинамических исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации 108
Выводы 114
Список использованной литературы 116
- Бурение
- Особенности фильтрации жидкости и газа к горизонтальной скважине
- Распределение суммарного расхода (дебита) по горизонтальному стволу постоянного диаметра
- Ямбургское газоконденсатное месторождение
Введение к работе
Актуальность работы.
Возможность повышения производительности скважин путем увеличения поверхности притока хорошо известна. На раннем этапе развития этого направления с целью увеличения поверхности фильтрации использовались наклонные скважины. Однако за последнее десятилетие резко возросла интенсивность применения горизонтального бурения. Главным фактором, способствующим этому, явилось создание новых технологий и технических средств, позволяющих успешно бурить горизонтальные скважины (ГС). Анализ современного состояния работ в этой области показывает, что ГС получили широкое распространение в результате полученных практичесюгх данных по продуктивности, а также на основании многочисленных теоретических исследований. Благодаря этому число таких скважин заметно нарастает как за рубежом, так и в России.
В настоящее время изучение закономерностей притока флюидов к горизонт&тьному стволу и их движения в нем, а также воздействия этих процессов на продуктивные характеристики скважин является одним из наиболее актуальных направлений теории разработки нефтяных и газовых месторождений. Исследования в этом направлении проводятся, в основном, в целях установления обоснованных технологических режимов работы горизонтальных скважин. Их использование в системе разработки месторождений позволит заметно увеличить коэффициенты нефте- и газоотдачи, снизить затраты на добычу углеводородов и обеспечить рентабельность разработки месторождений.
Одной из важных сторон практического использования таких работ является разработка методов газогидродинамических исследований ГС при стационарных и нестационарных режимах фильтрации пластового флюида для определения фильтрационно-емкостных параметров пласта.
В настоящее время на нефтегазодобывающих предприятиях при гидродинамических исследованиях ГС и интерпретации их результатов в основном руководствуются методиками, принятыми для вертикальных скважин. Однако эти методы не учитывают особенностей притока пластового флюида к ГС и процессов, происходящих в горизонтачьном стволе, что в значительной степени снижает достоверность получаемых результатов и приводит к неточностям при решении вопросов, связанных с разработкой конкретного месторождения.
На фоне многочисленных отечественных и зарубежных публикаций, связанных с гидродинамикой горизонтальных нефтяных скважин, очень мало работ, посвященных горизонтальным газовым скважинам, и особенно мапо работ, связанных с их газогидродинамическими исследованиями. Поэтому проведение работ, направленных на создание методик исследований горизонтальных газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации пластового флюида с учетом особенностей горизонтального ствола, становится актуальной научно-практической задачей.
Цель работы.
Разработка газогидродинамических методов исследований горизонтальных газовых скважин при стационарных режимах фильтрации с учетом закономерностей притока к горизонтальному стволу и условий движения газа в нём.
Основные задачи исследований.
-
Исследование особенностей притока газа при линейном и нелинейном распределении дебита по горизонтальному стволу при стационарных режимах фильтрации.
-
Изучение закономерностей движения газа по горизонтальному стволу
и их влияния на результаты исследований ГС при стационарных режимах фильтрации.
-
Решение сопряженной задачи притока углеводородного флюида к ГС и его движения по горизонтальной части ствола с учетом предположения, что фильтрация осуществляется по двучленному закону.
-
На основе полученных приближенных решений разработать методику исследования горизонтальных газовых скважин при стационарных режимах фильтрации.
-
Определить влияние потерь давления в горизонтальной части ствола скважины на результаты интерпретации гидродинамических исследований ГС при стационарных режимах фильтрации с учетом линейного и нелинейного распределения дебита.
Научная новизна и практическая ценность.
Предложены методы определения производительности ГС, расчета изменения давления по горизонтальному стволу с учетом неравномерного распределения дебита по нему, что позволяет обосновать практическую целесообразность и. адаптировать применяемые в настоящее время гидродинамические методы для определения фильтрационных свойств коллектора.
Установленные в работе особенности процессов, имеющих место при исследованиях ГС, на практике позволят оценить их продуктивные характеристики, обосновать длину горизонтального ствола, обрабатывать результаты гидродинамических исследований таких скважин при стационарных режимах фильтрации с учетом специфики фильтрации газа по пласту и движения его по горизонтальному стволу.
Результаты работы использовались:
- При подготовке основных положений Проекта доразработки
Оренбургского месторождения во Всероссийском институте природных газов и газовых технологий в 1996 году.
При составлении Проекта разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения, выполненного во Всероссийском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) в 1997 году.
При подготовке ВНИИГАЗом по заданию РАО «Газпром» первой редакции «Временной инструкции по стационарным гидродинамическим исследованиям горизонтальных газовых скважин в сложных геологических условиях», входящая в тематику института ВНИИГАЗ, 1997-98 гг.
Кроме того, в порядке оказания методической помощи выполнен и передан в ПО «Ямбурггаздобыча» отчет «Оперативный анализ результатов газогидродинамических исследований горизонтальных газовых скважин Ямбургского ГКМ при стационарных режимах фильтрации», ВНИИГАЗ, 1997 г.
Апробация работы.
Работа докладывалась и обсуждалась на научных семинарах кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ НГ им. И.М.Губкина; на XIV "убкинских чтениях (секция «Разработка газовых месторождений») ~АНГ им. И.М.Губкина, 1996 г.; на международной научно-практической ;онференции, приуроченной к 60-летию Я.А.Ходжакулиева, г. Ашгабат, Туркменистан, 1996 г.; на международной научной конференции по іроблемам нефти и газа, проводимой Краковским институтом нефти и газа в іеспублике Польша (1997 г.).
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ.
Структура и объем диссертации.
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и выводов. Общий объем работы составляет 133 страницы, в том числе 115 страниц машинописного текста, и включает б таблиц, 25 рисунков и список литературы из 149 наименований.
Автор выражает благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю д.т.н., профессору К.С.Басниеву.
Автор выражает глубокую признательность д.т.н., профессору Г.А.Зотову, д.т.н. Л.Г.Кульпину, к.х.н. В.А.Истомину, к.г.-м.н. Ю.А.Перемышцеву, к.т.н. Н.Г. Степанову, к.т.н. В.А.Черных за ценные советы при работе над диссертацией. Диссертант также благодарит сотрудников кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ НГ им. И.М.Губкина за постоянное внимание и обсуждение работы.
Бурение
Благодаря использованию усовершенствованных и новых материалов, новых конструкторских решений, а также в результате технического прогресса в производстве специального оборудования, горизонтальное бурение, бурение разветвленно-горизонтальных и многозабойкых-скважин в различных геологических условиях стало перспективным технологическим методом повышения продуктивности многих типов нефтяных и газовых пластов.
Темпы развития метода горизонтальных скважин исключительно высоки. Стремительный рост их числа в 80-90 гг. был связан с успехами в области создания техники и технологии их строительства. Горизонтальные скважины теперь бурят в большинстве нефтегазодобывающих стран, в том числе в Норвегии, Австралии, Аргентине, Индии, Индонезии, Китае, Габоне, Иране, Омане, России и во многих других. Если первые прогнозы намечали бурение около 6000 ГС к 2000 г., то в последующем прогноз фирмы "Пройссат" даёт оценку уже 9000-10000 ГС к 2000 г., а по новым прогнозам некоторых экспертов США и Канады намечается пробурить 20000-30000 ГС [91].
Увеличение объемов горизонтального бурения в последние годы объясняется тем, что скважины с горизонтальным стволом позволяют намного увеличить отборы; благодаря приобретенному опыту затраты на бурение значительно сокращены. Создание горизонтальных стволов открыло третье измерение в бурении, ставшее основой для появления новой и перспективной концепции - оптимальной архитектуры дренирования пласта. Теперь соотношение между увеличением добычи и ростом затрат может намного превысить единицу, причем оно не ограничивается рамками пластов определенного типа. Бурение скважин с горизонтальным стволом в настоящее время рассматривается как перспективный способ освоения запасов углеводородов.
Горизонтальные скважины обеспечивают лучшее дренирование продуктивных горизонтов (особенно маломощных), чем вертикальные. Стало обычным бурение горизонтальных стволов длиной более 600 м при глубине скважин по вертикали до 3000 м. Мировой рекорд длины горизонтального ствола - 10000 м [148]. Совершенствование техники и технологии бурения горизонтальных скважин позволило резко сократить проблемы, возникающие при их проводке (ловильные работы, скручивание колонн, необходимость зарезки нового ствола и т.п.).
В США первые скважины с боковым горизонтальным стволом были пробурены в Техасе в 1939 г., причем протяженность такого ствола не превышала 8 м на глубинах примерно 1000 м. Горизонтальное бурение вновь привлекло внимание нефтяных компаний США только в семидесятых годах.
В Европе бурение горизонтальных скважин в конце 70-х годов для добычи нефти начала французская компания Elf-Aquaitaine [137, 141]. Однако французские специалисты отмечают, что первые попытки добычи нефти из этих скважин делались в СССР ещё в конце 40-х годов.
В Канаде первые три горизонтальные скважины были пробурены в 1978-1981 гг. для добычи тяжелой нефти в песчаниках с применением циклической закачки пара [134].
В бывшем СССР идея применения разветвленно-горизонтального бурения для повышения нефтеотдачи и извлечения остаточной нефти впервые была реализована на Ишимбайском нефтяном месторождении в 1951-1953 гг., при этом длина горизонтальных участков отдельных стволов достигала 170 м. Уже тогда производительность многозабойных скважин превысила среднюю производительность соседних однозабойных скважин в 5-10 раз.
Успешные работы были проведены в 1957 г. на Яблоневском нефтяном месторождении Куйбышевской области. Скважина 617 на глубинах 630-650 м вскрыла продуктивный пласт, представленный плотными известняками и доломитами различной трещиноватости. Длина горизонтального участка при этом составила 145 м. Скважина начала эксплуатироваться с дебитом 14.6 т/сут, что в 1.6 раза выше по сравнению с начальным дебитом соседней вертикальной скважины. Средний текущий дебит горизонтальной скважины был в 3.6 раза выше текущего дебита окружающих скважин.
Участок Мериам Бориславского нефтяного месторождения разрабатывался с 1914 г. 30-ю вертикальными скважинами с суточным дебитом 0.1-2.0 т/сут. Накопленная добыча к 1957 г. составила 100 тыс.т. Первая многозабойная скважина после вызова притока начала работать с переливом нефти через устье с дебитом до 40 т/сут. Начальные дебиты последующих трех разветвленно-горизонтальных скважин составили 25, 10 и 18 т/сут. За 15 лет эксплуатации эти 4 скважины дали 47% добычи нефти участка и на 14% увеличили общий отбор нефти.
В НГДУ "Черноморнефть" в порядке уплотнения сетки скважин были пробурены три многозабойные скважины с горизонтальным ответвлениями по 100-150 м. Скважины начали фонтанировать с дебитами нефти 70, 120 и 140 т/сут при дебите соседних вертикальных скважин порядка 12-15 т/сут.
В 1976-1978 гг. Альметьевским управлением буровых работ пробурено семь разветвленно-горизонтальных скважин на Сиреневской и Тавельской площадях Татарской АССР. Скнажины проводились с целью отработки технологии горизонтального бурения. Большое количество горизонтальных скважин пробурено на Ярегском месторождении Республики Коми. Это позволило повысить нефтеотдачу на этом месторождении в три с лишним раза.
Значительный опыт проводки горизонтальных скважин накоплен в Башкирии, где пробурено несколько десятков горизонтальных скважин. Отмечены положительные результаты проводки и эксплуатации горизонтальных скважин на Узыбашевском месторождении, где в 1978 г. была успешно пробурена наклонная скважина с горизонтальным стволом. На этой скважине проведен большой объем исследовательских работ по контролю пространственного положения ствола скважины с помощью инклинометра, телесистемы, а также геофизические исследования.
Бурение горизонтальной скважины в объединении "Юганскнефтегаз" в сложных условиях Салымского месторождения Тюменской области подтвердило возможность использования технических средств электробурения для строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин малого диаметра (в частности, в Западной Сибири с кустовых оснований), что позволяет существенно снизить материальные и энергетические затраты на сооружение скважин и разработку нефтяных месторождений.
В 1958 г. институтом «Гипровостокнефть» был составлен проект разработки Городецкого месторождения (Куйбышевская область), предусматривающий бурение 14 горизонтальных и 25 вертикальных скважин. Это был первый в мире проект разработки нефтяного месторождения с применением систем ГС [93].
Большинство существующих горизонтальных скважин бурятся для добычи нефти и лишь немного пробурено газовых скважин.
Однако на газовых месторождениях продуктивность таких скважин может быть ещё больше чем на нефтяных, поскольку горизонтальные скважины позволяют значительно снизить скорость притока в скважину при постоянном увеличении общего дебита, у них практически нет потерь давления в пласте за счет турбулентности. Это преимущество горизонтальных скважин следует использовать для разработки малодебитных газовых месторождений.
Кроме перечисленных случаев применения горизонтального бурения, существует и много других, например, для добычи многофазного флюида. Специалисты считают, что при сочетании горизонтального бурения и «третичных» методов добычи можно получить значительный экономический эффект.
К сожалению, темпы внедрения горизонтальных скважин в СНГ и в России значительно ниже мировых, хотя и получены результаты, позволяющие сделать весьма важные выводы.
Оказалась оправданной и, возможно единственно верной концепция системного подхода и комплексного решения проблем добычи углеводородов с применением ГС. Только тесное сотрудничество геологов, геофизиков, буровиков. специалистов по физике пласта и добыче может обеспечить успех новой технологии.
Особенности фильтрации жидкости и газа к горизонтальной скважине
С развитием теории фильтрации установлено, что в зависимости от сил, действующих в залежи, и от вида энергии, под влиянием которой происходит фильтрация жидкости и газа в пористой среде, закономерности их притока в скважину различны. Особенности фильтрации жидкости и газа в пористой среде, а также их движение по стволу скважины обусловлены в основном отличием физических свойств флюида, а также характером их изменения при различных давлениях и температурах. Область применения закона Дарси ограничена верхней и нижней границами [1, 61, 62, 68, 69, 106, 119]. Верхняя граница определяется группой причин связанных с проявлением инерционных сил при достаточно высоких скоростях фильтрации. Нижняя граница определяется проявлением неньютоновских реологических свойств жидкости, её взаимодействием с твердым скелетом пористой среды при достаточно малых скоростях фильтрации.
Многочисленные эксперименты и, в частности, опыты Дж.Фэнчера, Дж.Льюиса и К.Бернса, Г.Ф.Требина, Н.М.Жаворонкова, М.Э.Аронова и других были направлены на построение универсальной зависимости (по аналогии с трубной гидравликой) коэффициента гидравлического сопротивления Л от числа Рейнольдса. Однако вследствие различной структуры и состава, используемых ими пористых сред получить такую универсальную зависимость не удалось. Для удобства обработки результатов многочисленных экспериментов различных авторов.
Важно подчеркнуть, что критические значения числа Рейнольдса (ReKp) намного меньше тех, которые в трубной гидравлике соответствуют переходу ламинарного течения в турбулентное. Это служит одним из доводов в пользу того, что причины нарушения закона Дарси при высоких скоростях фильтрации (увеличение влияния сил инерции по мере увеличения Re) не следует связывать с турбулизацией течения. Очень широкий диапазон изменения ReKp, для различных пород-коллекторов свидетельствует о том, что использование коэффициентов пористости и проницаемости явно недостаточно для того, чтобы характеризовать сложную структуру пористых сред.
В конце XIX века в опытах с тонкозернистыми грунтами при малых скоростях фильтрации (1.8-7.5х10" м/с) было обнаружено увеличение скорости фильтрации с ростом градиента давления более быстрое, чем это дает линейный закон Дарси. Это связано с тем, что многие жидкости (нефти, пластовая вода), не проявляющих аномальных свойств вне контакта с пористой средой при малых скоростях фильтрации могут образовывать неньютоновские системы, взаимодействующие с пористой средой. Наличие начального градиента давления С при достижении которого начинается фильтрации, было обнаружено и при фильтрации в газоводонасыщенных пористых средах (А.Х.Мирзаджанзаде и др.)
В реальных условиях при разработке нефтегазоносных пластов скорости фильтрации могут быть достаточно высокими, особенно в призабойных зонах скважин. В основном это относится к фильтрации газов, где эффект увеличения скорости фильтрации в призабойной зоне усиливается из-за расширения газа, происходящего при значительном снижении давления на забое скважины. При этом линейная связь между скоростью и перепадом давления нарушается.
В теоретических и экспериментальных исследованиях, посвященных фильтрации жидкости и газа в пористой среде [19, 63, 65, 69-72, 84, 116, 117, 120], авторами сделан однозначный вывод о том, что при движении флюидов в пористой среде при определенных условиях происходит нарушение линейной зависимости, установленной законом Дарси, между градиентом давления и скоростью фильтрации. При этом предлагались новые зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации для одно-, двух- и трехмерного движений флюида в пористой среде.
Степенной закон предлагался многими выдающимися исследователями, такими как Н.К.Павловский (1922 г.), Л.С.Лейбензон (1934 г.), Миссбах (1937 г.), Б.Б.Лапук (1947 г.) и др. При п=\ из (2.5) получается закон Дарси, а при п=2 - квадратичный закон, известный в гидравлике под названием закона А.А.Краснопольского (1912 г.) [33].
Степенной закон в настоящее время нашел свое широко применение в зарубежной практике. Формула вида (2.5) применялась для обработки результатов исследований газовых скважин при стационарных режимах фильтрации с 1930 г. по 1950 г. При этом практическая обработка результатов исследований скважин в основном состояла в определении коэффициентов а и п. Поскольку степенная формула по существу является эмпирической, не отражающей физическую сущность движения газа и жидкости в пористой среде, то применение её не позволяло установить различные факторы, влияющие на форму индикаторной кривой.
Однако в работе [116] было отмечено, что зависимость градиента давления от скорости фильтрации более достоверно выражается соотношением (2.4). Исследования по анализу двучленного закона фильтрации и доказательства его существования при любых скоростях фильтрации были выполнены Е.М.Минским [70-72].
В результате экспериментальных данных по фильтрации жидкостей и газов через пористые среды с учетом особенностей их физических свойств путем интегрирования уравнения (2.4) получена двучленная формула притока газа к забою вертикальной скважины, устанавливающая зависимость между перепадом давления и дебитом газа в следующем виде: PL-PL = Q + bQ\ (2.7)
Формулы (2.7) и (2.8) широко применяют в расчетах разработки газовых и нефтяных месторождений, а также при обработке гидродинамических исследований скважин при стационарных режимах фильтрации. Формула (2.7) представляется наиболее физически обоснованной и, в тоже время, имеющую простую форму описания фильтрации газа в пластах.
Приведенные выше теоретические и практические исследования выполнены для фильтрации жидкости и газа к вертикальной скважине. Причем в большинстве случаев исследована задача о плоскорадиальной фильтрации жидкости и газа к скважине, вскрывшей однородный круговой пласт постоянной толщины.
Результаты исследований вертикальных и горизонтальных газовых скважин при стационарных режимах фильтрации подтверждают справедливость утверждения о притоке газа к скважине по двучленному закону. Основные различия в описании притока газа к вертикальной и горизонтальной скважине при использовании двучленного закона фильтрации заключаются в физическом смысле коэффициентов фильтрационного сопротивления «а» и «Ь».
С развитием работ по освоению месторождений нефти и газа в труднодоступных регионах и шельфовых зонах, в низкопродуктивных пластах, а также по разработке маломощных нефтяных оторочек с применением горизонтальных скважин возникла необходимость изучения фильтрации газа к горизонтальному стволу при нелинейном законе сопротивления с совместным рассмотрением гидродинамических процессов, происходящих непосредственно в самой ГС.
Принципиальное отличие притока газа к забою горизонтальной скважины от притока к забою вертикальной скважины заключается в том, что, как правило, горизонтальная скважина имеет значительный, до несколько сот метров, интервал притока пластового флюида. При таком протяженном интервале притока весьма важным представляется решение вопросов, связанных с установлением технологических режимов работы горизонтальной скважины.
Большая длина фильтра, где происходит приток газа к стволу, обуславливает необходимость создания соответствующей депрессии на пласт, допустимая величина которой соответствует точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному. Если величина допустимой депрессии на пласт в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному ограничена каким-либо фактором, например, неустойчивостью коллектора или наличием подошвенной воды, то, при значительной длине горизонтальной части ствола, из-за потерь давления на трение, возникающих при движении газа по стволу, депрессия на конечном участке может быть ничтожно малой. В ряде случаев возможен вариант, когда давление на торце горизонтального ствола (Рт Рт). В таких случаях длина горизонтального ствола должна быть ограничена депрессией на пласт в указанной выше точке перехода и потерями давления в нём.
Распределение суммарного расхода (дебита) по горизонтальному стволу постоянного диаметра
Если допустить (см.главу4), что коэффициент «искривления» объемного расхода газа находиться в пределах от 1 до 2 (\. п 2), то из всех рассмотренных вариантов примем его среднее значение численно равным 1.5.
Как видно из рис.3.6 распределение дебита по горизонтальному стволу в значительной степени зависит от показателя «искривления» п. Для оценки поведения кривых распределения дебита выбран более широкий диапазон изменения показателя степени п (от 1 до 3). С увеличением значения коэффициента п условно выделяется в торцевой части горизонтального ствола 20% зона общей его длины, на которую приходится менее 10% общего дебита скважины. Можно предположить, что данная зона является характерной для всех достаточно протяженных горизонтальных газовых скважин пробуренных в однородном коллекторе. Исходя из этого, напрашиваются решения многих задач, связанных с интенсификацией ГС. Интенсифицировать данный участок горизонтального ствола наряду с другими существующими методами можно следующим способом:
- изменив конструкцию горизонтального ствола, уменьшив диаметр в пределах 20% зоны;
- распределив плотность перфорационных отверстий по горизонтальному стволу в сторону её увеличения к торцевой части;
- спуск в горизонтальный ствол насосно-компрессорных труб.
На рис.3.7 показано влияние торцевого расхода на распределение дебита по горизонтальному стволу. Торцевой расход задавался в широких пределах от О до 60тыс.м /сут (0% 10% суммарного расхода горизонтального ствола). Такое задание торцевого расхода в достаточной степени условно, но, тем не менее, даёт представление об его незначительном влиянии на общее распределение дебита по горизонтальному стволу.
Перейдем к рассмотрению несколько другого подхода к расчету горизонтальной скважины при распределённом суммарном расходе газа по горизонтальному стволу.
Ямбургское газоконденсатное месторождение
Сеноманская залежь Анерьяхинской площади Ямбургского ГКМ имеет достаточно сложное геологическое строение. Условно её можно разделить на два продуктивных пласта. Первый (верхний) пласт представлен высокопроницаемым песчаником (Кпр-0.571 мкм2) с эффективной газонасыщенной толщиной в пределах 7 м, второй (нижний) - низкопроницаемым песчаником (Кпр.-0.014мкм ) с эффективной газонасыщенной толщиной в пределах 12 м.
В 1996 г. на северо-западном участке сеноманской залежи в районе УКПГ-4 (куст 401) были пробурены три горизонтальные скважины (№4011, 4012 и 4013) и одна вертикальная (№ 4014). Данный участок залежи в целом характеризуется ухудшенными коллекторскими свойствами.
Для оценки эффективности применения горизонтальных скважин (ГС) на Анерьяхинской площади Ямбургского месторождения проведены интерпретация и анализ результатов газогидродинамических исследований скважин куста 401 при стационарных режимах фильтрации. Результаты интерпретации исследований горизонтальных скважин №4011, 4012 и 4013 сравнивались с результатами интерпретации исследований вертикальной скважины №4014. Краткая геолого-техническая характеристика скважин представлена в табл.5.4, результаты обработки исследований при стационарных режимах фильтрации представлены в сводной табл.5.5инарис.5.2.
В апреле 1997 г. в кусте 401 проведены повторные исследования при стационарных режимах фильтрации двух горизонтальных (№4012 и 4013) и одной вертикальной (№4014) газовых скважин. Время прошедшее после начальных исследований составляет для горизонтальных скважин - около 1 года и Vz года для вертикальных. В сводной табл. 5.5 представлены результаты интерпретации гидродинамических исследований скважин куста 401 за период 1996-1997 гг. Сравнивая полученные результаты можно сделать вывод об улучшении продуктивных характеристик горизонтальных скважин со временем, на что указывает снижение значений коэффициентов фильграционных сопротивлений «а» и «в» (уменьшилось сопротивление движению газового потока в призабойной зоне и фильтрационных каналах). В вертикальной скважине за тот же период продуктивные характеристики значительно изменились в сторону ухудшения. Численное значение коэффициентов «а» увеличилось в 2 раза, что свидетельствует об увеличении фильтрационных сопротивлений газовому потоку в призабойной зоне скважины, а значение коэффициента «в» уменьшилось в 3 раза (см.табл.5.5).
Кроме сравнений значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений «а» и «в», проводились так же сравнения продуктивных характеристик горизонтальных скважин куста 401 с вертикальной скважиной №4014 по дебитам (см.рис.5.3) и депрессиям (см.рис.5.4) за период с 1996 г. по 1997 г.
График представленный на рис.5.За указывает на то, что в начальный период эксплуатации горизонтальных скважин их применение вместо вертикальных позволяет увеличить дебит при диапазоне депрессий от 0.2 МПа до 0.4 МПа в 1.8-2.0 раза. Кроме того, эффект увеличения дебита оказался достаточно устойчивым. Причем, с уменьшением пластового давления эффективность горизонтальных скважин по сравнению с вертикальной значительно увеличивается в том же диапазоне депрессий в среднем от 1.8 (скв. 4013) до 4.5 раз (скв. 4012), рис.5.36.
Достаточно интересным является тот факт, что зависимость QiOp/Qeepm.(№4014) от АР качественно изменяется со временем. Так, по результатам исследований проведенных в 1996 г. качественная характеристика данной функции для всех горизонтальных скважин (рис.5.За) носит монотонно возрастающий характер. Через год характер кривой существенно изменился (рис.5.36). На графике появились максимумы после которых кривая Ql0p/Qeepm.(№4oi4) от АР имеет монотонно-убывающий характер. Данный факт связан по всей вероятности с образование значительной депрессионной воронки, вследствие которой увеличился эффект интерференции скважин, работающих в одном кусте. Но, несмотря на это, эффективность горизонтальных скважин куста №401 по сравнению с вертикальной скважиной №4014 в диапазоне депрессий от 0.2 МПа до 0.5 МПа значительно возросла соответственно в 1.9 (скв. 4013) и 4.5 раз (скв. 4012).
На рис.5.4 показана степень увеличения депрессии вертикальной скважины №4014 по сравнению с горизонтальными скважинами куста №401, т.е. во сколько раз депрессия вертикальной скважины больше депрессии горизонтальной скважины при одном и том же дебите. В начальный период эксплуатации скважин куста №401 в 1996 г. отношение APeepm.m4ou/AI opil AQ) в диапазоне дебитов от 300 тыс.м /сут до 600 тыс.м /сут варьируется в средних пределах от 1.5 до 3.5. Через год в 1997 г. вариация средних параметров в том же диапазоне дебитов увеличилась в среднем с 2 до 5.
На основании сопоставления практических результатов полученных при исследовании горизонтальных (№4011, 4012 и 4013) и вертикальной (№4014) скважин куста №401, а так же расчетных технологических показателей работы вертикальной и горизонтальной скважин можно сделать вывод о целесообразности применениях горизонтальных скважин в условиях сеноманской залежи Анерьяхинской площади Ямбургского ГКМ.
