Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
На правах рукописи
Тагиров Олег Олегович
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОЗАБОЙНЫХ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
Диссертация
на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель
доктор технических наук
Бекетов Сергей Борисович
Ставрополь–2015
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ..........................................................................................................
1 Анализ современного состояния эксплуатации многозабойных и
горизонтальных
скважин
на
газовых
и
газоконденсатных
месторождениях .................................................................................................
2 Проблемы эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин.........
2.1
Степени
влияния
фильтрационно-ёмкостных
параметров
продуктивного пласта на рациональную длину горизонтального участка
многозабойной скважины.................................................................................
2.2 Фильтры для боковых ответвлений многозабойных скважин и для
скважин подземных хранилищ газа .................................................................
2.3 Теоретические расчеты по определению режимов промывки
горизонтальных стволов жидкостью................................................................
3 Математическая модель для расчета депрессии на забое при промывке
скважины жидкостью или пеной с учетом перехода пены в различные
агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в
приустьевой части скважины ............................................................................
3.1 Промывка жидкостью ................................................................................
3.2 Промывка пеной .........................................................................................
3.3 Экспериментальное определение гидродинамических забойных
давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины
пеной с различными степенями аэрации........................................................
4 Методика определения конфигурации многозабойной горизонтальной
скважины и её боковых ответвлений, обеспечивающей заданные
режимные параметры эксплуатации при допустимой депрессии на
пласт................................................................................................................
5 Результат промысловых испытаний и оценка эффективности
разработки………………………………………………………………………
5.1 Результаты промысловых испытаний ……………………………………
5.2 Оценка эффективности использования разработанных технических
решений ………………………………………………………………………...
ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................................................................
Список использованной литературы................................................................
Приложение. Оценка ожидаемого эффекта ………………………………….
3
8
22
23
33
41
51
51
69
76
79
90
90
92
94
96
105
2
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы
Первые многозабойные скважины были пробурены в России еще в начале
50-х годов прошлого столетия. Однако строительство этих скважин в
промышленных масштабах стало осуществляться только в последнее время.
Широкому внедрению многозабойных скважин способствовали научнотехнические разработки последних лет, позволяющие бурить скважины любых
профилей с забойным ориентированием бурового инструмента.
Открытие и освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной
Сибири, приуроченных к заболоченным территориям в 1970 годы, также
способствовало
массовому
внедрению
технологических
схем разработки
месторождений кустовым расположением горизонтальных скважин.
В
начальный
период
внедрения
в
практику
многозабойных
или
горизонтальных скважин принималось, что дебиты скважин будут линейно
увеличиваться с увеличением длины горизонтальных скважин и боковых
ответвлений.
Однако результаты газодинамических исследований этих скважин не
подтверждали концепцию линейного повышения дебита пропорционально
увеличению длины горизонтального ствола.
В начальный период внедрения многозабойных скважин научные
разработки по обоснованию оптимальной длины горизонтальной скважины
отставали от практических возможностей строительства горизонтальных и
многозабойных скважин. К настоящему времени имеются многочисленные
теоретические разработки как отечественных, так и зарубежных исследователей
по определению оптимальной длины горизонтальных скважин (Алиев З.С.,
Басниев К.С., Близнюков В.Ю., Васильев В.А., Проселков Е.Ю., Joshi S.D., Cho
H., S.V. Shah и др.).
Однако ни в одной из этих работ не рассматриваются проблемы
эксплуатации
многозабойных
скважин,
особенно
эксплуатации
скважин,
3
построенных в продуктивных пластах, склонных к разрушению и образованию
глинисто-песчаных пробок.
Проблема удаления продуктов разрушения пласта из забоев в процессе
эксплуатации горизонтальных скважин, особенно из забоев многозабойных
скважин, актуальна, так как зачастую невозможно проникнуть промывочными
трубами во все боковые стволы для промывки забоев и удаления осевшей в
скважине породы.
Целью
диссертационной
технологических
решений,
работы
является
направленных
на
разработка
повышение
комплекса
эффективности
эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин.
Основные задачи исследований
– Определить рациональную длину основного ствола многозабойной
горизонтальной скважины и её боковых ответвлений путем:
установления критической длины, где скорость движения добываемого
флюида обеспечивает вынос твердых частиц из ствола скважины;
выполнения
условия
допустимой
депрессии,
обеспечивающей
неразрушение и необводнение коллектора;
выполнения режимных условий на входе в сборный коллектор.
– Разработать математическую модель промывки скважины пеной на
депрессии, с учётом возможного перехода пены в различные агрегатные
состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой зоне, с
целью очистки скважины от песчано-глинистых пробок.
– Выполнить
промысловые
эксперименты
по
определению
гидродинамических забойных давлений и скоростей восходящего потока при
промывке скважины пеной с различными степенями аэрации с целью управления
депрессией на пласт путем изменения устьевых параметров промывки.
4
Научная новизна
1. Разработана методика установления рациональных длин горизонтальных
стволов многозабойной скважины, где скорость добываемого флюида выше
скорости выноса твёрдых частиц породы продуктивного пласта, с учётом
ограничений по допустимой депрессии и с соблюдением требуемых режимных
параметров на входе в промысловый коллектор.
2. Создана
математическая
модель
определения
гидродинамических
забойных давлений при промывке скважин пеной с различными степенями
аэрации с учетом возможного перехода пены в различные агрегатные состояния
от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в предустьевой части скважины.
3. Экспериментально
установлены
фактические
гидродинамические
давления по стволу скважины и скорости потока флюида при промывке
скважины пеной с различными степенями аэрации.
4. Разработана
комплексная
математическая
модель
«пласт
–
многозабойная скважина», учитывающая интерференцию стоков боковых
ответвлений и основного горизонтального ствола, а также изменение давлений
по протяжённости горизонтальных стволов, для определения конфигурации
многозабойной скважины с целью получения проектного дебита газа.
Защищаемые положения
1. Функциональная зависимость оптимальной длины горизонтального
участка скважины от фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного
пласта.
2. Математическая модель для расчета депрессии на забое при промывке
скважины жидкостью или пеной с учетом перехода пены в различные агрегатные
состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой части
скважины.
3. Методика
экспериментального
определения
гидродинамических
забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины
пеной путем использования данных замера только наземных параметров
5
промывки:
расхода
закачиваемой
пенообразующей
жидкости,
объема
закачиваемого газообразного агента и устьевого давления на выходе из
скважины.
4. Методика определения конфигурации многозабойной горизонтальной
скважины и её боковых ответвлений, обеспечивающей заданные режимные
параметры эксплуатации при допустимой депрессии на пласт.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Диссертационная
работа
соответствует
специальности
25.00.17
–
разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам,
указанным в формуле специальности: проектирование и управление природнотехногенных систем при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на
базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и
рентабельные геотехнологии освоения недр.
В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует
5 пункту: Научные основы компьютерных технологий проектирования,
исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными
системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их
хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств
информационных
технологий,
включая
имитационное
моделирование
геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геологотехнологических процессов.
Отрасль наук – технические науки.
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались на V Международной
научной конференции «Научный потенциал XXI века» (г. Ставрополь,
СевКавГТУ, 2011г.), на «IV Научно-технической конференции молодых ученых
и специалистов ООО «Газпром ПХГ» (г. Саратов, май 2012г.).
6
Полученные автором результаты исследований включены в учебные
программы дисциплин «Эксплуатация горизонтальных газовых скважин на
газовых и газоконденсатных месторождениях» при подготовке магистров по
направлению «Нефтегазовое дело».
Разработанные в диссертации технологии и методики были использованы
при
промывке
глинисто-песчаных
пробок
на
скважинах
Северо-
Ставропольского и Кущевского ПХГ.
Публикации
Основные положения исследований опубликованы в 12 научных работах,
из них 8 статей опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки
России. Получен патент на изобретение № 2490433 С1 МПК Е21В43/08 от
20.08.2013 г.
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и
приложения, изложенных на 110 страницах, включает 30 рисунков, 8 таблиц.
Список использованной литературы включает 79 наименований.
В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и
консультациями своего научного руководителя доктора технических наук
Бекетова
С.Б.,
которому
автор
глубоко
благодарен.
Автор
выражает
признательность канд. техн. наук, доценту Васильеву В.А., канд. техн. наук
Коршуновой Л.Г., канд. техн. наук Хандзелю А.В., а также сотрудникам кафедры
разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений за оказанную
помощь, ценные советы и конструктивные замечания.
7
1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МНОГОЗАБОЙНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
На территории Российской Федерации сосредоточены значительные
запасы энергетических ресурсов. В стране развит мощный энергетический
комплекс – авангард развития экономики, имеющий большое политическое
значение. Развитие всех отраслей национального хозяйства основано на
энергетике.
В настоящее время в ОАО «Газпром» реализуется целенаправленная
энергосберегающая
политика
во
всех
видах
деятельности
Общества.
Актуальность энергосбережения в ОАО «Газпром» обусловлена значительным
объемом потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в добыче,
транспорте, переработке и хранении газа.
Государственной
политикой
является
применение
инновационных
энергосберегающих технологий, повышение КПД использования природных
топливно-энергетических ресурсов, соблюдение всех экологических требований
сохранения окружающей среды.
Осложнения,
возникающие
при
эксплуатации
газовых
и
газоконденсатных скважин
Важной научно-технической задачей выполнения решений энергетической
политики ОАО «Газпром» при разработке месторождений является достижение
высокой степени нефтегазоотдачи, не снижая при этом темпы добычи и техникоэкономические показатели предприятий.
Причинами, не позволяющими эффективно решить эту задачу, являются
осложнения, возникающие при эксплуатации скважин и приводящие к
уменьшению их продуктивности. Основными причинами, приводящими к
снижению добывных возможностей скважин, являются:
8
- кольматация ПЗП вследствие проникновения фильтрата бурового
раствора и технологических жидкостей при строительстве и ремонте скважин;
- обводнение скважин;
- пескопроявление и образование глинистопесчаных пробок.
Одним из неблагоприятных явлений при освоении, эксплуатации скважин
является образование в лифтовой колонне песчаных пробок. Это ускоряет
абразивный износ забойного оборудования и отверстий перфорации, возможно
смятие колонн на забое, остановка скважин. Если песок попадает в промысловое
оборудование, то ускоряется его износ [74].
Анализ литературных источников свидетельствует о том, что основная
причина выноса песка в скважину – слабосцементированный, рыхлый коллектор
в призабойной зоне (ПЗП) разрушается, не выдерживая напряжения при
фильтрации. Действующий на забое градиент давления превосходит допустимую
величину.
Во-первых, происходит распространение разрушения в пласте, возможно
обрушение кровли и смятие эксплуатационной колонны.
Во-вторых, разрушаются гравийные фильтры, что приводит к усилению
разрушения пласта.
В-третьих, изнашивается как оборудование скважин, так и оборудование
наземной системы сбора.
В-четвертых, в работающей скважине могут образоваться висячие
песчаные пробки ниже башмака и в самой лифтовой колонне, которые при
остановке скапливаются на забое и могут захватить нижнюю часть НКТ.
Литературный анализ показывает, что для предупреждения разрушения
ПЗП используются следующие способы [34, 77,78,81]:
- уменьшение депрессии на пласт путем снижения дебита скважины;
- установка пескозадерживающих
фильтров для создания экранов у
поверхности фильтрации;
- укрепление призабойной зоны пласта путем обработки ее различными
полимерными связующими, смолами или др.;
9
- снижение фазовой проницаемости по жидкости путем осушки ПЗП.
Проблема достижения высоких уровней добычи углеводородного сырья
связана
с
обеспечением
эффективности
эксплуатации
скважин
путем
поддержания на максимальном уровне их производительности.
Основные направления увеличения производительности скважин можно
разделить на две группы.
К первой группе относятся технологические мероприятия, направленные
на снижение потерь энергии при движении газа по пласту и по НКТ (очистка
призабойной зоны пласта, удаление фильтров и пластовой жидкости из НКТ).
Вторую группу составляют технические мероприятия. К ним относятся:
- строительство разветвлений от вертикальных и горизонтальных скважин;
- строительство новых разветвленных горизонтальных скважин;
- применение труб большего диаметра;
- применение средств интенсификации добычи.
Анализ литературных и патентных источников показывает, что наиболее
распространенное
представлено
направление
воздействия
на призабойную зону
пласта
химическими методами очистки ПЗП [79,80]. Но эффект от
воздействия на призабойную зону с целью ее очистки химическими методами
незначительный и кратковременный.
Из литературного анализа следует, что технологические методы не имеют
радикального решения проблемы повышения производительности скважин, они
допускают снижение отбора, либо в процессе эксплуатации скважины
предлагают специальные меры в конкретных условиях.
Наиболее перспективным направлением повышения производительности
скважин является строительство многозабойных горизонтальных скважин.
Объемы строительства горизонтальных и многозабойных с горизонтально
разветвленными
стволами
скважин
на
разных
стадиях
разработки
месторождений углеводородов в последние годы возросли. Активное развитие
этих
технологий
связано
с
необходимостью
интенсификации
добычи
углеводородного сырья и повышения степени его извлечения из недр.
10
Достигается это за счет увеличения площади фильтрации призабойной зоны
продуктивных пластов, расширения локальных зон притока углеводородов к
забою скважин.
Практика показывает, что технологии с горизонтальным окончанием
фильтра скважин позволяет интенсифицировать добычу углеводородов и
повысить коэффициент извлечения. Продуктивность таких скважин в 1,5 …5,0
раз выше, чем вертикальных. Однако от 35 до 50% из общего числа
горизонтальных скважин
оказываются неэффективными, т.к. их дебиты
остаются на уровне и даже меньше вертикальных [82]. Анализ промысловой
информации свидетельствует, что причины такого положения связаны с рядом
технологических
факторов.
Основными
технологическими
проблемами
являются:
-
оптимизация
длины
горизонтального
участка
ствола
и
числа
разветвленных забоев;
-
повышение эффективности методов
предупреждения и изоляции
поглощений и водопроявлений в процессе бурения;
- оптимизация режимов притока углеводородов к горизонтальному
фильтру.
Перечисленные технологические проблемы эксплуатации горизонтальных
скважин ухудшают технико-экономические показатели добычи углеводородов.
В этой связи важной задачей научных и практических исследований в
области добычи углеводородов является дальнейшее совершенствование и
развитие технологий строительства и эксплуатации многозабойных скважин.
История
развития
технологии
строительства
горизональных
и
многозабойныйх скважин
Цель данного раздела – среди современных конструкций многозабойных
скважин выделить предмет диссертации, многозабойные горизонтальные
скважины, отличающиеся наибольшим охватом дренируемой площади, что
важно для труднодоступных с поверхности объектов добычи.
11
Решению проблем строительства и эксплуатации горизонтальных и
многозабойных скважин посвящены исследования отечественных и зарубежных
авторов: Алиева З.С, Басниева К.С., Близнюкова В.Ю., Борисова Ю.П., Гасумова
Р.А., Васильева В.А., Тагирова К.М., Пилатовского В.П., Вахрушева И.А.,
Григоряна А.М., Калинина А.Г., Черных В.А., Babu D.K., H Cho, S.N. Shah, Joshi
S.D. и многих других.
Большинство
разработок
методов
расчета
дебитов
горизонтальных
скважин относятся к нефтяным скважинам при линейном законе фильтрации.
Для газовых скважин значительным затруднением разработки методов
расчета дебитов является необходимость учета нелинейного закона фильтрации в
пласте зоны прилегающей к скважине. Кроме того важно учитывать нелинейный
закон движения газа в горизонтальных стволах, к нелинейности закона движения
газа в стволе приводит учет действия трения и инерционных сил. Учет этих
факторов даст возможность определить потери давлений в горизонтальных
стволах скважин. Совместно решение нелинейных уравнений фильтрации газа в
пласте, притока газа к забою горизонтальных стволов, нелинейного уравнения
движения газа в горизонтальном стволе с помощью аналитических методов
требуют значительных упрощений исходной системы дифференциальных
уравнений.
Авторы,
выполняющие
аналитические
решения
системы
дифференциальных уравнений, вынуждены делать различные допущения. В
работе Черных В.А. получено аналитическое решение рассматриваемой задачи,
использование которого в практических расчетах затруднено громоздкостью
формул и наличием табулированных функций. Выгодно отличаются работы
Васильева В.А. [59, 60] тем, что полученные им аналитические решения
представлены инженерными формулами, удобными для расчетов. Вопрос о
соответствии получаемых аналитических решений точному решению исходной
системы дифференциальных уравнений, учитывающей основные физические
закономерности процесса, остается открытым.
12
В настоящее время разработаны наиболее точные численные трехмерные
модели фильтрации процессов для линейных и нелинейных законов фильтрации.
Такие
модели
проходят
международную
экспертную
оценку.
Ведущие
организации отрасли имеют программные продукты, реализующие трехмерные
модели международного класса экспертной оценки. Для практических расчетов
разработана численно-аналитическая модель, авторами произведена оценка
точности моделей с помощью программного продукта в РГУ имени Губкина. В
работе Алиева З.С., Шеремета В.В. приведены сравнительные расчеты численноаналитические модели и трехмерные модели международного класса точности.
Для более ясного понимания современного состояния эксплуатации
горизонтальных и многозабойных скважин следует сделать краткий экскурс в
историю развития технологии строительства горизонтальных и многозабойных
скважин.
На начальном этапе развития строительства горизонтальных скважин
бурились наклонно направленные скважины только с целью достижения
труднодоступных для вертикальных скважин залежей нефти или газа,
расположенных
под
озерами,
реками,
поселками
или
промышленными
сооружениями [1-11].
Основной
целью
строительства
горизонтальных
скважин
является
пересечение продуктивного пласта в продольном направлении.
Многозабойные скважины являются дальнейшим развитием технологии
строительства наклонно-направленного и горизонтального бурения.
Открытие и освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной
Сибири, приуроченных к заболоченным территориям, в 1970 годы обусловило
массовое строительство скважин кустами с горизонтальным или пологим их
окончанием. Из горизонтальных скважин получали более значительные дебиты,
чем из вертикальных. Этот фактор способствовал строительству многозабойных
скважин различных профилей.
На практике чаще всего используются следующие профили [12]:
13
- профиль многозабойной скважины с вертикальным основным и
горизонтальными дополнительными стволами (рис. 1);
- многоярусные скважины, при которых в каждом ярусе бурят несколько
дополнительных стволов (рис. 2);
- волнообразные, в которых из основного вертикального ствола бурят
дополнительные волнообразные стволы (рис. 3).
Основными предпосылками для выбора того или иного профиля скважины
является геологическая характеристика разреза; условия эксплуатации и
разработки, современного уровня бурения, освоения и ремонта скважин.
Рис. 1 – Профиль многозабойной скважины с вертикальным основным и
горизонтальными дополнительными стволами: а, б – вид в
разрезе и
плане; 1, 2 – соответственно основной и дополнительные стволы; 3 –
продуктивный пласт; 4 – граница участка продуктивного пласта
14
Рис. 2 – Схематичный профиль многоярусной скважины для разработки
нефтяной залежи с активной подошвенной водой (а) и со слоистонеоднородными коллекторами (б)
Рис. 3 – Профиль многозабойной скважины с вертикальным основным и
волнообразными дополнительными стволами в слоистом пласте
По определению А.Г. Калинина и др. [12] многозабойными считаются
скважины, у которых из основного ствола пробурены дополнительные. По форме
15
выполнения дополнительных стволов, их
пространственном положении
различали следующие виды многозабойных скважин:
- разветвленные наклонно-направленные;
- горизонтально разветвленные;
- радиальные.
Разветвленные наклонно направленные скважины состоят из основного
ствола, обычно вертикального, и дополнительных наклонно направленных
стволов.
Горизонтально
разветвленные
скважины
–
это
разновидность
разветвленных наклонно направленных скважин, так как их проводят
аналогичным способом, но в завершающем интервале дополнительного ствола
его зенитный угол увеличивают до 90 градусов и более.
У радиальных скважин основной ствол проводят горизонтально, а
дополнительные – в радиальном направлении.
Ввиду
многообразия
профилей
скважин
наклонно
направленных,
горизонтальных, многоствольных, многозабойных, наклонно направленных с
боковыми стволами, которые вносят путаницу при изложении материала,
возникла необходимость создать классификацию скважин по типу их профилей и
назначений.
В работе [13] Г.П. Зозуля и др. дают более детальную классификацию
направленных скважин.
Горизонтальная скважина – наклонно направленная скважина с зенитным
углом
более
85
протяженности
град
пласта
и
в
горизонтальным
целях
участком
увеличения
его
профиля
большой
нефтегазоотдачи
(продуктивности).
Горизонтальный
участок
–
часть
горизонтальной
скважины,
расположенной в продуктивном пласте.
Пологая скважина (полого направленная) – скважина, траектория которой
имеет зенитный угол в продуктивном пласте от 50 до 85 град.
16
Боковой ствол (БС) – пробуренный в основной обсаженной скважине
дополнительный ствол в целях извлечения нефти (газа) из невыработанного
участка залежи пласта.
Боковой ствол с горизонтальным участком (БГС) – разновидность БС с
участком большой протяженности в продуктивном пласте.
Многоствольная скважина (МСС) – скважина, в которой из обсаженной
основной вертикальной, наклонно направленной или горизонтальной скважины
пробурены боковые стволы (БС), в том числе с горизонтальным участком (БГС).
Многозабойная скважина (МЗС) – скважина с обсаженным основным
стволом, как правило, до кровли продуктивного пласта и необсаженным
основным стволом в продуктивном пласте, из которого проводятся в
продуктивный пласт ответвления.
Многозабойная
горизонтальная
скважина
(МЗГС)
–
разновидность
многозабойной скважины, в которой ответвления в продуктивном пласте
проводятся из необсаженной части горизонтального участка основного пласта.
Многоствольная-разветвленная
скважина
(МРС)
–
многоствольная
скважина, в которой из необсаженных участков боковых стволов пробурены в
продуктивном пласте необсаженные ответвления.
Боковые стволы (БС, БГС) строятся из недействующего и простаивающего
фонда скважин.
Учитывая наличие тесного контакта с зарубежными нефтегазовыми
фирмами при освоении наших нефтяных и газовых месторождений, следует
также рассматривать международную классификацию, которую предложила
некоммерческая организация (TAML).
Начало этой организации было положено в марте в 1997 года, когда был
организован международный форум для обмена опытом бурения горизонтальноразветвленных скважин, унификации подходов и определения направления
дальнейшего развития этой технологии. Участниками этого неформального
форума являлись
BP, Norsk Hydro, Statoil, Esso UK, Mobil, Phillips, Maersk,
Texaco, Total, Chevron, Shell Oil, Shell International E&P, and Shell UK Expro.
17
В 1998 году был сформирован а Joint Industry Project (JIP), результатом
которого стала публикация международной классификации горизонтальноразветвленных скважин (The TAML Classification System).
В ноябре 2002 года на встрече членов TAML в Калгари были
переопределены цели организации, исходя из современного состояния и нужд
отрасли. В связи с этим она была преобразована в некоммерческую организацию
на основе членства и стала открыта для вступления новых членов.
Миссия организации – популяризация, развитие и внедрение технологии
строительства многозабойных скважин в международных масштабах путем
обмена информацией и обучающих программ.
Международная классификация многоствольных скважин
TAML
(Complexity Ranking):
Термины и определения
Вся совокупность технологий бурения различных видов многоствольных
(разветвленных) скважин в англоязычных публикациях описывается термином
Multi-Lateral Technology. В русскоязычных публикациях встречаются различные
термины для описания этой технологии. Приведу здесь термины, единообразно
описывающие различные виды скважин и боковых стволов.
НЕОРИЕНТИРОВАННЫЙ БОКОВОЙ СТВОЛ – боковой ствол скважины,
пробуренный
в
произвольном азимутальном направлении без
контроля
траектории с помощью телесистемы при бурении данного бокового ствола.
БОКОВОЙ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫЙ СТВОЛ (БННС) – боковой
ствол скважины, пробуренный в соответствии с проектной траекторией с
заданным углом и в заданном направлении (азимуте). При бурении наклоннонаправленного бокового ствола управление и контроль за траекторией бокового
ствола скважины должен осуществляться с помощью телесистемы в режиме
реального времени,
БОКОВОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ СТВОЛ (БГС) – наклонно-направленный
боковой ствол, содержащий участок с зенитным углом более 80°.
18
ГОРИЗОНТАЛЬНО-РАЗВЕТВЛЕННАЯ
состоящая из основного ствола,
СКВАЖИНА
–
скважина,
из которого пробурен один или несколько
боковых стволов (ответвлений). Горизонтально-разветвленные скважины можно
подразделить на многоствольные (МСС) и многозабойные (НЗС).
МНОГОСТВОЛЬНАЯ СКВАЖИНА (МСС) – скважина, состоящая из
основного ствола, из которого пробурен один или несколько боковых стволов
(ответвлений) на различные продуктивные горизонты (пласты), при этом точка
пересечения боковых стволов с основным стволом скважины находится выше
вскрываемых горизонтов.
МНОГОЗАБОЙНАЯ СКВАЖИНА (МЗС) – скважина, состоящая из
основного, как правило, горизонтального ствола, из которого в пределах
продуктивного горизонта (пласта) пробурен один или несколько боковых
стволов (ответвлений).
Анализируя
отечественную
и
международную
классификацию
многоствольных скважин, представленная диссертационная работа посвящена
исследованиям повышения эффективности эксплуатации «МНОГОЗАБОЙНЫХ
СКВАЖИН,
СОСТОЯЩИХ
ГОРИЗОНТАЛЬНОГО
ПРОДУКТИВНОГО
ИЗ
ОСНОВНОГО,
СТВОЛА,
ГОРИЗОНТА
ИЗ
КОТОРОГО
(ПЛАСТА)
КАК
ПРАВИЛО,
В
ПРЕДЕЛАХ
ПРОБУРЕН
ОДИН
ИЛИ
НЕСКОЛЬКО БОКОВЫХ СТВОЛОВ (ОТВЕТВЛЕНИЙ)» по международной
классификации
TAML, что соответствует по отечественной классификации:
«многозабойная горизонтальная скважина (МЗГ)» – это «МНОГОЗАБОЙНАЯ
СКВАЖИНА С ОБСАЖЕННЫМ ОСНОВНЫМ СТВОЛОМ, КАК ПРАВИЛО,
ДО
КРОВЛИ
ПРОДУКТИВНОГО
ПЛАСТА
И
НЕОБСАЖЕННЫМ
ОСНОВНЫМ СТВОЛОМ В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ, ИЗ КОТОРОГО
ПРОВОДЯТСЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ ОТВЕТВЛЕНИЯ» (рис. 4).
19
Рисунок 4 – Схема многозабойной скважины
Наиболее существенные преимущества использования горизонтальных
стволов (ГС) многозабойных скважин, по сравнению с вертикальными
скважинами, заключаются в:
- увеличении производительности скважин при любых емкостных и
фильтрационных свойствах продуктивных пластов;
-
обеспечении
рентабельности
разработки
маломощных,
одно
и
двухконтактных, низкопродуктивных, шельфовых и других нефтегазовых
месторождений;
20
- увеличении продолжительности периода постоянной добычи газа и доли
начальных запасов, отбираемых в периоды нарастающей и постоянной добычи
газа до 75¸80 %;
-
увеличении
коэффициента
газоотдачи
маломощных
газовых
месторождений путем обеспечения более равномерного снижения давления за
счёт увеличения охвата площади дренирования и оптимизации расположения
горизонтальных стволов по толщине и по площади;
- вскрытии каждого объекта (пропластка) пропорционально их емкостным
и фильтрационным свойствам и удельным запасам газа и нефти;
- обеспечении равномерного дренирования каждого пропластка с учетом
последовательности
их
залегания
и
профиля
горизонтальных
стволов
(горизонтальный, нисходящий и восходящий);
-
снижении
до
минимума
возможности
образования
глубоких
депрессионных воронок;
- повышении устойчивой длительной эксплуатации скважин в условиях
возможного разрушения призабойной зоны пласта и обводнения скважин;
- регулировании подъема конуса подошвенной воды путем периодичного
изменения конструкции фонтанных труб, спущенных в горизонтальную часть
ствола.
Если проблемы строительства скважин различных профилей практически
решены, то многие проблемы их эксплуатации все еще ждут своих решений [14,
15].
21
2
ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОЗАБОЙНЫХ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
К числу недостатков эксплуатации многозабойных горизонтальных
скважин следует отнести:
- удорожание бурения на 10 – 50 % при бурении горизонтальной части
ствола и дополнительные затраты за счет длины горизонтального ствола;
- технические и технологические трудности, связанные с освоением,
исследованием и ремонтно-профилактическими работами в горизонтальных
стволах;
- возможность образования гидрозатворов при неправильном выборе
профиля горизонтального ствола и при оборудовании таких скважин
фонтанными трубами;
- существенное влияние параметра анизотропии при вскрытии
горизонтальным стволом продуктивных неоднородных пластов.
На производительность многозабойных горизонтальных скважин и на
параметры, определяемые по результатам исследования таких скважин, влияют
значительное число факторов. К этим факторам относятся:
- низкие скорости движения газа в хвостовой части горизонтальных
стволов;
- параметр анизотропии;
- проницаемость вскрываемого пласта (пропластка) и их толщины;
- диаметры горизонтальных стволов;
- устьевое давление;
- допустимая величина депрессии на пласт;
- величина забойного давления, используемого при обработке результатов
исследования скважин, которая изменяется существенно при больших дебитах и
значительных длинах горизонтального ствола, а также в зависимости от
конструкции обсадных колонн и фонтанных труб;
- условность определения зоны дренирования и расстояния до контура
питания от работающих горизонтальных стволов;
- расположение горизонтальных стволов по толщине пласта и
относительно контуров газоносности;
- полнота вскрытия системой горизонтальных стволов зоны дренирования;
22
- продолжительность работы скважины после ее пуска;
и многие другие факторы.
2.1
Степени
влияния
фильтрационно-ёмкостных
параметров
продуктивного пласта на рациональную длину горизонтального участка
многозабойной скважины
В данном разделе представлена технология определения рациональной
(работающей) длины горизонтальных участков многозабойной скважины,
выявлен комплекс параметров пласта и стволов скважины, благоприятный для
эффективной
эксплуатации.
математической
допустимой
модели
депрессии
на
[16],
Выводы
подтверждаются
реализуемой
пласт,
по
с
учетом
допустимой
с
помощью
ограничений
величине
по
режимных
параметров на выходе в сборный коллектор, по скорости выноса твердых
частиц.
В данном разделе обосновывается первое защищаемое положение.
Введем обозначения: ГС – горизонтальный ствол, D, d, dч – диаметры ГС,
вертикального ствола, твердых частиц; F – площадь сечения ГС; k, kв, kг –
проницаемости пласта, вертикальная, горизонтальная; λг, λв – коэффициенты
сопротивления ГС, вертикального ствола; lш – коэффициент макрошероховатости
пласта; l – переменная длина интегрирования вдоль ГС; μ – вязкость газа; P –
переменное давление вдоль ГС; Pк – давление на контуре питания; Pзт – забойное
давление в торце скважины; Pст – атмосферное давление; ΔPmax – максимально
допустимая депрессия; Rк, Rс – радиусы контура и скважины; ρ, ρат, ρч –
плотности газа в рабочих и атмосферных условиях, твердых частиц; Z –
коэффициент сверхсжимаемости газа; T, Tст – рабочая и стандартная
температуры; h – толщина пласта; ν – коэффициент анизотропии пласта; Q –
объемный расход газа (н.у.) переменный вдоль ГС; Qв – объемный расход газа,
при котором происходит вынос твердых частиц; υв – скорость потока газа в
рабочих условиях, достаточная для выноса твердых частиц.
23
В
начальный
период
внедрения
в
практику
многозабойных
или
горизонтальных скважин принималось, что дебиты нефтяных или газовых
скважин будут линейно увеличиваться с увеличением длины горизонтальных
скважин [17–23].
Достигнутая технология строительства скважин в то время позволяла
бурить горизонтальные стволы длиной более 3 – 4 км [24–28]. Однако
результаты газодинамических исследований этих скважин не подтверждали
концепцию линейного повышения дебита пропорционально увеличению длины
горизонтального ствола.
Например, на Кущевском ПХГ (Краснодарский край) газодинамические
исследования скважин свидетельствовали, что из 200 – 250 м горизонтальных
стволов в притоке газа участвовали примерно 30 % ствола [29–31]. Аналогичные
результаты исследований получены при гидродинамических исследованиях на
нефтяных месторождениях Нягани и Среднего Приобья ОАО «ТНК-ВР», где
отмечено, что работающий участок горизонтального ствола составляет всего
15% от общей длины [32].
В начальный период внедрения многозабойных скважин научные
разработки по обоснованию оптимальной длины горизонтальной скважины
отставали от практических возможностей строительства горизонтальных и
многозабойных скважин.
К
настоящему
времени
имеются
многочисленные
теоретические
разработки как отечественных [16, 33–46], так и зарубежных исследователей [23,
47–52]
по
определению
оптимальной
длины
горизонтальных
газовых,
газоконденсатных и нефтяных скважин.
В этих работах при определении оптимальной длины скважины
предлагается
учитывать
потери
давления
при
движении
флюида
в
горизонтальном стволе, и в соответствии с этим снижение депрессии на пласт от
максимальной величины на начальном участке ствола до нуля в конце [37, 38, 47,
53].
24
При прогнозировании дебита скважины учитывают также такие параметры
пласта и скважины как анизотропность пласта, его толщину и диаметр скважины
[36, 38, 54, 55, 56].
Однако ни в одной из этих работ не рассматривается проблема
эксплуатации многозабойных скважин, пробуренных в пластах, склонных к
разрушению, и предупреждению образования глинисто-песчаных пробок.
Удаление песчаных пробок из забоев горизонтальных, особенно из забоев
многоствольных скважин, актуальна, так как, зачастую, невозможно проникнуть
промывочными трубами во все боковые стволы для промывки забоев и удаления
осевшей в скважине породы.
В
данной
работе
предлагается
определять
работающую
длину
горизонтального участка многозабойной скважины путем расчета скорости
движения добываемого флюида, обеспечивающего транспорт твердых частиц во
взвешенном состоянии, выше скорости выноса [57, 58].
В этих условиях полагается, что ствол скважины будет очищаться потоком
добываемой продукции.
Работающей остается длина горизонтального ствола, в конце которой
забойное
давление
снижено
настолько,
что
обеспечивает
приток,
соответствующий скорости выноса твердых частиц. С другой стороны,
продвижение газа с высокой скоростью увеличивает потери давления и
возможно превышение предельно допустимой депрессии, установленной для
конкретного продуктивного пласта по критериям неразрушения коллектора и
безводной эксплуатации. Кроме того, снижение давления на входе в
вертикальный ствол ограничено допустимым давлением на устье скважины.
С учетом комплекса ограничений в конкретных условиях на стадии
проектирования скважины необходимо решать вопрос рациональной длины
горизонтального ствола, как основного в системе многозабойной скважины. Для
решения данного вопроса, прежде всего, выбирается математическая модель
притока газа и его движения вдоль ствола с учетом изменения давления [59, 60].
25
При выборе между наиболее упрощенной аналитической и наиболее
сложной
трехмерной
моделями
предпочтение
было
отдано
численно-
аналитическому варианту, представленному в работе [16].
Данный вариант модели отображает основные закономерности процесса –
двучленное уравнение притока газа, изменение форм линий тока в призабойной
зоне, потери давления при движении в стволе за счет трения и действия
инерционных сил – и охватывает область фильтрации от забоя скважины до
области питания. Предлагаемая здесь стационарность процесса не ограничивает
возможность учета изменений от времени за счет динамики контурного
пластового давления.
Параметры
данной
модели
включают
основные
конкретные
характеристики продуктивного пласта и скважины.
Дифференциальные уравнения, описывающие приток газа к ГС при
отсутствии фонтанных труб, что не снижает общности формулировки, имеют
вид системы [16, стр. 77, 78]:
2
2
2
dQ − A + A + 4 B (Pк − P )
=
;
dl
2B
(1)
αQP
dP ⎛ Q
∂Q ⎞
= ⎜ λг + 2
⎟⋅
,
dl ⎝ D
∂l ⎠ 2αQ 2 − P 2
(2)
где
α=
A*
A=
2
8ρ ат Рат ZT
;
π 2 D 4Tст
(3)
⎡ 2 ⎛
Rc ⎞ Rк − νh1 ⎤
⎟⎟ +
⋅⎢
⋅ ⎜⎜νh1 + Rc ln
⎥;
+
h
R
h
Rc + νh1 ⎦
ν
ν
c
1⎠
⎣ 1 ⎝
B* ⎡ 2 ⎛ Rc + νh1
νh1 ⎞
Rк − νh1 ⎤
⎜
⎟
⋅
−
B=
ln
+
⎢
⎥;
8 ⎣νh1 ⎜⎝
Rc
Rc + νh1 ⎟⎠ ( Rc + νh1 ) 2 ⎦
A* =
μZPатT
kTст
,
B* =
ρ ат ⋅ Pат ZT
lшTст
, ν =
(4)
(5)
Kв
, h1 = h − Rc / 2 .
Kг
26
Представленная
система
дифференциальных
уравнений
описывает
изменение объемного расхода в нормальных условиях (н.у.) Q и давления Р
вдоль ГС. Особо следует отметить задание краевого условия. Так, задавая
нулевой расход в торцевое сечение и забойное давление вблизи торца, что
физически непротиворечиво, получаем задачу Коши с начальными данными
искомых функций. Интегрируя численно по направлению потока, находим
единственное
решение,
интегрировании
системы
(численный
метод
уравнений)
с
соответствующее
использовался
решения
систем
автоматическим
краевым
стандартный
условиям.
метод
обыкновенных
подбором
шага
При
Рунге-Кутта
дифференциальных
интегрирования.
Для
подтверждения правильности работы программы были проведены расчёты с
данными [16, стр.78] и получены результаты, совпадающие с приведенными в
[16, стр.79]. В свою очередь, авторами [16] была обоснована точность
полученных ими численных решений.
Если задавать краевые условия в начале ГС, т.е. на стыке с вертикальным
или
наклонным
участком,
то
при
интегрировании
в
направлении,
противоположном потоку, получаем некорректный результат. Это объясняется
несогласованностью задания Q и Р в начале ГС. Так, согласно уравнению (1),
при снижении депрессии ( Рк2 − Р 2 ) до нуля от начала ГС до торцевого сечения
темп притока газа из пласта
dQ
стремится к нулю. Но, так как дебит Q в начале
dl
ГС задан произвольно, не согласованно с заданием Р, то полученный в
результате накопления со знаком (-) дебит Q вблизи торца может стать любой
величиной, в том числе и отрицательной.
Окончательно краевое условие задается на торцевом конце ГС в виде:
l = L, Q = 0, P = Pзт .
Чтобы определить такую длину ГС, в пределах которой происходит вынос
твердых частиц потоком газа, допустим критерий скорости выноса по уравнению
[61, стр. 46-56]:
27
υ в = 1,3
4 ( ρ ч − ρ )d ч g
,
ρ СW
3
(6)
где СW – коэффициент сопротивления;
ρ – плотность флюида.
Объемный расход при нормальных условиях, соответствующий скорости
выноса частиц, определяется согласно материальному балансу и представляет
функцию давления Р:
Qв ( P ) =
ρ
υ ⋅F .
ρ ат в
(7)
Искомую длину горизонтального ствола будем устанавливать в заданных
конкретных условиях при минимальном дебите Qв, обеспечивающем вынос
твердых частиц и соответствующем ему максимальном давлении (или
минимальной депрессии) Р.
В этом смысле искомая длина является оптимальной. Увеличение дебита и
снижение давления при продвижении газа к входу в вертикальный ствол только
усиливают эффект выноса твердых частиц.
Рассмотрим последовательность расчетов.
1. Зададим максимальную допустимую по техническим условиям бурения
длину ГС, например
L = 700 м.
2. Допустим забойное давление на торце близким к пластовому:
Рзт = Рк – δ, δ ≈ 0,1 МПа.
3. Обратимся к интегрированию уравнений (1, 2), начиная от торца.
На каждом шаге интегрирования определяются текущие значения Q(l), P(l)
и выполняются проверки ограничений.
3.1. Проверка соотношения текущего расхода газа и необходимого для
выноса твердых частиц:
Q (l ) ≥ Qв ( P ) .
При выполнении данного условия фиксируется длина L1 = l и
соответствующее давление (P1 = P(l)).
28
3.2. Проверка допустимости текущей депрессии:
ΔP (l ) = Pк − P (l ) ≤ ΔPmax .
При нарушении данного условия фиксируется длина L2 = l, и процедура
интегрирования заканчивается с результатом определенной искомой длины:
Lиск = L1 − L2 .
3.3. Проверка выхода газа к устью вертикального ствола скважины с
допустимой величиной устьевого давления Ру доп по формуле Адамова:
⎡ 2
⎤
Z 2T 2 2 S
Pу = ⎢ P (l ) − 1,377 ⋅ λв ⋅ 5 (e − 1)⋅ Q 2 (l )⎥ / e S .
d
⎣
⎦
(8)
При нарушении условия Pу ≥ Pу доп фиксируется длина L3 = l , процедура
интегрирования заканчивается с результатом искомой длины:
Lиск = L1 − L3 .
При отсутствии нарушений условий 3.2 и 3.3 искомая длина Lиск = L1 , т.е.
отбрасывается участок, где скорость потока газа не достаточна для выноса
твердых частиц.
С целью определения степени влияния на скорость транспорта твердых
частиц в ГС с различными параметрами, такими как: горизонтальная и
вертикальная проницаемость пласта, толщина пласта, диаметр скважины –
выполнены расчеты, результаты которых приведены на рис. 5 – 8. Расчеты
выполнены при следующих исходных данных:
- длина горизонтального участка скважины 700 м;
- пластовое давление 10 МПа;
- kг (горизонтальная проницаемость) 0,05; 0,25; 0,5 мкм2;
- kв (вертикальная проницаемость) 0,005; 0,100; 0,500 мкм2;
- hпл (толщина пласта) 10; 25; 50 м;
- Rс (диаметр скважины) 0,05; 0,06; 0,075 м,
- λг (коэффициент гидравлического сопротивления) 0,03 (по аналогии с
расчетами в работе [16]).
29
При принятой модели притока газа к ГС расчеты показывают (рис. 5), что
скорость флюида существенно увеличивается с уменьшением радиуса скважины.
Однако при принятых исходных данных скорость флюида не достигает
минимально необходимой скорости транспорта твердых частиц. В этих условиях
нецелесообразно строить многозабойные скважины. Если продуктивный пласт
представлен породами, склонными к разрушению, или ствол горизонтальной
скважины необходимо оборудовать противопесочными фильтрами.
1
Скорость потока газа (V), м/с
0.8
V выноса
0.6
V (Rc=0.07м)
V (Rc=0.06м)
0.4
V (Rc=0.05м)
0.2
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Длина горизонтального ствола, м
Рисунок 5 – Влияние радиуса скважины на скорость флюида в
горизонтальном стволе при постоянных kг = 0,05 мкм2, kв = 0,005 мкм2, hпл = 10м
Из
рис.
6
следует,
что
наибольшую
эффективность
очистки
горизонтального ствола можно достичь при бурении в пластах с развитой
вертикальной проницаемостью. Очевидно, при проводке горизонтальных
стволов в этих условиях, серия вертикальных трещин получит сообщение с
наиболее протяженной частью МЗС и повысит дебит и скорость добываемого
флюида.
Если скорость флюида при вертикальной проницаемости (kв = 0,005 мкм2)
не достигает минимально необходимой для транспорта твердых частиц, то при kв
= 0,5 мкм2 скорость движения составит уже 10 м/сек, что значительно выше
30
критической скорости транспорта, и ствол скважины будет очищаться потоком
при kв = 0,1 мкм2, начиная с 500 м, а при kв = 0,5 мкм2 ствол скважины будет
очищаться уже с 625 м.
12
V выноса
Скорость потока газа (V), м/с
10
V (k верт. =0.500 мкм2)
8
V (k верт. =0.100 мкм2)
6
V (k верт. =0.005 мкм2)
4
2
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Длина горизонтального ствола, м
Рисунок 6 – Зависимость скорости потока газа в горизонтальном стволе
V = f (kв )
в
продуктивных
пластах
с
различными
вертикальными
проницаемостями при постоянных kг = 0,05 мкм2, Rc = 0,05 м, hпл = 10 м
Рис. 7 иллюстрирует зависимость
горизонтальном
стволе
в
пластах
скорости движения флюида в
с
различными
горизонтальными
проницаемостями.
На
рис.
8
изображено
влияние
на
скорость
флюида
толщины
продуктивного пласта. Из графиков следует, что в пластах с толщиной до 10 м
необходимо скважины оборудовать противопесковыми фильтрами, так как
скорость флюида не достигает минимально необходимой для транспорта
твердых частиц.
31
3
V выноса
2.5
Скорость потока газа (V), м/с
V (k гориз.=0.50 мкм2)
2
V (k гориз.=0.25 мкм2)
V (k гориз.=0.05 мкм2)
1.5
1
0.5
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Длина горизонтального ствола, м
Рисунок 7 – Зависимость скорости потока в горизонтальном стволе
V = f (kг )
в пластах с различными горизонтальными проницаемостями при
постоянных kв = 0,005 мкм2, Rc = 0,05 м, hпл = 10 м
4
V выноса
3.5
Скорость потока газа (V), м/с
3
V (h пласта = 50 м)
2.5
V (h пласта = 25 м)
2
V (h пласта = 10 м)
1.5
1
0.5
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Длина горизонтального ствола, м
Рисунок 8 – Зависимость скорости флюида в горизонтальном стволе от
толщины продуктивного пласта при постоянных kг = 0,05 мкм2, kв = 0,005 мкм2,
Rc = 0,05 м
32
Для сравнения рассмотрим скорость потока газа на устье горизонтального
ствола. Сравнивая результаты расчетов на рис. 5 и 6, видно, что даже при малом
Rс = 0,05 увеличение вертикальной проницаемости от 0,005 до 0,5 мкм2
значительно повышает скорость потока от ≈ 0,65 до ≈ 10 м/сек. Сравнение
результатов на рис. 5 и 7 показывает, что при Rc = 0,05 м
повышение
горизонтальной проницаемости от 0,05 до 0,5 мкм2 повышает скорость выноса от
≈ 0,65 до ≈ 2,3 м/сек. Сравнивая рис. 7 и 8 находим, что увеличение толщи пласта
от 10 до 50 м повышает скорость выноса от ≈ 0,65 до ≈ 3,5 м/сек. На основании
представленных исследований, можно сделать следующие выводы.
Выводы
1. Многозабойные скважины наиболее эффективны в продуктивных
пластах большой толщины и устойчивых к разрушению.
2. Эффективность горизонтальных участков МЗГ повышается в пластах с
повышением коэффициента анизотропии.
3. На длину горизонтальных стволов влияют допустимая депрессия в
пласте и допустимый режим на входе в сборный коллектор.
4.
Для
каждого
конкретного
продуктивного
пласта
существует
соответствующая его продуктивной характеристике длина горизонтального
участка, которая очищается от твердых частиц потоком добываемого флюида.
2.2 Фильтры для боковых ответвлений многозабойных скважин и для
скважин подземных хранилищ газа
Как показано в разделе 2.1, хвостовые участки горизонтальных стволов
загрязняются из-за недостаточной для выноса твердых частиц скорости
потока. Это одна из основных проблем эксплуатации многозабойной скважины.
В данном разделе представлен один из способов предупреждения образования
песчано-глинистых пробок. С этой целью в ответвлениях горизонтальных
стволов, пробуренных в продуктивных пластах, склонных к разрушению,
необходимо установить противопесочные фильтры.
33
Исследованием применения фильтров на горизонтальных скважинах,
скважинах ПХГ занимались многие авторы, в частности Васильев В.А. [62, 63].
Известна конструкция фильтра, содержащего перфорированный каркас,
продольные опорные стержни, витки обмоточной проволоки, прикрепленные
фиксатором к опорным стержням. При этом витки обмоточной проволоки в
месте крепления к опорным стержням имеют изгибы, расположенные между
двумя смежными опорными стержнями, а фиксатор выполнен из армирующего
материала, охватывающего изгибы витков обмоточной проволоки.
В фильтре в качестве армирующего материала используют цемент или
припой [64].
Так как фильтр содержит перфорированный каркас с продольными
опорными стержнями, на которых навиты витки обмоточной проволоки, в месте
крепления к опорным стержням имеются изгибы между двумя смежными
опорными стержнями с их фиксацией армирующим материалом в виде припоя.
При этом при установке фильтра в скважине фильтрация пластового флюида
происходит через щели между витками обмоточной проволоки с подачей по
продольным каналам между опорными стержнями к ближайшему отверстию в
перфорированном каркасе. Через перфорированный каркас флюид подается в
осевой канал этого каркаса и далее в лифтовую колонну труб. Как показывают
исследования пластового флюида, очистка происходит только в районе
выполнения перфорационных отверстий, с практически полным отсутствием
перетока пластового флюида в продольном направлении между продольными
опорными стержнями, что является недостатком. При этом при закачке газа в
хранилище его поток по лифтовой колонне труб поступает в осевой канал
фильтра-каркаса, откуда по продольным пазам между продольными опорными
стержнями подается к перфорационным отверстиям и далее, через щели между
витками обмоточной проволоки, подается в пласт-коллектор. А так как закачка
происходит
на
ограниченном
участке,
а
именно,
в
зоне
нахождения
перфорационных отверстий, это приводит к эрозионному износу витков
обмоточной проволоки и к забиванию щели механическими примесями и
34
окалиной. При этом при извлечении фильтров-каркасов из скважины было
отмечено полное забивание щелей с отрывом витков обмоточной проволоки от
продольных опорных стержней.
В другой конструкции скважинного управляющего фильтра (ФСУ)
предусмотрены его установка и спуск в скважину в составе колонны труб при
отсутствии потока жидкости
обеспечения
работы
фильтра
через фильтрующую оболочку [65]. Для
применяют
специальный
управляющий
инструмент, который приводится в действие гидравлически после его спуска на
НКТ. Втулку перемещают в осевом направлении при взаимодействии толкателей
привода с упорными элементами фильтра, размещенными в специальном пазу.
После
открытия
фильтра
происходит
сообщение
затрубного
и
внутритрубного пространства через щелевые циркуляционные отверстия. При
возврате кольцевой втулки в исходное положение фильтр закрывается.
К недостаткам конструкции фильтра следует отнести то, что при открытии
гидравлическая связь между затрубным и внутритрубным пространством
фильтрация пластового флюида ведется по всей площади, с подачей отфильтрованного потока по продольным пазам между стрингерами к циркуляционным отверстиям, что улучшает гидродинамику устройства и эффективность его работы. Тем не менее, устройство нельзя применять в
горизонтальных стволах скважин и скважинах на подземных хранилищах газа,
где имеет место поток газа из внутритрубного пространства в затрубное, с
проходом через щели между витками обмоточной проволоки, что приводит к
забиванию щелей и снижению эффективности работы.
При эксплуатации нефтяных и газовых скважин с неустойчивыми
коллекторами используется еще одна конструкция фильтра, состоящая из
корпуса с бандажами на концах и с продольными пазами на наружной
поверхности, стрингерами и навитой проволокой определенного сечения [66].
Недостатком данной конструкции фильтра также является необратимая
кольматация его проволочной обмотки твердой фазой, идущей с потоками газа
из пласта.
35
Для повышения надежности и долговечности противопесочного фильтра
для горизонтальных скважин и скважин ПХГ автором совместно с Акоповым
С.А., Карапетовым Р.В., Акоповым А.С., Котляровым В.Н. разработана новая
конструкция, которая исключает прохождение потока газа с твердыми частицами
между витками проволочной обмотки (патент на изобретение № 2490433 С1
МПК Е21В43/08 от 20.08.2013 г.). Технический результат достигается за счет
формирования естественной гравийной набивки на наружной поверхности
фильтрующей оболочки, с сохранением ее структуры при закачке газа в
подземное хранилище, а также возможностью прекращения гидродинамической
связи затрубного пространства с внутритрубным, исключающее поступление
газа без его очистки в скважину.
Фильтр для боковых ответвлений многозабойных скважин и скважин на
подземных хранилищах газа (рис. 9 – 12) состоит из корпуса 1, с бандажами 2 на
концах,
охватывающими
конечные
витки
3
обмоточной
проволоки,
формирующими фильтрующую оболочку 4, навитыми на стрингеры 5,
расположенными на наружной поверхности и равномерно размещенными по
периметру с образованием фильтрующей щели (на рис. не обозначена). При этом
в теле корпуса 1 выполнены, по крайней мере, два циркуляционных отверстия 6,
перекрытые кожухами 7, под которыми установлены манжеты 8, расположенные
в проточках 9 корпуса 1 над и под местом расположения циркуляционных
отверстий 6, гидравлически связанными с осевым каналом 10. В кожухе 7
имеется, по крайней мере, два отверстия 11, а также выполнены на наружной
поверхности, по крайней мере, две технологические проточки 12, в которых
размещены элементы обратного клапана 13, например, в виде манжет, жестко
связанных с кожухом 7 и перекрывающих отверстия 11, при контакте друг с
другом, которые
выполнены
на уровне расположения
циркуляционных
отверстий 6 корпуса 1. При этом корпус 1 снабжен присоединительной резьбой
(на рис. не показана) на концах, включается в состав лифтовой колонны труб (на
рис. не показаны) и спускается в скважину. Количество секций фильтра зависит
от конкретных условий.
36
Фильтр для скважины подземных хранилищ газа эксплуатируется следующим образом.
При закачке газа в подземное хранилище его поток через циркуляционные
отверстия 6 подают напрямую к отверстиям 11 в кожухе 7, которые выполнены
на уровне расположения циркуляционных отверстий 6 корпуса 1 с бандажами 2
на концах, с отгибанием свободной гидродинамической связи осевого канала 10
корпуса 1 с полостью скважины. При этом манжеты 8, расположенные в
проточках 9 на корпусе 1, в это время входят в плотный контакт с внутренней
поверхностью кожуха 7 и препятствуют подаче газа под конечные витки 3
фильтрующей оболочки 4, навитыми на стрингеры 5. Они перекрывают поток
газа под фильтрующую оболочку 4 с организацией подачи его через отверстия 11
в кожухе 7 с открытием обратного клапана 13 в виде манжеты, которые отгибаются в стороны и открывают проход для газа. После прекращения цикла
закачки газа в подземное хранилище, обратный клапан 13, в виде манжеты,
закрывается, то есть его вводят в технологическую проточку 12 на кожухе 7 с
перекрытием отверстий 11.
При переходе на режим отбора газа из подземного хранилища манжеты 8,
установленные под кожухами 7, под действием перепада давления от потока
газа, который проходит через фильтрующую щель фильтрующей оболочки 4 и
по продольным каналам между стрингерами 5, отгибаются к поверхности
корпуса 1, с освобождением кольцевого зазора между внутренней поверхностью
кожуха 7 и наружной корпуса 1 и подачей газа через циркуляционные отверстия
6 в осевой канал 10 фильтра и далее на поверхность. При этом в режиме отбора
газа из продуктивного пласта-коллектора происходит задержка достаточно
крупных механических частиц на наружной поверхности фильтрующей
оболочки 4 фильтра. Формируется слой естественной гравийной набивки,
который улучшает работу фильтра и является дополнительным барьером для
более мелких механических частиц, мигрирующих из пласта.
При переходе на режим закачки газа в продуктивный пласт поток газа не
проходит через щели в фильтрующей оболочке 4 и не разрушает сформи 37
ровавшийся слой гравийной набивки. Таким образом, подача газа в пластколлектор, минуя фильтрующую оболочку 4, способствует сохранению
структуры сформировавшейся из пластового песка гравийной набивки.
Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:
- возможность подачи потока газа в подземное хранилище, исключающего
его прохождение через щели между витками обмоточной проволоки;
- возможность формирования естественной гравийной набивки на
наружной поверхности фильтрующей оболочки, с сохранением ее структуры
при закачке газа в подземное хранилище;
- возможность прекращения
гидродинамической связи затрубного
пространства с внутритрубным, исключающее поступление газа без его очистки
в скважину.
38
Рис. 9 – Фильтр для боковых ответвлений горизонтальных газовых стволов и
скважин на подземных хранилищах газа: общий вид в разрезе секции фильтра
39
Рис. 10 – Элемент участка фильтра в разрезе в месте установки кожуха и наличия
циркуляционных отверстий в фильтре-каркасе в момент подачи газа из осевого
канала в затрубное пространство скважины
Рис. 11 – Фильтр для скважины подземных хранилищ газа,
взаимное положение элементов конструкции в нейтральном положении
40
Рис. 12 – Взаимное положение элементов конструкции в момент добычи газа
2.3 Теоретические расчеты по определению режимов промывки
горизонтальных стволов жидкостью
В данном разделе рассмотрена зарубежная методика расчета процесса
очистки
горизонтального
ствола
скважины
жидкостью
с
помощью
колтюбинговой установки.
В работе [67] представлена физически обоснованная методика расчета
критической
скорости
промывки
горизонтального
ствола
скважины,
обеспечивающей очистку забоя от песчаных пробок. В работе [68] дан
алгоритм расчета, реализующий данную методику. Автором диссертации
выполнена компьютерная апробация представленной методики на основе
данного алгоритма. Рассчитаны зависимости критической скорости от
плотностей ПМЖ и твердых частиц, от концентрации твердых частиц.
В практике эксплуатации горизонтальных газовых скважин установлено,
что проникновение частиц породы часто приводит к уменьшению или к
прекращению притока в концевых отрезках горизонтального ствола, где
41
скорость меньше, чем в последующих участках. Увеличить приток в более
удаленные от входа в вертикальный ствол участки за счет снижения забойного
давления не всегда возможно из-за ограничения на допустимую депрессию в
призабойной зоне пласта. Хорошо изучены критерии выноса твердых частиц
газо-жидкостными вертикальными потоками, экспериментально исследованы
коэффициенты
гидравлических
сопротивлений.
Однако
непосредственное
приложение полученных результатов к горизонтальным потокам вносит
существенную
неточность.
Причина
здесь
в
различии
движущих
сил,
действующих на твердые частицы, в изменении направления гравитации по
отношению к направлению потока. Ряд авторов предлагали приближенные
формулы для определения необходимой (критической) скорости, необходимой
для выноса твердых частиц.
Из рассмотрения литературных источников по данному вопросу был
сделан выбор модели, описанной в работе [67]. Авторы этой работы провели
обширный
анализ
теоретических
и
экспериментальных
исследований,
посвященных двум- и трехслойным потокам жидкостей в горизонтальных
трубах.
На
этой
основе
авторы
предложили
физически
обоснованную
математическую модель двухслойного потока жидкость – твердые частицы. Эта
модель и принята нами за основу при решении поставленной задачи.
Авторы определяют две области в сечении трубы – суспензии и осадка,
существенно различимые по величине концентрации твердых частиц. В качестве
критической определяется та скорость, при которой в сечении движется
гомогенная смесь с одинаковыми скоростями жидкости и твердых частиц.
Критическая скорость находится путем решения следующей системы
основных уравнений:
1. Баланс масс твердых частиц
uS AS cS + uB AB cB = uM AM cM .
(9)
2. Баланс масс для жидкости
42
uS AS (1 − cS ) + uB AB (1 − cB ) = uM AM (1 − cM ) .
(10)
3. Уравнение импульса для слоя суспензии
AS
dP
= −τ S S S − τ i Si .
dz
(11)
4. Уравнение импульса для слоя осадка
AB
dP
= − FB − τ B S B − τ i Si .
dz
(12)
5. Уравнение получено из решения уравнения диффузии и описывает
распределение концентраций твердых частиц в слоях
сS =
cB
(
d 02 ⋅ Int0 − d i2 ⋅ Inti ) ,
2 AS
где: индексы S, B, M соответствуют областям суспензии, осадка и в целом
кольцевого пространства между внутренним диаметром скважины и наружным
диаметром колтюбинга;
u, A, c – скорости, площади и соответствующие концентрации твердых
частиц;
Р – давление в сечении;
z – координата вдоль горизонтального ствола;
SS – смоченный периметр суспензии;
SB – смоченный периметр основания;
Si – смоченный периметр границы между суспензией и основанием;
τ S , τ B , τ i – напряжения сдвига на соответствующих границах;
di – наружный диаметр колтюбинга;
d0 – внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
Int0, Inti – специальные функции;
FB – сила трения между основанием и стенками труб;
ρ Ж , ρ Т – плотности жидкости и твердых частиц.
43
Алгоритм расчета состоит в последовательном наращивании расхода
жидкости через колтюбинг до получения гомогенной смеси и равных скоростей
движения слоя суспензии и осадка.
Геометрия начального расположения осадка задается высотой «h» от
нижней точки внутреннего диаметра эксплуатационной колонны до уровня слоя
осадка.
Окружности
труб
эксплуатационной
колонны
и
колтюбинга
предполагаются концентрическими. Распределение площадей суспензии и
осадка возможны в двух вариантах:
h ≤ ( r0 − ri ) или h > ( r0 − ri ) ,
где r0, ri – радиусы, соответствующие диаметрам d0, di.
Площадь кольцевого пространства между внутренними стенками обсадной
колонны и наружной стенкой колтюбинга определяется по формуле:
Α М = π (d 02 − d i2 ) / 4 .
Затем, в зависимости от высоты основания «h» расчет геометрических
характеристик сечений потока проводится по вариантам:
Вариант 1.
h ≤ ( r0 − ri ) . Осадок занимает площадь сегмента В (рис. 13). В этом случае
θi =
π
2
.
Рис. 13 – Геометрия сечения потока
44
Угол θ 0 определяется следующим образом:
sin θ 0 =
r0 − h
;
r0
cos θ 0 = 1 − sin 2 θ 0 ;
tgθ 0 =
sin θ 0
;
cos θ 0
⎛ sin θ 0 ⎞
⎟⎟ .
⎝ cos θ 0 ⎠
θ 0 = arctg ⎜⎜
Площадь основания определяется как площадь сегмента В:
Α B = r02 (α 0 − sin α 0 ) / 2 ,
π
где α 0 = 2⎛⎜ − θ 0 ⎞⎟ .
⎝2
⎠
Площадь сечения суспензии определяется разностью:
ΑS = ΑM − ΑB .
Смоченный периметр границы слоев равен хорде:
⎛π
⎞
S i = d 0 sin⎜ − θ 0 ⎟ .
⎝2
⎠
Смоченный периметр основания равен длине дуги:
S B = r0α 0 .
Смоченный периметр суспензии определяется по формуле:
S S = 2πr0 − r0α 0 + 2πri .
Гидравлические диаметры суспензии и основания определяются из
соответствующих площадей как диаметры равновеликих окружностей:
DS =
4Α S
;
S S + Si
DB =
4Α B
.
SB
Аналогично варианту 1 рассматривается вариант 2, h > ( r0 − ri ) .
Здесь формулы углов θ i и θ 0 аналогичны варианту 1. Различие состоит в
том, что площадь сечения, занятого основанием, равна разности площадей двух
45
сегментов (большого и малого), образованных уровнем основания высотой «h» с
пересечением большой и малой окружностей:
б
S сегм
= r02 (α 0 − sin α 0 ) / 2 ;
м
S сегм
= ri 2 (α i − sin α i ) / 2 .
Площадь сечения, занятого осадком:
б
м
.
Α B = S сегм
− S сегм
Площадь сечения, занятого суспензией:
ΑS = ΑM − ΑB .
Смоченный периметр границы равен разности соответствующих хорд:
⎛π
⎞
⎛π
⎞
S i = d 0 sin⎜ − θ 0 ⎟ − d i sin⎜ − θ i ⎟ .
⎝2
⎠
⎝2
⎠
Смоченный периметр суспензии:
S S = 2π (r0 + ri ) − r0α 0 − riα i .
Смоченный периметр основания:
S B = r0α 0 + riα i . Гидравлические
диаметры
суспензии
и
основания
определяются
аналогично варианту 1.
Результаты расчетов представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Изменения критической скорости от плотности жидкости,
твердых частиц и общей концентрации твердых частиц в сечении потока
сМ=0,04 д/ед, ρЖ=1,1 г/см3 сМ=0,04 д/ед, ρТ=2,6 г/см3
ρЖ=1,1 г/см3, ρТ=2,6 г/см3
Vкр, см/сек
ρТ, г/см3
Vкр, см/сек
ρЖ, г/см3
Vкр, см/сек
сМ, д/ед
27
2,7
16
1,0
7,9
0,02
18,9
2,6
9,8
1,1
9,8
0,04
12,9
2,5
9,0
1,2
13,5
0,08
10,7
2,4
5,1
1,3
18,0
0,15
10,6
2,3
4,7
1,4
20,2
0,2
46
Определение коэффициентов в исходных уравнениях (9 – 12),
обозначающих напряжения сдвигов на границах суспензии с поверхностью
труб (τS), осадка с поверхностью труб (τВ) и на границе двух слоев (τi)
Для
определения
этих
характеристик
предварительно
находятся
коэффициенты трения слоев со стенками труб и межслойный.
Плотность слоя суспензии:
ρ S = ρ П C S + ρ (1 − C S ) ,
где ρП, ρ – плотность породы и жидкости;
плотность слоя основания:
ρ В = ρ П C В + ρ (1 − C В ) .
Числа Рейнольдса для этих слоев:
N Re,S = ρ S ⋅ U S ⋅ DhS / μ ;
N Re,B = ρ B ⋅ U B ⋅ DhB / μ ,
здесь μ = μ S = μ B (вязкость жидкости).
Коэффициенты трения для слоя суспензии и основания:
fS =
0,046
;
0, 2
N Re,
S
fB =
16
;
N Re,B
коэффициент трения между слоем суспензии и основания определяется из
уравнения:
⎤
⎡ d / DhS
1
2,51
= 0,86 ⋅ ln ⎢ П
+
⎥.
2 fi
N Re,S ⋅ 2 f i ⎦⎥
⎣⎢ 3,7
Уравнение решается численно методом последовательных приближений с
точностью до ε = 10-5.
Определяется сила трения слоя осадка со стенками труб:
⎡
τS ⎤
FB = η ⋅ ⎢(ρ П − ρ ) ⋅ g ⋅ C B ⋅ AB + i i ⎥ ,
tg (θ 0 ) ⎦
⎣
где η – коэффициент сухого трения между твердыми частицами и стенками труб.
Напряжение сдвига между суспензией и стенками труб:
τS =
1
f S ⋅ ρ S ⋅ U S2 ;
2
47
напряжение сдвига между осадком и стенками труб:
τB =
1
f B ⋅ ρ B ⋅ U B2 ;
2
межслойное напряжение сдвига:
τi =
1
2
f i ⋅ ρ S ⋅ (U S − U B ) .
2
Исходные уравнения содержат неизвестные коэффициенты концентраций
твердых частиц в слоях суспензии (С S ) и осадка (С B ) . В процессе очистки они
изменяются и в конечном результате выравниваются (С S = C B ) .
Для определения СS, CB предварительно находится скорость осаждения
твердых частиц UП из эмпирического уравнения:
U П2 + a1U П − a 2 = 0 ,
здесь a1 = 0,45 ⋅ (μ d П ⋅ ρ ) exp(5 ⋅ θ П ) ;
a 2 = 19,45 ⋅ exp(5θ П ) ⋅ (d П ) ⋅ (Δρ ρ ) ;
θ П – коэффициент формы твердой частицы (0,8);
d П – диаметр твердой частицы;
Δρ = ρ П − ρ Ж .
Затем по скорости осаждения частиц находят число Пекле:
Ре =
U П ⋅ d П / 12
.
0,0029
Концентрация частиц в потоке осадка определяется из соотношения:
⎡ ⎛r
h ⎞⎤
С B = C M ⋅ exp ⎢ Pe ⎜⎜ 0 − ⎟⎟⎥ ,
⎣ ⎝ d 0 d 0 ⎠⎦
где C M – известная общая концентрация твердых частиц.
Концентрация частиц в суспензии определяется из выражения:
СS =
CB
(
d 02 ⋅ Intθ 0 − d i2 ⋅ Intθ i ),
2 ⋅ AS
где
Intθ 0 =
π /2
0
⎡
⎛ sin γ 0 h ⎞⎤
2
− ⎟⎟⎥ ⋅ (cos γ 0 ) ⋅ dγ 0 ;
2
d 0 ⎠⎦
∫θ exp ⎢− P ⎜⎜⎝
⎣
e
48
⎡
⎛
⎞⎤
⎜
⎟⎥
⎢
π /2
sin
γ
⎜
⎟
h
2
i
Intθ i = ∫ exp ⎢ − Pe ⎜
− ⎟⎥ ⋅ (cos γ i ) ⋅ dγ i ,
⎥
⎢
d
0 ⎟
θi
⎜ 2⎛⎜ d 0 ⎞⎟
⎢
⎜ ⎜d ⎟
⎟⎥
⎝ ⎝ i⎠
⎠⎦⎥
⎣⎢
где γ0, γi – переменные интегрирования;
θ0, θi – углы на начало очистки:
в первом варианте:
⎛ r0 − h ⎞
⎟⎟,
⎝ r0 ⎠
θ 0 = arcsin ⎜⎜
θ i = π / 2;
во втором варианте:
⎛ r0 − h ⎞
⎟⎟,
⎝ r0 ⎠
θ 0 = arcsin⎜⎜
⎛ ri − h ⎞
⎟⎟.
r
⎝ i ⎠
θ i = arcsin⎜⎜
При найденных СS, CB и известных площадях AS, AB, AM, известной общей
концентрации твердых частиц СМ линейные уравнения (9, 10) содержат две
неизвестные скорости слоев – US, UB. Решение находится методом Гаусса.
Из уравнений (11, 12) при найденных напряжениях сдвигов τS, τB, τi,
периметрах SS, SB, Si и силе трения FB определяются градиенты давлений
dP
для
dZ
слоев суспензии и осадка (Z – ось трубы).
Решение исходной системы выполняется многократно в процессе поиска
критического расхода жидкости, при котором в сечении трубы поток
гомогенный при равенстве скоростей слоев (U S = U B ) и равенстве градиентов
давлений по слоям.
Реализация расчета по данной модели показала, что даже для отдельного
сечения
требуется
значительное
количество
времени
при
определении
критической скорости. Использование данной модели при многократном
обращении к ней в расчетах промысловых задач невыполнимо. Допускается в
расчетах для горизонтальных стволов использовать известный критерий выноса
49
твердых частиц для вертикальных скважин, например в работе Черных В.А.,
Черных В.В. [73]
50
3 МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ РАСЧЕТА ДЕПРЕССИИ
НА ЗАБОЕ ПРИ ПРОМЫВКЕ СКВАЖИНЫ ЖИДКОСТЬЮ ИЛИ ПЕНОЙ
С УЧЕТОМ ПЕРЕХОДА ПЕНЫ В РАЗЛИЧНЫЕ АГРЕГАТНЫЕ
СОСТОЯНИЯ ОТ АЭРИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ НА ЗАБОЕ ДО
«ТУМАНА» В ПРИУСТЬЕВОЙ ЧАСТИ СКВАЖИНЫ
3.1 Промывка жидкостью
Представленная модель рассчитывает технологические параметры
промывки системы стволов многозабойной скважины, обеспечивающие очистку
скважины от твердых частиц, работу скважины на депрессии и получение на
устье вертикального ствола допустимого интервала давлений. Реализация
теоретических
применительно
расчетов
к
дополнена
горизонтальным
промысловыми
скважинам
экспериментами
Кущевского
ПХГ
ООО
«Кубаньгазпром». Даны рекомендации по режимам промывки глинистопесчаных пробок для скважин с различными диаметрами эксплуатационной
колонны Кущевского ПХГ.
Постановка задачи моделирования. Целью моделирования является
определение зависимостей забойных давлений от значений давлений на устье
скважины, необходимых для создания условий очистки забоя при использовании
гибких труб (колтюбинг):
Ру = f ( Рз ) ,
(13)
где f – функция, определяющая сумму потерь давления в кольцевом канале от
забоя до устья.
Зависимости (13) рассматриваются при возможных технологических
параметрах процесса промывки скважины ( Dж , Qж , α ), где Dж – плотность
жидкости, Qж – расход жидкости , α – коэффициент газосодержания. Искомая
зависимость определяется в пределах заданных ограничений:
Ру min.≤ Ру (t) ≤ Ру maх.
(14)
Δ Р (h, t) ≤ Δ Р maх .
(15)
51
Wз ≥ Wвынос ,
где
(16)
Ру (t) – текущее устьевое давление в МПа;
Руmaх – максимально допустимое по техническим условиям устьевое
давление в МПа;
Руmin. – минимально допустимое по техническим условиям устьевое
давление в МПа;
Δ Р maх – максимально допустимая депрессия, при которой не происходит
разрушения пласта;
Δ Р (h, t) = Рпл - Р (h, t), МПа;
Р (h, t) –
давление в кольцевом пространстве (к.п.) скважины на
расстоянии h от устья, МПа;
Wз – скорость смеси на забое;
Wвынос – скорость смеси, обеспечивающая вынос шлама.
0 ≤ h ≤ Hскв (t),
где
(17)
Hскв (t) – текущая длина (от устья) скважины, м.
Математическая модель, определяемая зависимостью (13), рассматривается
в ограничениях (14) – (16). Очевидно, по уравнению (13) при возможных
значениях технологических параметров процесса промывки Dж , Qж , α
мы
будем получать различные значения Ру (t), наименьшее значение обозначим
через P у , наибольшее – через P у :
P у ≤ Pу ≤ P у .
Таким образом, выбор технологических параметров процесса промывки
Dж, Qж , α подчинен условию:
Pу min ≤ P у < Pу ≤ Pу max .
(18)
Дискретная модель представлена численным интегрированием уравнения
баланса механической энергии в циркулирующем потоке пены. Расчет потерь
давления в кольцевом канале от забоя до устья дает определение зависимости
(13) при условиях (14) – (16) и технологических параметрах ( Dж , Qж , α ).
52
Рассмотрим подробнее движение газожидкостной смеси. Газожидкостная
смесь рассматривается как двухфазная среда, содержащая сжимаемый газ и
несжимаемую жидкость. Газ равномерно дисперсирован в жидкой фазе.
Жидкость
предполагается
однородной.
При
взаимодействии
жидкой
и
газообразной фаз учитывается растворимость газа в жидкости. Несжимаемая
жидкая фаза имеет постоянную плотность. Плотность газа зависит от
температуры и давления согласно уравнению состояния реального газа. Потери
давления при движении связаны с объемным содержанием газа через
коэффициент трения. Коэффициент трения вычисляется в каждой точке
траектории, т.е. не предполагается, что коэффициент трения имеет постоянное
значение.
Уравнение
баланса
механической
энергии
для
восходящего
и
горизонтального газожидкостного потока в кольцевом пространстве (НКТ –
колтюбинг)
в
дискретной
форме
записывается
в
виде
(пренебрегая
инерционными членами):
ΔР = σ ⋅ g ⋅ ρсм ⋅ Δh ⋅ 10-6 + ΔРГД ,
где
(19)
ΔР – потери давления на отрезке длины Δh, МПа;
ρсм – плотность газожидкостной смеси, кг/м3;
ΔРГД – гидравлические потери давления, обусловленные трением, МПа;
σ = 1 для восходящего и σ = 0 для горизонтального потоков.
Модель плотности газожидкостной смеси с учетом растворимости газа в
жидкости имеет вид:
ρ см =
ρ ж + α ⋅ ρ го
(α − х (Т ) ⋅ Р ) ⋅ Р0 ⋅ z ⋅ Т
1+
Р ⋅ z0 ⋅ Т 0
α=
где
Qго
Qж
(20)
(21)
ρж – плотность жидкости, кг/м3;
Qго – расход газа, приведенный к нормальным условиям, м3/с;
Qж – расход жидкости, м3/с;
53
х – коэффициент растворимости.
Плотность смеси, обогащённой шламом, выражается формулой:
ш
ρ см
= (1 − β −
где
Vмех
Vмех
) ⋅ ρж + β ⋅ ρг +
⋅ ρ пор ,
Wсм
Wсм
(22)
ρг – плотность газа в рабочих условиях, кг/м3;
β – доля газа в потоке;
Vмех – скорость размыва пробки, м/с;
Wсм – скорость потока, м/с;
Vмех/Wсм – доля породы;
ρпор - плотность породы, кг/м3.
Опишем используемую модель трения [69], [70]. Гидродинамические
потери описываются формулой:
ΔPГД = 4 ⋅ τ ⋅ Δh ⋅ 10-6/dЭ,
где
(23)
τ – касательное напряжение, Па.
Для определения касательного напряжения принята следующая модель.
Определяется доля газа в потоке:
β = Qг / (Qж+Qг ),
(24)
β отождествляется с истинным объемным газосодержанием ϕ = β.
Режим течения определяется в зависимости от числа Рейнольдса:
τ = η ⋅ γα, если Re < 2000,
τ = ξ ⋅ ρсм ⋅ W2см / 8, если Re ≥ 2000,
где
(25)
(26)
γ – скорость деформации сдвига на стенках канала, определяемая по
формуле:
γ = 8 ⋅ Wсм / dЭ,
(27)
ξ – коэффициент трения, определяемый из условий турбулентного потока
по формуле
ξ = (1.8 ⋅ lg (Re / (7 + 0.1 ⋅ KШ ⋅ Re / dЭ )))2,
где
KШ – коэффициент шероховатости канала,
Re = ρсм ⋅ Wсм ⋅ dЭ / ηЭФ,
(28)
(29)
54
где
ηЭФ – эффективная вязкость при движении смеси, определяемая по
формуле
ηЭФ = η ⋅ γα-1,
где
(30)
η – показатель консистенции, Па/c2;
α – индекс течения.
Реологические параметры (η, α) определяются по [69] по формуле:
- при ϕ > 0,5 неньютоновская среда
η = e16.33*ϕ - 14.04 ,
α = (1+(ϕ - 0,5)/(1-ϕ4ξ))-1,
(31)
(32)
- при ϕ ≤ 0,5 ньютоновская среда
η = μж ⋅ (1 + 3,6 ⋅ ϕ ),
(33)
α = 1,0
При расчете основным элементом является решение дифференциального
уравнения, описывающего изменение давления в колтюбинге и в кольцевом
пространстве вдоль пути движения пены:
dP
= σ ⋅ FСТ ( P, h ) + FГД ( P, h ) ,
dh
где
(34)
FСТ ( P, h) – гидростатическая составляющая изменения давления;
FГД ( P, h) – гидродинамическая составляющая изменения давления.
FСТ ( P, h) и FГД ( P, h) определяются по схеме, указанной выше. При этом
расчёт происходит по неявной схеме Эйлера, что вызвано требованием получить
устойчивое решение с достаточно высокой степенью точности.
В процессе промывки скважины жидкостью при удалении песчаноглинистых пробок из скважин с использованием колтюбинговых труб создаются
значительные гидродинамические давления на забое за счет малых зазоров
гидравлического канала промывки. Создающиеся гидродинамические давления
на забое зачастую превышают давления гидроразрыва пласта, в результате
происходят поглощения технологических жидкостей.
55
Для сравнительного анализа основных гидродинамических показателей в
процессе циркуляции при промывке скважин был произведен расчет забойных
давлений и скоростей восходящего и горизонтального потоков для применяемой
жидкости и двухфазной пены применительно к горизонтальным скважинам
Кущевского ПХГ ООО «Кубань Газпром».
Исходные данные для расчетов:
- плотность применяемой жидкости – 1050 кг/м3;
- условная вязкость применяемой жидкости – 45 с;
- наружный диаметр эксплуатационной колонны – 168 мм;
- толщина стенки эксплуатационной колонны – 12 мм;
- диаметр НКТ – 89 мм;
- толщина стенки НКТ – 6,5 мм;
- глубина спуска НКТ – 1300 м;
- длина горизонтального участка – 200 м;
- наружный диаметр КГТ – 33 мм;
- толщина стенки КГТ – 3 мм;
- расход жидкости – 2 л/с;
- расход газа – 130 л/с.
Результаты расчетов по установлению зависимости забойного давления,
забойной скорости пены и применяемой жидкости на различных длинах в
процессе циркуляции при фиксированных расходах представлены в таблице 2.
Графики 14 – 15 иллюстрируют различия в показателях в процессе
циркуляции жидкости и пены при различных диаметрах НКТ.
Графики на рис. 16 – 19 иллюстрируют изменения забойных давлений и
скоростей движения пены при различных режимах закачки жидкости и
различных диаметрах НКТ.
56
Таблица 2 – Сравнительный анализ расчетных гидродинамических
забойных давлений при промывке скважин жидкостью (Qж=2л/с) и пеной
состава (Qж=2 л/с Qг=130 л/с) (на примере скважин Кущевского ПХГ)
Применяемый раствор
Забой
Скорость
Репное
потока, м/с
ресдавле
сия, Экспл.
ние,
НКТ
МПа колонМПа
на
13,8
6,43
0,13
0,55
13,7
2,1
0,13
0,38
№
скважины
Пластовое
давление,
МПа
97
120
7,37
11,6
138
11,5
13,7
2,2
0,13
0,38
153
10,1
14,3
4,2
0,13
164
13,5
14,5
1,0
172
10,7
14,7
173
10,3
179
Забойное
давление,
МПа
6,6
5,3
Двухфазная пена
Скорость потока,
Депрес
м/с
сия,
МПа э/колон
НКТ
на
7,7
6,3
0,26
0,26
1,07
0,86
5,3
6,2
0,26
0,86
0,55
6,8
3,3
0,26
1,05
0,13
0,55
7,0
6,5
0,26
1,05
4,0
0,13
0,38
5,7
5,0
0,26
0,81
14,5
4,2
0,13
0,38
5,6
4,7
0,26
0,82
8,0
14,6
6,6
0,13
0,38
5,8
2,2
0,26
0,79
180
7,8
14,8
7,0
0,13
0,38
5,7
2,1
0,26
0,8
219
9,7
14,8
5,1
0,13
0,38
5,7
4,0
0,26
0,8
220
10,5
14,7
4,2
0,13
0,38
5,7
4,8
0,26
0,8
223
10,0
15,0
5,0
0,13
0,38
5,9
4,1
0,26
0,78
224
10,0
14,7
4,7
0,13
0,38
5,8
4,2
0,26
0,81
225
10,0
14,7
4,7
0,13
0,38
5,7
4,3
0,26
0,8
57
0,35
20,0
0,28
15,0
0,21
10,0
0,14
5,0
0,07
0,0
0,00
1
Pз пена
Pу пена
2
Расход жидкости, л/с
3
Pз ждк.
Vз пена
Pу ждк.
Скорость, м/с
Давление, МПа
25,0
Vз ждк.
Рз - забойное давление, Ру - устьевое давление закачки,
Vз - забойная скорость, глубина - 1300 м,
ШНКТ=89 мм, Ш обс.колонны=168 мм,
расход воздуха при пенообразовании 130л/с
Рисунок 14 – Графики основных гидродинамических показателей в процессе
циркуляции для используемой жидкости и для пены при ØНКТ 89 мм
58
0,35
20,0
0,28
15,0
0,21
10,0
0,14
5,0
0,07
0,0
0,00
1
Pз пена
Pу пена
2
Расход жидкости, л/с
Pз ждк.
Pу ждк.
Скорость, м/с
Давление, МПа
25,0
3
Vз пена
Vз ждк.
Рз - забойное давление, Ру - устьевое давление закачки,
Vз - забойная скорость, глубина - 1350 м,
ШНКТ=102 мм, Ш обс.колонны=168 мм,
расход воздуха при пенообразовании 130л/с
Рисунок 15 – Графики основных гидродинамических показателей в процессе
циркуляции для используемой жидкости и для пены при ØНКТ 102 мм
59
10
9
8
Давление, МПа
7
6
5
4
3
2
1
0
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
1450
1500
1550
Длина, м
Рз 1
Рз 2
Рз 3
Рз 4
Рисунок 16 – Зависимость забойного давления пены при различных глубинах
для Ø НКТ=89 мм в процессе циркуляции при расходе жидкости 1, 2, 3, 4 л/с и
расходе газа 130 л/с
60
1.8
1.6
Скорость, м/с
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 1550
Длина, м
Vз 1
Vз 2
Vз 3
Vз 4
Рисунок 17 – Зависимость забойного давления пены при различных глубинах
для Ø НКТ=89 мм в процессе циркуляции при расходе жидкости 1, 2, 3, 4 л/с и
расходе газа 130 л/с
61
9
8
7
Давление, МПа
6
5
4
3
2
1
0
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
1450
1500
1550
Длина, м
Рз 1
Рз 2
Рз 3
Рз 4
Рис. 18 – Зависимость забойного давления пены при различных глубинах для Ø
НКТ=102 мм в процессе циркуляции при расходе жидкости 1, 2, 3, 4 л/с и
расходе газа 130 л/с
62
1.4
1.2
Скорость, м/с
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
1450
1500
1550
Длина, м
Vз 1
Vз 2
Vз 3
Vз 4
Рисунок 19 – Зависимость забойной скорости пены при различных глубинах для
Ø НКТ=102 мм в процессе циркуляции при расходе жидкости 1, 2, 3, 4 л/с и
расходе газа 130 л/с
Проведенные расчеты показывают, что забойные давления, создаваемые
при циркуляции используемой жидкости, превышают пластовые на величину 10
– 70 атм в зависимости от времени проведения ремонтно-восстановительных
работ
(отбор
или
закачка
газа).
Завышенные
значения
репрессии
на
продуктивные горизонты должны были приводить к кольматации призабойной
зоны пласта.
63
Результаты расчетов для пенной системы показывают, что при пластовом
давлении более 70 атм работы по промывке песчаной пробки могут вестись в
условиях депрессии на пласт.
Скорость потока применяемой жидкости в фильтровой зоне меньше
скорости пены почти в два раза.
Следовательно, можно сделать вывод, что промывка газовых скважин
пенными системами имеет следующие преимущества:
- повышается
качество
очистки
как
горизонтального
участка
эксплуатационной колонны за счет увеличения скорости восходящего потока,
так и очистка призабойной зоны пласта за счет газа, поступающего в скважину в
условиях депрессии;
- в процессе промывки можно обеспечить условия депрессии в системе
«скважина-пласт»;
- обеспечиваются благоприятные условия для освоения скважины, так как
после подъема колтюбинговых труб скважина не находится в заглушенном
состоянии.
Выводы
В настоящей работе разработаны алгоритм и компьютерная программа,
определяющая режимы промывки системы горизонтальных и вертикального
стволов МЗГ с помощью высоко аэрированной газожидкостной смеси с целью
удаления глинисто-песчаной пробки с забоя. При этом через колтюбинг
закачивается только жидкость, и за счет создаваемой депрессии на забой
поступает пластовый газ. Действие гидромониторного эффекта вспенивает
газожидкостную смесь и способствует разрушению пробки.
Регулируя депрессию на забое созданием рассчитанного устьевого
давления, получают степень аэрации, соответствующую условию образования
пены.
Программа подбором необходимой депрессии устанавливает выполнение
условия выноса твердых частиц пеной с забоя, рассчитывает потери давления в
восходящем потоке пены с содержанием песка, определяет уровень в стволе
64
скважины распада пены и образования потока влажного газа, обеспечивает
вынос песка на поверхность влажным газом, рассчитывает необходимое
давление на устье.
Примеры расчетов выполнены при следующих исходных данных:
- варианты режимов закачки жидкости 1; 2; 2,5 л/с;
- варианты внутренних диаметров эксплуатационной колонны: 200, 250,
130 мм.
При указанных условиях программа рассчитывает процесс удаления
песчаной пробки. Результатом расчетов является динамика в процессе очистки
основных режимных параметров:
– устьевое давление;
– дебит газа;
– давление на забое;
– глубина скважины, на которой происходит распад пены и образование
«тумана».
Рекомендуемые режимы по вариантам представлены таблицах (3, 4, 5).
Принятые
исходные
данные
не
ограничивают
возможностей
использования программы при других горно-геологических условиях.
В таблицах 3, 4 и 5 представлен процесс очистки глинисто-песчаной
пробки, то есть снижение ее толщины, первоначально заданной как 10 м. При
этом рассчитаны: динамика устьевого и забойного давлений, дебита пластового
газа, продвижение границы, разделяющей в кольцевом канале пену и «туман»,
скорость потока на забое, превышающая скорость витания твердых частиц.
Расчеты проведены при следующих исходных данных. Взяты три режима
закачки жидкости: 1; 2; 2,5 л/с при внутренних диаметрах эксплуатационной
колонны, равной 130, 150 и 200 мм. Диаметр НКТ взят 77 мм внутренний и 89
мм наружный.
Очевидно, что на забое песок выносится пеной, которая распадается на
глубине 200 – 300 метров, образуя «туман», который в кольцевом канале НКТБТД выносит песок на поверхность.
65
Таблица 3 – Результаты расчетов для расхода 1 л/с
Диаметр обсадной колонны 130 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
3,73
4,29
4,63
4,77
4,84
4,87
4,94
4,92
4,94
5,01
P забойное,
атм
37,44 43,19 45,69 47,06
48,00
48,63 49,06 49,38 49,69
49,88
Расход газа,
м3/сек
0,10
0,14
0,14
0,14
0,14
0,15
Уровень
распада, м
392,2 438,9 457,4 468,1
476,2
481,7 484,7 487,7 490,6
491,0
0,12
0,13
0,14
0,15
Диаметр обсадной колонны 150 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
3,74
4,29
4,63
4,77
4,84
4,88
4,95
4,92
4,95
5,01
P забойное,
атм
37,44 43,19 45,69 47,06
48,00
48,63 49,06 49,38 49,69
49,88
Расход газа,
м3/сек
0,10
0,14
0,14
0,14
0,14
0,15
Уровень
распада, м
392,2 438,9 457,4 468,1
476,2
481,7 484,7 487,7 490,6
491,0
0,12
0,13
0,14
0,15
Диаметр обсадной колонны 200 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
3,74
4,30
4,64
4,78
4,85
4,88
4,95
4,93
4,95
5,02
P забойное,
атм
37,44 43,19 45,69 47,06
48,00
48,63 49,06 49,38 49,69
49,88
Расход газа,
м3/сек
0,10
0,14
0,14
0,14
0,14
0,15
Уровень
распада, м
392,2 438,9 457,4 468,1
476,2
481,7 484,7 487,7 490,6
491,0
0,12
0,13
0,14
0,15
66
Таблица 4 – Результаты расчетов для расхода 2 л/с
Диаметр обсадной колонны 130 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
2,76
3,59
4,08
4,21
4,35
4,62
4,60
4,59
4,61
4,79
P забойное,
атм
28,50
36,50 40,50 42,88
44,38
45,50 46,31
47,00
47,50
47,88
Расход газа,
м3/сек
0,15
0,20
0,24
0,26
0,26
0,27
0,27
0,28
0,28
Уровень
распада, м
268,3
309,8 328,2 341,4
349,4
354,8 360,3
365,8
368,6
368,9
0,23
Диаметр обсадной колонны 150 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
2,79
3,60
4,10
4,23
4,39
4,67
4,64
4,63
4,65
4,84
P забойное,
атм
28,50
36,50 40,50 42,88
44,38
45,50 46,31
47,00
47,50
47,88
Расход газа,
м3/сек
0,15
0,20
0,24
0,26
0,26
0,27
0,27
0,28
0,28
Уровень
распада, м
268,3
309,8 328,2 341,4
349,4
354,8 360,3
365,8
368,6
368,9
0,23
Диаметр обсадной колонны 200 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
2,80
3,62
4,13
4,26
4,42
4,69
4,66
4,66
4,68
4,86
P забойное,
атм
28,50
36,50 40,50 42,88
44,38
45,50 46,31
47,00
47,50 47,88
Расход газа,
м3/сек
0,15
0,20
0,24
0,26
0,26
0,27
0,27
0,28
Уровень
распада, м
268,3
309,8 328,2 341,4
349,4
354,8 360,3
365,8
368,6 368,9
0,23
0,28
67
Таблица 5 – Результаты расчетов для расхода 2,5 л/с
Диаметр обсадной колонны 130 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
2,41
3,26
3,62
3,95
4,41
4,31
4,47
4,67
4,82
4,86
P забойное,
атм
25,31
33,81 38,25 40,94 42,75 44,06 45,06
45,81 46,44
46,94
Расход
газа, м3/сек
0,16
0,23
0,33
0,34
0,34
Уровень
распада, м
219,3
260,8 284,2 297,4 305,4 313,4 318,8
321,7 324,5
327,3
0,26
0,29
0,30
0,32
0,32
Диаметр обсадной колонны 150 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
2,45
3,35
3,71
4,05
4,05
4,40
4,57
4,76
4,43
4,50
P забойное,
атм
25,31
33,81 38,25 40,94 42,75 44,06 45,06
45,81 46,44
46,94
Расход газа,
м3/сек
0,16
0,23
0,33
0,34
0,34
Уровень
распада, м
219,3
260,8 284,2 297,4 307,9 313,4 318,8
321,7 327,1
329,9
0,26
0,29
0,30
0,32
0,32
Диаметр обсадной колонны 200 мм
Толщина
пробки, м
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
P устьевое,
атм
2,45
3,35
3,71
4,05
4,05
4,40
4,57
4,76
4,43
4,50
P забойное,
атм
25,31
33,81 38,25 40,94 42,75 44,06 45,06
45,81 46,44
46,94
Расход газа,
м3/сек
0,16
0,23
0,33
0,34
0,34
Уровень
распада, м
219,3
260,8 284,2 297,4 308,0 313,4 318,8
321,7 327,1
329,9
0,26
0,29
0,30
0,32
0,32
68
3.2 Промывка пеной
Данный раздел обосновывает расчет технологии удаления глинистопесчаной пробки при условии закачки через колтюбинг пены, приготовленной
компрессором на поверхности, с использованием различных степеней аэрации.
Дается алгоритм подбора забойного давления для обеспечения выноса песка и
прохождения пены в кольцевом канале с возможным изменением агрегатных
состояний и выходом при допустимом давлении на устье.
В представленной работе разработаны технологические рекомендации по
удалению песчано-глинистых пробок из многозабойных скважин с аномальнонизкими пластовыми давлениями.
Очистка скважин от глинисто-песчаных пробок в условиях пониженных
пластовых
давлений
требует
значительного
снижения
удельного
веса
промывочного реагента. В связи с этим актуально проводить очистку забоев с
помощью пены высокой степени аэрации, используя при этом пластовый газ и
закачку пены, приготовленной на поверхности, с большой скоростью через
колтюбинг для создания на забое гидромониторного эффекта.
Соотношение расхода пены и дебита пластового газа на забое должно
соответствовать условию, при котором газосодержание на забое не должно
превышать 0,96, так как при газосодержании выше этой величины пена
разрушается [69].
По мере подъема потока пены по стволу скважины, пузырьки газа в пене
расширяются, газосодержание увеличивается и пена, разрушаясь, превращается в
«туман». Таким образом, при движении пены от забоя к устью газожидкостная
смесь может принимать до трех агрегатных состояний:
а) аэрированная жидкость на забое, когда газовые пузырьки не
соприкасаются между собой в пенообразующей жидкости. В этом случае
гидродинамику
газожидкостной
смеси
в
горизонтальном стволе можно
принимать подчиняющейся законам движения жидкости;
69
б) газовые пузырьки соприкасаются между собой, образуя ячеистую
структуру. Гидродинамика и гидростатика такой среды существенно отличаются
от таковой жидкости;
в) по мере дальнейшего подъема по стволу скважины газовая фаза
расширяется и при превышении газосодержания выше 0,96, газовые пузырьки
лопаются и пена превращается в «туман».
Учитывая теоретическую и практическую значимость решения этих задач,
они рассмотрены в работе.
Приток пластового газа зависит от депрессии на забое, то есть
ΔP 2 = Pпл2 − Pз2 , а также от толщины песчаной пробки. Следовательно, величина
перепада давления на забое при определенной толщине песчаной пробки
однозначно определит необходимый расход жидкости для образования на забое
пены
с
заданным
газосодержанием
на
забое
β<0,96,
β
–
расходное
газосодержание в потоке (24).
В итоге воспроизводится функциональная связь между устьевым и
забойным давлением в виде Pу = f ( Pз ) с учетом следующих ограничительных
условий:
1. Газосодержание на забое β <0,96 (условие существования пены);
2. Скорость потока на забое превышает скорость выноса частиц: Vскв ≥ Vв ;
3. На границе раздела пена-«туман» скорость газожидкостного потока
превышает скорость выноса частиц: Vт > Vв.т , где Vт – скорость «тумана»; Vв.т –
скорость выноса частиц в «тумане».
Воспроизведение указанной зависимости позволяет методом итераций
определить оптимальные режимы промывки глинисто-песчаных пробок на
различных шагах от начального состояния пробки до ее полного удаления.
Представлена принципиальная схема алгоритма (рис. 20).
Описание алгоритма:
- Подбирается такая величина депрессии на пласт, чтобы дебит скважины
позволял образовать газожидкостную смесь с газосодержанием β > 0.6 . Наиболее
70
желательной является величина, попадающая в интервал 0.6 ≤ β ≤ 0.96 , поскольку
при этих условиях образуется пена.
- Производится расчет выноса частиц шлама с забоя пеной или «туманом»
(если на забое изначально образовался «туман»). Если условие выноса не
соблюдается, величина депрессии увеличивается на один шаг, что приведет к
увеличению дебита, и расчет повторяется заново.
- В случае выполнения условия выноса производится расчет распределения
давлений в потоке. Если на забое образовалась пена, идет расчет потерь давления
на трение потока пены до момента ее распада и образования «тумана». Расчет
производится по методике, описанной в главе 2.4. Если на забое образовалась
пена, то на уровне ее распада производится еще один расчет выноса песка
«туманом». При этом учитывается плотность влажного газа.
Плотность влажного газа используется при расчетах потерь давления на
трения при движении потока «тумана» (как однофазного) и определяется по
следующей формуле [69]:
ρвл = 283,58⋅ ρн
p ⎡ 0.00353⋅ T ⋅ z ⋅W ⎛ ρв. п pв. п ⎞⎤
⎜⎜
⎟⎟⎥ ,
−
⎢1 +
T ⋅z ⎣
p
ρ
p
н ⎠⎦
⎝ н
(35)
где W – влагосодержание г/м3;
ρ н – плотность газа при нормальных условиях кг/м3;
ρ в. п – плотность насыщенного пара при температуре T, кг/м3;
pв . п – давление насыщенного пара при температуре T, кгс/см2;
p, T – рабочие давление и температура.
Если условия выноса соблюдаются, расчет завершается вычислением
потерь давления при движении влажного газа от точки распада пены до устья.
Алгоритм аналитического расчета устьевого давления при движении
влажного газа [69]
Расчет забойного давления при движении влажного газа от забоя до устья
выполняется по методике [71, стр. 102].
71
pЗ =
2 2 S0
у
p e
+ 1.377λ
S 0 = 0.03415
ρг =
ρ г 0 Pcp 293
P0Tcp
Qг =
ρ ρ вл L
z cp Tcp
z cp2 Tcp2
ρd вн5
(e
2 S0
ϕ≤β =
;
Qг 0 P0Tcp
;
Pcp 293
(36)
ρ г0
;
ρв
ρ=
;
)
2
;
− 1 Qсм
Qг
;
Qг + Qж
Qсм = Qг + Qж .
Поскольку формула устанавливает связь между забойным и устьевым
давлением, расчет можно вести не только от устья к забою, но и наоборот:
pу = e
− S0
p − 1,377λ
2
з
2
z cp
Tcp2
ρd
5
вн
(e
2 S0
)
2
− 1 Qсм
,
(37)
где: ρ г 0 , ρ в , ρ ж – плотность газа, воздуха и жидкости соответственно, кг/м3
2
p у , pЗ – соответственно устьевое и забойное давление, кгс/см ;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
L – глубина скважины, м;
zcp – коэффициент сверхсжимаемости газа при приведенных давлении и
температуре;
d вн – приведенный диаметр кольцевого пространства, см;
Qг – расход газа, тыс м3/сут;
Qж – расход жидкости, тыс м3/сут;
если текущая глубина больше длины НКТ
d вн = Dколонны − d БДТ ;
(38)
если текущая глубина меньше длины НКТ
d вн = DНКТ − d БДТ ;
(39)
ρ – относительная плотность газа по воздуху;
Tср =
(T
заб
+ T уст )
2
.
(40)
Вместо забойного может использоваться давление на границе раздела пены
и «тумана» (в случае, если на забое образовалась пена).
72
Сумма статического давления и динамических потерь при движении пены
и влажного газа вычитается из забойного давления для вычисления устьевого
давления,
соответствующего
воспроизводится
численно
подобранному
функциональная
давлению
связь
на
Pу = f (Pз ) ,
забое.
с
Так
учетом
ограничений (14).
В состав результатов расчетов входят:
q0 – дебит газа в нормальных условиях, тыс. м3/сут;
Py – устьевое давление, МПа;
Pз – забойное давление, МПа;
Lгр – граница раздела в потоке между пеной и «туманом», м.
Для определения дебита скважины в процессе очистки забоя от глинистопесчаной пробки, допускаем, что коэффициент продуктивности Ki изменяется в
зависимости от изменения толщины пробки, а дебит рассчитывается по
линейному закону:
qгаз = K i ⋅ ΔP 2 ,
(41)
2
2
2
здесь ΔPi = Pпласт − Pi ,заб ,
qгаз – расход газа н.у.
Закон изменения коэффициента продуктивности пласта задается в виде
линейной зависимости:
Ki = b − a ⋅ H i .
(42)
Для определения a и b необходимы исходные данные:
Hi – толщина пробки на i-ом шаге очистки;
PПробка – забойное давление до начала очистки пробки;
P0 – забойное давление до образования пробки, то есть при H 0 = 0 ;
QПробка – дебит скважины до начала очистки;
Q0 – дебит скважины до образования пробки.
Тогда соответствующие краевые значения коэффициента продуктивности
определяются из уравнений:
73
K 0 = Q0 ΔP02 ,
(43)
где K0 – коэффициент продуктивности скважины до образования пробки.
2
K Пробка = QПробка ΔPПробка
.
Определив K0 и K Пробка , находим текущее значение K i по формуле (42)
при значениях a и b, определяемых по формуле:
b = K0 ,
a=
где:
K 0 − K Пробка
H Пробка
,
H Пробка – толщина пробки до начала промывки.
74
Рисунок 20 – Принципиальная схема алгоритма
75
Разработанные и представленные в главе 3 математические модели
очистки МЗГ с помощью колтюбинга путем закачки жидкости и путем закачки
пены высокой степени аэрации при создании депрессии на забое и поступлении
пластового газа в условиях АНПД, являются 2-м защищаемым положением.
3.3 Экспериментальное определение гидродинамических забойных
давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины
пеной с различными степенями аэрации
Промысловые исследования выполнены на вертикальной скважине СевероСтавропольского ПХГ. Эти исследования могут быть использованы при очистке
вертикальных стволов многозабойной горизонтальной скважины, так как область
перехода от горизонтального ствола к вертикальному является наиболее опасной
в смысле разрушения коллектора, увеличения сопротивления движению при
переходе в вертикальный ствол и, как следствие, образования глинисто-песчаной
пробки.
Однако
обеспечить
промысловые
исследования
необходимыми
замерами сложно, даже в случае вертикальных скважин. В данном разделе
обосновано использование только наземных измерений.
Для
проведения
измерений
гидродинамических
давлений
выбрана
скважина №81 Северо-Ставропольского ПХГ. Данная скважина расположена в
купольной зоне ПХГ. Эксперимент проводился при различной степени аэрации
пены, закачиваемой в коллтюбинг с целью промывки глинисто-песчаной пробки.
Одновременно выполнялись наземные и глубинные измерения при
различных режимах промывки. Давление температура измерялись как наземно в
схеме обвязки устья (рис. 21), так и на двух фиксированных глубинах. Давление
подачи газа и ПОЖ контролировались манометрами (Р1 и Р2). Манометры Р5 и
Р6 контролировали технологические параметры пены. Манометр Р7 замерял
забойные параметры.
76
Рисунок 21 – Схема обвязки устья скважины манометрами при очистке забоя
пеной с помощью колтюбинговой установки
Выполняемые измерения позволили установить режимные параметры на
устье – Qг, Qж, при которых на забое удерживается депрессия, на устье – Pу.
Технология представленного эксперимента замеров забойных давлений, а
также скорости выноса твердых частиц показал, что за счет удержания на устье
определенных параметров – Qг, Qж, Ру, на забое удерживается депрессия,
закачиваемая пена обогащается газом, поступающим из пласта, скорость потока
увеличивается, и выносятся твердые частицы.
Представленные в разделах 3.1 и 3.2 расчетные модели применимы как для
расчетов режимов промывки жидкостью, так и для расчетов промывки при
закачивании пены. В обоих случаях получаемые в результате расчетов режимы
обеспечивают депрессию на забое. Поступающий газ в первом случае вспенивает
жидкость, во втором – увеличивает степень аэрации закачиваемой пены. При
77
движении смесей в канале НКТ – колтюбинг
модель учитывает изменения
агрегатных состояний, где границами являются значения газонасыщенности «β».
При этом для состояний аэрированной жидкости (ньютоновская среда, β≤0,5) и
для состояний пены (ньютоновская среда, 0,96 ≥ β ≥ 0,5) используется
опубликованная за рубежом [69] и переведенная в России [70] методика
расчетов. Для состояния «тумана» β ≥ 0,96 используются известные выражения
плотности влажного газа, формула Адамова предлагаемая в инструкциях по
исследованию скважин.
Использование математической модели при промывке скважин на
депрессии пенами позволяет предварительно установить необходимые режимы
(Qж, Qг), устьевые давления Ру, которые при проведении операции обеспечивают
депрессию, скорость выноса твердых частиц.
В настоящее время с использованием математических моделей проведены
операции промывки пенами на 15-ти скважинах Северо-Ставропольского ПХГ
на депрессии. Высокая эффективность проведенных операций подтверждается
актом внедрения.
Представленная
технология
экспериментального
определения
гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при
промывке скважины пеной путем использования данных замеров наземных
параметров промывки: расхода закачиваемой пенообразующей жидкости, объема
закачиваемого газообразного агента и устьевого давления на выходе из
скважины – является третьим защищаемым положением.
78
4 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНФИГУРАЦИИ
МНОГОЗАБОЙНОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
И ЕЁ БОКОВЫХ ОТВЕТВЛЕНИЙ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕЙ
ЗАДАННЫЕ РЕЖИМНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРИ
ДОПУСТИМОЙ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ
Бурение многозабойных горизонтальных скважин часто обусловлено
сложными условиями на поверхности промысла, морским бурением и, в целом,
эффективностью эксплуатации таких скважин взамен количества вертикальных,
эквивалентного по добыче.
При
проектировании
необходимо
рассчитать
длину
основного
горизонтального ствола (ГС), длины и места подключения боковых ГС так,
чтобы обеспечивать заданный режим на входе в сборный коллектор и
безопасную депрессию в пласте. Для проведения таких расчетов необходима
математическая модель притока газа к многозабойной горизонтальной скважине.
Представленная в работе [16] численно-аналитическая модель притока к
одноствольной скважине неприемлема из-за интерференции стоков основного
ГС и его боковых ответвлений. В настоящей работе предлагается формулировка
математической модели притока к МЗГ, алгоритм ее численной реализации,
результаты
расчётов
определения
конфигураций
МЗГ,
обеспечивающих
заданные режимные параметры на входе в сборный коллектор.
Результаты
данной
главы
представляют
четвертое
защищаемое
положение.
Формулировка задач математической модели
Схема области дренирования представляется полосообразным пластом, на
контуре которого задано давление Рк, равное пластовому давлению в области,
внешней по отношению к области дренирования. Притоки газа в стволы
скважины, всюду перфорированные, представляют неравномерные стоки,
распределенные в соответствии с конфигурацией. Действие таких стоков создает
сложную
картину
распределения
давлений
в
пласте
внутри
области
79
дренирования.
В
свою
очередь,
распределение
пластовых
давлений
в
окрестностях стволов скважины влияет на интенсивность притоков газа из
пласта к забоям. Кроме того, на интенсивность притоков газа к забоям влияют
давления внутри стволов скважины, изменяющиеся за счет движения. По ходу
движения газа от концевых сечений ГС давление внутри стволов теряется за счет
преодоления сил трения и инерционных сил, обусловленных изменением
скорости потока. Данные рассуждения свидетельствуют о взаимосвязи,
взаимовлиянии динамических характеристик – распределение пластовых
давлений, распределение притоков газа из пласта в стволы скважины,
изменяющиеся внутри стволов забойные давления.
В связи с вышесказанным определяются следующие задачи.
1. Сформулировать системы уравнений, определяющие перечисленные
динамические характеристики.
2. Разработать алгоритм совместного решения данных уравнений,
основанный на итеративных принципах.
3. Определить способ регулирования многозабойной конфигурации и
депрессии в пласте с целью обеспечения заданного режима на входе в сборный
коллектор.
Формулировка уравнений математической модели
Распределение давлений в пласте области дренирования МЗГ описывается
уравнением установившейся фильтрации газа с граничными условиями и
неравномерно распределенными в области интегрирования стоками различной
интенсивности. Для решения такого уравнения определяется сеточная модель
области.
Стволы скважины проводятся по центру блоков сетки. На границе
сеточной области задано контурное давление (Рк).
В уравнении фильтрации газа учитывается неоднородность пласта по
площади. Вид дифференциального уравнения:
2 ⋅ P0 ⋅ T0
∂ ⎛ kh ∂P 2 ⎞ ∂ ⎛ kh ∂P 2 ⎞
⎜⎜
⎟⎟ + ⎜⎜
⎟⎟ = Φ ( x, y ) ⋅
,
Tпл
∂x ⎝ μ z ∂x ⎠ ∂y ⎝ μ z ∂y ⎠
(44)
80
здесь: k, h – проницаемость и толщина пласта, функции (х, у);
Р – пластовое давление, функция (х, у);
Р0, Т0 – стандартные давление и температура;
Тпл – температура в пласте;
Φ(х, у) – функция плотности стоков.
В конечно-разностном представлении уравнение (44) записывается для
любого блока сеточной области и представляет выражение давления данного
блока через давления соседних блоков по пятиточечной схеме:
i,j+1
i-1,j
i,j
i+1,j
i,j-1
∑σ P
i =1, 4
2
i, j
= (Pi −21, j ⋅ σ i −1, j + Pi +21, j ⋅ σ i +1, j + Pi ,2j −1 ⋅ σ i , j −1 + Pi ,2j +1 ⋅ σ i , j +1 ) −
2 P0Tпл
−
qij ,
T0 ⋅ Δx ⋅ Δy
(45)
здесь: ∆х, ∆у – координатные шаги сетки;
σ 1 = σ i −1, j =
σ 2 = σ i +1, j
1
Δx 2
1
= 2
Δx
⎡⎛ kh ⎞
⎛ kh ⎞ ⎤
+
⎜
⎟
⎜ ⎟ ⎥ 2
⎢
μ
z
⎢⎣⎝ ⎠i −1, j ⎝ μz ⎠ i , j ⎥⎦ ;
⎡⎛ kh ⎞
⎛ kh ⎞ ⎤
+⎜ ⎟ ⎥ 2
⎢⎜ ⎟
⎢⎣⎝ μz ⎠ i +1, j ⎝ μz ⎠ i , j ⎥⎦ ;
σ3 =
1
Δy 2
⎡⎛ kh ⎞
⎛ kh ⎞ ⎤
+
⎜
⎟
⎜ ⎟ ⎥ 2
⎢
μ
z
⎢⎣⎝ ⎠ i , j −1 ⎝ μz ⎠ i , j ⎥⎦ ;
σ4 =
1
Δy 2
⎡⎛ kh ⎞
⎛ kh ⎞ ⎤
+⎜ ⎟ ⎥ 2
⎢⎜ ⎟
⎢⎣⎝ μz ⎠ i , j +1 ⎝ μz ⎠ i , j ⎥⎦ ;
4
∑σ c = σ i −1, j + σ i +1, j + σ i , j −1 + σ i , j +1 ;
c =1
81
qi,j – объемный приток в ствол скважины, расположенный в блоке (i,j); если
такового нет, то qi,j = 0, c – индекс блока, смежного с блоком (i, j). Уравнение
(45) необходимо дополнить уравнением, определяющим приток qi,j в элемент
ствола ГС, присутствующей в блоке (i,j).
Математическая модель притока газа к стволам скважины
Рассмотрим блок пласта (i,j), содержащий элемент ствола скважины.
Допустим, ширина и высота блока (i, j)-ого равны между собой, т.е.
Δx = Δy = δ :
i,j
Δl = δ
По результату решения уравнения (45) известно среднее давление в блоке
Pi,j. Величину Pi,j можно отнести к контуру блока. Модель притока к скважине
рассмотрим в вертикальном сечении, перпендикулярном направлению ствола
скважины. На расстоянии половины толщины пласта допускаем линейный закон
изменения формы потока.
В связи с тем, что приток газа к горизонтальной скважине распределён по
длине ствола, закон фильтрации можно считать линейным. Предполагаем
симметричное расположение стволов многозабойной скважины относительно
кровли и подошвы пласта. Тогда в вертикальном сечении, перпендикулярном
элементу ствола картина потоков в области, прилегающей к скважине на
расстоянии h, где h – половина толщины пласта, симметрична относительно
центра скважины. Рассмотрим приток в ¼ части вертикального сечения
q* = 1 / 4 q , где q – дебит газа в элемент ствола блока пласта ((i, j)-ого) при н.у.
Уравнение установившегося притока из пласта к скважине:
q*
k ∂P
ρ0
=ρ
,
μ ∂r
Δl h1 ( r )
(46)
82
где h1 ( r ) – переменная толщина потока в вертикальном сечении на расстоянии r
от ствола скважины. Учитывая, что ρ = ρ 0
P T0 1
, уравнение (46) примет вид:
P0 T z
q * μ z T P0 dr
= P dP .
Δl k T0 h1 ( r )
(47)
Определим вид зависимости h1 ( r ) :
h( r ) = α + β r , для 0 ≤ r ≤ h
(48)
Используя граничные условия, найдём α , β :
h( r ) = Rc + (1 − Rc / h ) r .
Подставив последнее в (48) и произведя интегрирование, получим
*
выражение для q = 4 q :
q=2
h − Rc
Δl k T0
(
( Pijpl ) 2 − ( Pijzab )2 ) ,
μ z T P0 h ln(h / Rc )
(49)
здесь Pijpl – среднее давление в блоке (i, j), мы допускаем, что Pijpl является
контурным давлением на расстоянии h от скважины, Pijzab – есть забойное
давление в элементе ствола Δl блока (i, j).
Подставив выражение (49) в уравнение (45), и выразив Pij2 , получим
итерационную формулу для решения исходного уравнения (44) установившейся
фильтрации в области пласта, дренируемой МЗГ:
σc
4
P =∑
2
ij
i =1
4
( ∑σ c + Bij )
4
P + B P /( ∑σ c + Bij ) ,
2
c
2
ij zab
(50)
с =1
с =1
где
Bij =
4 Δl ⎛ k ⎞ 1 − Rc / h
⎟
⎜
,
Δx Δy ⎜⎝ μ z ⎟⎠ij ln(h / Rc )
если
в
блоке
(i,
j)
есть
элемент
горизонтального ствола, Bij = 0 , если нет.
Уравнение (50) показывает, что квадрат давления в блоке (i, j) является
средневзвешенным из квадратов давлений смежных блоков и квадрата забойного
давления в элементе ствола Δl , если последний присутствует в блоке (i, j).
83
Изменение забойного давления в стволах МЗГ
При движении газа в стволах МЗГ потери давления обусловлены
действием сил трения и инерционных сил вследствие изменения скорости
потока. Уравнение движения имеет вид:
∂v
∂P
ρ v2
−
=λ
+ρv ,
∂l
2D
∂l
(51)
где λ – коэффициент гидравлического сопротивления,
ρ – плотность газа в рабочих условиях,
v – скорость движения в трубах,
D – внутренний диаметр труб.
Используя уравнение материального баланса и уравнение состояния газа:
ρ v = ρ0
4Q
P T0 1
ρ
=
ρ
,
0
.
P0 T z
π D2
Подставив их в (51), получим:
λ
ρ v2
2D
ρv
Здесь Psr =
Δl ≈ λ α Δl
Q2
;
Psr D
∂v
ΔQ 2
.
≈ α Δl
Psr
∂l
P1 + P2
, P1 и P2 – давления на входе и выходе участка трубы Δl ;
2
Q – расход на участке Δl , представляющий сумму притоков газа из пласта
qij на участке Δl и всех предыдущих по ходу движения газа,
α=
8ρ 0 P0 z T
.
π 2 D 4 T0
В конечной форме для участка Δl уравнение (51) принимает вид:
λ
⎡
⎤
P22 = P12 − 2 α Δl ⎢(1 + ) Q22 − Q12 ⎥ .
D
⎣
⎦
Учитывая, что Q2 = Q1 + q , q – приток из пласта в элемент ствола Δl ,
получим выражение для давления на выходе из участка Δl .
λ
⎤
⎡
P2 = P12 − 2 α Δl ⎢(1 + ) (Q1 + q) 2 − Q12 ⎥ ,
D
⎣
⎦
(52)
84
здесь Q1 = ∑ q – расход газа, входящий в участок Δl .
Общая система уравнений математической модели притока газа в МЗГ
состоит из уравнений (49), (50) и (52). Искомыми являются распределение
давлений в блоках пласта ( P )ij , распределение давлений в элементах стволов
скважины ( Pzab ) , притоки газа в элементы стволов ( q) и суммарный расход газа.
Наличие
боковых
ответвлений
накладывает
условие
непрерывного
сопряжения бокового ствола в центральный в качестве равенства давлений на
выходе из бокового ствола и давлений на вход в элемент центрального ствола.
Полученная система уравнений совместно с условиями сопряжения
боковых и основного ГС при автоматическом наращивании длин боковых
ответвлений
требует
построения
особого
итерационного
алгоритма,
разделенного на попеременно повторяющиеся циклы.
1.
При фиксированном распределении забойного давления в стволах
МЗГ решается уравнение установившейся фильтрации газа в пласте в
итерационном виде (50), где в правой части подставляется давления
предыдущего шага итерации, а в левой получается давление в блоках пласта на
новый шаг итерации;
2.
По формуле (49) находятся притоки газа из пласта в элементы
стволов МЗГ;
3.
По уравнению (52) последовательно от торцевых сечений до устья
ГС рассчитываются забойные давления для элементов стволов МЗГ. Здесь
используются краевые условия на торцевые сечения:
QT = 0, PT = Pk − δP ,
где QT – расход газа через торцевое сечение;
PT – давление на входе в торцевой элемент;
δP – малая депрессия для торцевого элемента.
Предварительно циклы 1 – 3 выполняются при одном основном ГС без
боковых ответвлений. Далее постепенно наращиваются элементы ответвлений,
при добавлении каждого элемента повторяются циклы 1 – 3. Для выполнения
85
условий сопряжения на торцах боковых стволов путём дополнительных
итераций находятся депрессии δP .
В результате определяются давления Pzab _ ust на устье МЗГ, что даёт
максимальную депрессию:
ΔPust = Pk − Pzab _ ust .
Проверяется ΔPust ≤ ΔPmax .
На входе в сборный коллектор проверяется Py ≥ Pmin .
Регулируя длины основного и боковых ГС, получают различные режимные
параметры Q ÷ Pу , что позволяет выбрать желаемые режимы и соответствующие
им конфигурации МЗГ.
Пример определения конфигураций МЗГ для требуемых режимов
Предлагаемый
алгоритм
был
реализован
в
виде
программного
обеспечения, после чего были выполнены расчёты при следующих исходных
данных: ширина пласта 500 м, длина пласта 1400 м, толщина пласта 10м,
вязкость газа 11,24·10-6 П, проницаемость 0,5 Д, пластовая температура 313 К,
давление на контуре 30 атм. Конфигурация скважин представлена ниже на
рисунках (22, 23, 24). Депрессия на конце основного ствола скважины задавалась
постоянной и равной 0,25 атм.
Была выполнена серия расчетов по определению конфигурации скважины
для получения дебита около 0,25 млн.м3/сутки, около 0,5 млн.м3/сутки и около
1 млн.м3/сутки. В результате получены следующие размеры многоствольной ГС:
- для получения дебита 250 тыс.м3/сут. достаточно пробурить
горизонтальную скважину с длиной основного ствола 420 м и 4 боковых стволов
длиной по 120 м (рис. 22 – 24).
- для получения дебита 500 тыс.м3/сут. необходимо пробурить
горизонтальную скважину длиною основного ствола 560 м и 4 боковых стволов с
длинами по 160 м (рис. 25 – 27);
- для получения дебита 1 млнм3/сут. необходимо пробурить
горизонтальную скважину длиной около 700 м и четыре боковых ствола по 200 м
(рис. 28 – 30).
86
Рисунок 22 – Профиль многозабойной горизонтальной скважины для дебита
0,246 млн.м3/сут.
Рисунок 23 – Поле давления многозабойной горизонтальной скважины для
дебита 0,246 млн.м3/сут.
2.975
0.270
Давление в скважине
2.970
0.225
2.965
0.180
2.960
0.135
2.955
0.090
2.950
0.045
2.945
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
Длина по оси основного ствола, м
330
360
390
Расход, млн.м3/сутки
Давление, МПа
Нарастающий расход
0.000
420
Рисунок 24 – Распределение давления и расхода вдоль основного ствола
многозабойной горизонтальной скважины для дебита 0,246 млн.м3/сут.
87
Рисунок 25 – Профиль многозабойной горизонтальной скважины для дебита
0,476 млн.м3/сут.
Рисунок 26 – Поле давления многозабойной горизонтальной скважины для
дебита 0,476 млн.м3/сут.
2.98
0.48
Давление в скважине
Нарастающий расход
Давление, МПа
2.94
0.40
0.32
2.92
0.24
2.90
0.16
2.88
0.08
2.86
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
Длина по оси основного ствола, м
440
480
520
Расход, млн.м3/сутки
2.96
0.00
560
Рисунок 27 – Распределение давления и расхода вдоль основного ствола
многозабойной горизонтальной скважины для дебита 0,476 млн.м3/сут. 88
Рисунок 28 – Профиль многозабойной скважины для дебита 1,123 млн.м3/сут.
Рисунок 29 – Поле давления многозабойной горизонтальной скважины для
дебита 1,123 млн.м3/сут.
3.0
1.20
3.0
1.05
0.90
Давление, МПа
Нарастающий расход
2.9
0.75
2.8
0.60
2.8
0.45
2.7
0.30
2.7
0.15
2.6
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
Расход, млн.м3/сутки
Давление в скважине
2.9
0.00
700
Длина по оси основного ствола, м
Рисунок 30 – Распределение давления и расхода вдоль основного ствола
многозабойной горизонтальной скважины для дебита 1,123 млн.м3/сут.
89
5 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ И ОЦЕНКА
ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ
В данном разделе приводятся результаты промысловых испытаний
разработок, выполненных по теме диссертации, и оценка технико-экономической
эффективности их использования. Разработанные в диссертации технологии и
методики были использованы на скважинах
Северо-Ставропольского и
Кущевского ПХГ.
5.1 Результаты промысловых испытаний
При промывке песчано-глинистых пробок на скважинах Кущевского и
Северо-Ставропольского ПХГ использовалась разработанная в диссертации
математическая модель для расчета устьевых параметров промывки с учетом
агрегатного состояния аэрированной промывочной жидкости.
Целью испытаний являлось:
- проверка достоверности разработанной математической модели;
- коррелируемость результатов расчетов с использованием разработанной
математической модели с известными математическими аппаратами;
- повышение производительности скважин удалением песчано-глинистых
пробок;
- выяснение возможности применения математической модели как к
горизонтальным стволам, так и к вертикальным.
Перед проведением промывок песчано-глинистых пробок выполнялись
подготовительные работы. В рамках подготовительных работ были рассчитаны
следующие параметры:
- допустимая депрессия (определялись забойные давления с учетом
перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на
забое до «тумана» в предустьевой зоне);
- расход газа и жидкости;
- степень аэрации;
90
- необходимая скорость восходящего потока аэрированной жидкости для
удаления песчано-глинистой пробки.
Работы
по
использованием
удалению
глинисто-песчаных
колтюбинговой
установки
в
пробок
проводились
с
строгом
соответствии
с
утвержденным главным инженером СУАВР и КРС планом на скважинах № 251 и
№ 354 зеленой свиты и на скважинах хадума № 563, № 851, № 614, № 628, №476,
№ 867.
Результаты работ по удалению глинисто-песчаных пробок приведены в
таблице 6.
Таблица 6 – Результаты промывки глинисто-песчаных пробок
№
п/п
Номер
скважины
Коэффициент
продуктивности,
тыс. м3/сут. МПа2
Дебит,
тыс. м3/сут.
1
251
до
промывки
0,34
после
промывки
1,19
до
промывки
195
после
промывки
682
2
354
0,63
0,86
190
259
3
563
1,27
2,53
209
416
4
851
1,05
1,63
188
291
5
614
1,86
1,99
206
220
6
628
1,88
2,64
188
264
7
476
2,00
3,69
202
372
8
867
1,26
1,37
74
88
На основании результатов промывки глинисто-песчаных
пробок с
использованием разработанной математической модели для расчета устьевых
параметров с целью управления депрессией на пласт в процессе промывки
можно сделать ряд выводов, которые приводятся ниже.
1. Разработанная математическая модель позволяет с высокой степенью
точности определить расход жидкости и газа для обеспечения необходимой
степени аэрации.
91
2.
Рассчитанные
устьевые
параметры
промывки
обеспечивают
необходимую скорость восходящего потока аэрированной жидкости для
удаления песчано-глинистой пробки.
3. Результаты расчетов с использованием разработанной математической
модели хорошо коррелируются с известными математическими аппаратами
(работы Черных В.А.).
4. Разработанная технология удаления песчано-глинистых пробок с забоев
боковых
ответвлений
скважин
путем
промывки
пеной,
включающая
математическую модель и компьютерную программу по управлению забойным
давлением с учетом возможного превращения пены в различные агрегатные
состояния, позволяет повысить производительность скважин в 2-3,5 раза.
5.2 Оценка эффективности использования разработанных технических
решений
Использование разработанных в диссертации технологических решений на
газовых и газоконденсатных месторождениях ОАО «Газпром» позволит
получить существенный экономический эффект.
Основными составляющими экономического эффекта при использовании
разработанной в диссертации технологии промывки скважин
являются
следующие:
- повышение производительности скважин;
- повышение результативности промывок песчано-глинистых пробок;
- сокращение затрат на промывку песчано-глинистых пробок;
-сокращение времени простоя скважин.
Расчет экономической эффективности технологии удаления песчаноглинистых пробок с забоев скважин путем промывки пеной проводился для
скважин СС ПХГ.
За базовый вариант принята технология промывки скважин водой.
Выполненные экономические расчеты показывают, что при реализации
разработанной технологии дебиты скважин возрастают более, чем в 2 раза.
92
Расчет показателя коммерческой эффективности производился на основе
«Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных
проектов», утвержденных Министерством РФ, Министерством финансов РФ,
Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной
политике 21.06.1999 г. № ВК477, а также «Внутрикорпоративных правил оценки
эффективности НИОКР», введенных в действие с 1 сентября 2004 г.
В качестве показателей коммерческой эффективности использовались
интегральный эффект и индекс эффективности.
Расчет
ожидаемой
коммерческой
эффективности
показывает,
что
разработки диссертации являются эффективными, т.к. индекс эффективности
больше единицы и составляет 4,63 руб./руб.затрат.
93
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Разработана технология определения рациональной (работающей) длины
горизонтальных участков многозабойной скважины и боковых ответвлений,
построенной в продуктивных пластах, склонных к разрушению в процессе
эксплуатации, включающая:
– установление зависимости работающей длины горизонтального участка,
очищающегося от продуктов разрушения пласта потоком добываемой
продукции, от фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта;
– установление зависимости работающей длины горизонтального участка
от толщины пласта и диаметра скважины;
– установление длины горизонтального участка в зависимости от
ограничений на допустимую депрессию и требуемого устьевого режима на входе
в сборный коллектор.
2. Разработана технология удаления песчано-глинистых пробок из забоёв
многозабойной скважины и ее боковых ответвлений промывкой пеной в
условиях АНПД, включающая математическую модель и компьютерную
программу по управлению забойным давлением в процессе промывки пеной с
учетом возможного превращения пены в различные агрегатные состояния от
аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой части скважины.
3. Установлены граничные условия эксплуатации многозабойных скважин,
при которых основной ствол и боковые ответвления должны обсаживаться
противопесочными фильтрами.
4. Разработана конструкция противопесочного фильтра для укрепления
основного ствола и боковых ответвлений многозабойной скважины, построенной
на месторождениях, представленных породами, склонными к разрушению
(получен патент на изобретение № 2490433 С1 МПК Е21В43/08 от 20.08.2013 г.).
5.
Разработана
методика
экспериментального
определения
гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при
промывке скважины пеной путем использования данных замера только наземных
параметров промывки: расхода закачиваемой пенообразующей жидкости, объема
закачиваемого газообразного агента и устьевого давления на выходе из
скважины.
6. Разработана комплексная математическая модель «пласт–многозабойная
скважина» для определения конфигурации многозабойной скважины и её
94
боковых ответвлений для получения проектного дебита на месторождении с
известными фильтрационно-ёмкостными характеристиками продуктивного
пласта. Модель учитывает интерференцию притоков газа к боковым и к
основному горизонтальным стволам и позволяет определять конфигурацию,
обеспечивающую проектный дебит.
7. Многозабойные скважины наиболее эффективны в продуктивных
пластах большой толщины и устойчивых к разрушению.
8. Эффективность горизонтальных скважин повышается в пластах с
увеличением коэффициента анизотропии.
95
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Борисов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными
и многозабойными скважинами / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков.
– М.: Недра, 1964.
2. Бронзов, А. С. Бурение наклонных скважин / А.С. Бронзов,
А.П.
Смирнов. – М.: Гостоптехиздат, 1948.
3. Бурение нескольких наклонно направленных стволов из одной
скважины: Пер. с англ. // Шельф. – 1989. – Т. 49. – №
7. – Фонды
ВНИИЭГазпром.
4. Будущее за горизонтальными скважинами // Нефтяник. – 1989. –№6.
5.
Вахрушев,
И.
А.
Результаты
строительства
и
эксплуатации
горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири / И. А. Вахрушев,
А. А. Ручкин и др. // Нефтяное хозяйство, 2010, № 2.
6. Габбасов, Г. X. Эффективность бурения и эксплуатации горизонтальных
скважин / Г.Х. Габбасов // Нефтяное хозяйство. – 1981. – № 8.
7. Григорян, А. М. Многозабойное вскрытие пластов / А.М. Григорян //
Нефтяник. –1956. – № 7.
8. Bright Future Predicted for Horizontal Drilling. // Oil Weekly, v. 115, N
3, 18/1X, 1944.
9. Babu D. K., Odeh A. S. Productivity of a Horizontal Well. SPE18298, 1988.
10. Babu D. K., Odeh A. S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18301,
1988.
11. De Montlgny O., Sorreaux P., Louis A., Lessi J. Horizontal Well Drilling
Data Enchance Reservoir Appraisal.//Oil and Gas Journal 1988, v. 86, N 37.
12. Калинин, А.Г. Профили направленных скважин и компановки низа
бурильных колонн / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, А.С.
Повалихин. – М.: Недра. 1995.
13. Зозуля, Г.П. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных
скважин / Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, И.С. Матияшин, М.Г. Гейхман, Н.В.
96
Инюшин. – М.: Издательский центр «Академия». 2009.
14. Проблемы и достижения в области бурения наклонно направленных
скважин с горизонтальным стволом в продуктивном горизонте : пер. с
англ. //
Нефть и газ. –1988, –№ 19, 21, 24, 27. – Фонды ВНИИЭГазпрома.
15. Spreux A.,
Georgas
C,
Lessi J.
Most Problems
in
Horizontal
Completions are resolved.//Oil and Gas Journal, v. 86, N 24, VI, 1988.
16. Алиев, З. С. Определение производительности горизонтальных
скважин, вскрывших газовые и газоконденсатные пласты / З. С. Алиев, В. В.
Шеремет. – М. : Недра. 1995.
17. Андра, П. Д. Более высокая производительность скважин при
горизонтальном бурении / П.Д. Андра // Международный инженер-нефтяник. –
1984. –№ 12 – Пер. с англ. – Фонды ВНИИЭГазпрома.
18. Бурение горизонтальных скважин // Новости
нефтяной
техники. –
1946, –№ 3.
19. Добыча нефти из горизонтальных скважин на месторождении Сирус.
Информация компании ВР // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1990, –
№ 9.
20. Жианиезини, Д. Ф. Причина
широкого распространения
гори-
зонтального бурения / Д.Ф. Жианиезини // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.
– 1989. –№ 3.
21. Кагарманов, Н. Ф. Опыт горизонтального
Н.Ф. Кагарманов, В.Х. Самигуллин, В.И. Халявкин.
бурения в Башкирии /
Экспресс-информ.
Сер.
Строительство нефтяных и газовых скважин: ВНИИОЭНГ. – Вып. 10. – М.1990.
22. Каригсон, X. Мировой опыт успешного горизонтального бурения / Х.
Каригсон, Р. Битто // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1989. – № 3.
23. Me. Nickoll R.
Drilling Shells Cormorant Alpha 13. Extended-Reach
Well.//Gas-History of Word Record-Drilling. N 4, July/Aug, 1989.
24. Компания «ЭССО».
Бурение
самой
протяженной
в
мире го-
ризонтальной скважины: Пер. с англ. // Еженедельник нефти. – 1984. –№ 35. –
Фонды ВНИИЭГазпрома.
97
25. Опыт бурения горизонтальных скважин в США: Сб. пер. с англ.,1991. –
Фонды ВНИИЭГазпрома.
26. Обзор состояния бурения скважин с горизонтальным стволом.
Экспресс-информ.
Сер.
Техника
и технология
бурения скважин.
За-
рубежный опыт: ВНИИОЭНГ – Вып. 24. – М., 1988.
27. Мак-Кейб, Ч. Бурение скважин с большим горизонтальным смещением
забоя / Ч. Мак-Кейб // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1990. – № 5.
28. Проект бурения скважины со смещением ствола по горизонтали на
1000 м: пер. с англ. // Шельф, –1989. –Т. 49. –№ 1. – Фонды ВНИИЭГазпрома.
29. Славицкий, В.С. Опыт проведения и результаты газодинамических
исследований горизонтальных скважин Кущевского ПХГ / В.С. Славицкий, Д.Н.
Черновалов, Э.В. Сова // Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными
скважинами. – Анапа, Краснодар, 1996.
30. Васильев, В.А. Сравнительная характеристика работы горизонтальных
и вертикальных скважин по данным газодинамических исследований на примере
Кущевского ПХГ / В.А. Васильев, Э.В. Сова, А.И. Щекин, Ф.А. Сахипов /
Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Сб.
науч. трудов СевКавНИПИгаза. – Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз»,
2003. Вып.38. 556 с.
31. Васильев, В.А. Особенности освоения горизонтальных скважин
Кущевского ПХГ / В.А. Васильев, В.Э. Сова, Э.В. Сова, И.М. Шебанов //
Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета.
Серия «Нефть и газ», №1 (4), 2004.
32.
Вахрушев,
И.А.
Результаты
строительства
и
эксплуатации
горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири / И.А. Вахрушев,
А.А. Ручкин и др. // Нефтяное хозяйство. 2010, №2.
33. Алиев, 3. С. Влияние выпавшего конденсата на коэффициент
фильтрационного сопротивления / З.С. Алиев // Вклад молодых специалистов в
газовую промышленность. ЦНТИ Газпром, 1964.
34. Алиев, 3. С. Технологический режим работы газовых скважин / З.С.
98
Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Коротаев. – М.: Недра, 1978.
35. Алиев, 3. С. Определение
производительности горизонтальных
газовых и газоконденсатных скважин / З.С. Алиев, В.В. Шеремет / Экспрессиформ. Сер.
Геология, бурение, разработка
и эксплуатация
газовых и
газоконденсатных месторождений: ВНИИЭГазпром. – Вып. 3. – М., 1992.
36. Алиев, 3. С. Определение дебита горизонтальной газовой скважины,
вскрывшей на произвольном расстоянии от кровли и подошвы полосообразный
пласт / З.С. Алиев, В.В. Шеремет / Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение,
разработка
и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений:
ВНИИЭГазпром – Вып. 4. – М., 1992.
37. Алиев, 3. С. Обоснование модели задачи фильтрации
газа
при
нелинейном законе сопротивления к горизонтальной скважине, вскрывшей
полосообразную залежь / З.С. Алиев, В.В. Шеремет / Экспресс-информ. Сер.
Геология, бурение, разработка
и эксплуатация газовых и газоконденсатных
месторождений: ВНИИЭГазпром – Вып. 6. – М., 1992.
38. Алиев, 3. С. Влияние потерь давления в ropизонтальной части ствола
на производительность горизонтальных газовых скважин / З.С. Алиев, В.В.
Шеремет / Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация
газовых и газоконденсатных месторождений: ВНИИЭГа:пром. –Вып. 5. – М.,
1992.
39. Алиев, 3. С. Определение дебита горизонтальной газовой скважины,
вскрывшей слабоустойчивую полосообразную залежь / З.С. Алиев, В.В. Шеремет
/ Обзор. информ./ВНИИЭГазпром. – М., 1992. – Вып. 12: Научно-технические
достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой
промышленности.
40. Жианиезини, Д. Ф. Технология эксплуатации скважин с горизонтальным стволом / Д.Ф. Жианиезини // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1989.
– № 5.
41. Использование горизонтальных скважин для добычи газа в Канаде:
пер., с англ. // Еженедельник повышения добычи. – 1989. – № 24/IV. – Фонды
99
ВНИИЭГазпрома.
42. Тагиров, К.М. Обоснования оптимальной длины горизонтального
участка ствола в газовой скважине и допустимой депрессии на продуктивный
пласт / К. М. Тагиров, В. И. Нифантов, В. И. Киршин и др. // Нефть и газ. Выпуск
III. Бурение скважин.
43.
Тагиров,
К.М.
Проблемы
эксплуатации
многозабойных
и
горизонтальных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях и ПХГ
/ К.М. Тагиров, Л.Г. Коршунова, О.О. Тагиров, А.В. Хандзель // Вестник СевероКавказского государственного технического университета. 2012. № 4(33).
44. Близнюков, В. Ю. Исследование влияния различных факторов на длину
горизонтального ствола скважины в условиях однофазного потока / В. Ю.
Близнюков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,
2006, № 5.
45. Пилатовский, В. П. Исследование некоторых задач фильтрации
жидкости
к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим
горизонтальный пласт / В.П. Пилатовский: Тр. ВНИИ. – М.: Гостоптехиздат,
1960. – Вып. XXXII.
46. Шеремет, В. В. Определение производительности горизонтальных
нефтяных скважин / В.В. Шеремет // Научно-технические достижения и
передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. – М.
: ВНИИЭГазпром. – 1992. – Вып. 2.
47. H. Cho, S. N. Shah. Optimization of well length for horizontal drilling.
Journal of Canadian Petroleum Technology / May 2002. Volume 41, № 5.
48. Giannesini J. F. Production Technology Takes New Direction for Horizontal
Wells.//World Oil. May, 1989.
49. Joshi S. D., Mutalik P. N. Decline curve analysis predicts oil recovery
from Horizontal Wells.//Oil and Gas Journal. September, 7, 1992.
50. Karcher B. J., Giger F. M., Combe J. Some Practical Formulas to Predict
Horizontal Well Behavior. SPE 15430, 1986.
51. Mariotti C, Armessen P.,
Gourdan A.
P.
Horizontal
Drilling Has
100
Negative and Positive Factors.//Oil and Gas Journal, v. 86, N 21, 1988.
52. Joshi S. D. Horizontal well technology. Tulsa, Oklahoma, USA, 1991.
53. Проселков, Е.Ю. Оценка предельной длины горизонтальной скважины /
Е.Ю. Проселков, Ю.М. Проселков // Нефтяное хозяйство. 2004, № 1.
54. Близнюков, В.Ю. Исследование влияния различных факторов на длину
горизонтального ствола скважин в условиях однофазного потока / В.Ю.
Близнюков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.
2004, № 5.
55. Economidas M. I., Mc. Lennon J. D., Brown E. Perfomance and Stimulation
of Horizontal Wells.//Word Oil, v. 208, N 6, 1989.
56. Sung W., Ertekin T. Performance Comparison of Vertical and Horizontal
Hydraulic Fractures and Horizontal Boreholes in Low-permeability Reservoirs a
Numerical Study. SPE 1640, 1987.
57. Тагиров, О.О. К определению оптимальной длины горизонтального
ствола в многозабойных скважинах / О.О. Тагиров // Вестник СевероКавказского государственного технического университета. 2011, №2(27). С. 111
– 114.
58.
Тагиров,
К.М.
К
вопросу
горизонтального участка скважины
Тагиров
//
Вестник
определения
предельной
длины
/ К.М. Тагиров, Л.Г. Коршунова, О.О.
Северо-Кавказского
государственного
технического
университета. 2009, №4(21).
59. Васильев, В.А. Нелинейная фильтрация газа в пористой среде / В.А.
Васильев,
С.Ю.
газоконденсатных
Борхович,
скважин.
В.Е.
Дубенко
Сборник
/
научных
Строительство
трудов
ОАО
газовых
и
«Газпром»,
ВНИИгаз, 1999.
60.
Васильев, В.А. Нелинейная фильтрация газа к горизонтальной
скважине / В.А. Васильев, Э.В. Сова, А.И. Щекин // Вестник Северо-Кавказского
государственного технического университета. Серия «Нефть и газ», №1 (4), 2004.
61. Леонов, Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев :
Учебник для вузов. – М. : Недра, 1987. 304 с.
101
62.
Васильев,
В.А.
Совершенствование
технологии
формирования
гравийных фильтров в мелкозернистых коллекторах / В.А. Васильев, Д.В.
Дубенко // ХШ научно-практическая конференция молодых ученых и
специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири»,
17–21 мая 2004 г. – Тюмень, 2004.
63. Васильев, В.А. Диагностика газовых скважин, оборудованных
фильтрами по результатам газодинамических исследований / В.А. Васильев,
А.Е. Арутюнов, Д.А. Удодов, С.Ю. Борхович / Проблемы капитального ремонта
скважин и эксплуатации ПХГ. Сборник научных трудов СевКавНИПигаза, –
Ставрополь, 2001 г., вып. 34
64. A.c. 1164403 СССР, МПК 4 E21B43/08. Фильтр / В.А. Гиринский, В.Н.
Коршунов, В.M. Щапин. № 3597755/22-03; Заявлено 21.02.83; Опубликовано
30.06.85. – Бюл. № 24.
65. Абубакиров, В.Ф. Буровое оборудование / В.Ф. Абубакиров, Ю.Г.
Буримов, А.Н. Гноевых и др. / Справочник: в 2-х т. Т. 2: Буровой инструмент. –
М : ОАО Издательство «Недра», 2003. С. 470 – 471.
66. Строительство газовых и газоконденсатных скважин / Сб. научных
трудов. ВНИИБАЗ. – М., 1997. С. 14 – 18.
67. V. C. Kelessidis, G. E. Mpandelis, Flow Patterns and Minimum Suspension
Velocity for Efficient Cuttings Transport in Horizontal and Deviated Wells in CoiledTubing Drilling. SPE/ICoTA Coiled Tubing Conference. Houston, Texas, U.S.A., 8–9
April 2003.
68. Тагиров, К.М. Расчет режимов промывки горизонтальной скважины
при удалении глинисто-песчаных пробок с помощью колтюбинга / К.М. Тагиров,
Л.Г.
Коршунова,
А.А.
Бражников
//
Вестник
Северо-Кавказского
государственного технического университета. 2008, №1(14). – С. 5 – 9.
69. Mitchell, R. F. Simulation of air and mist drilling for geothermal wells / R.
F. Mitchell // J. Petrol. Technol, 1983, Vol. 35, № 12, P. 2120 – 2126.
102
70. Яковлев, А.М. Бурение скважин с пеной на твердые полезные
ископаемые / А. М. Яковлев, В. И. Коваленко. – Л.: Недра Ленингр. отд-ние.
1987. 126 с.
71.
Инструкция
по
комплексному
исследованию
газовых
и
газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. – М.:
Недра, 1980. 301 с.
72. Тагиров, К.М. Результаты контроля технологических параметров пены
при промывке песчано-глинистых пробок / К.М. Тагиров, В.В. Киселев, А-Г.Г.
Керимов,
О.О.
Тагиров,
И.А.
Соболев
//
Вестник
Северо-Кавказского
государственного технического университета. – 2007. – № 4(13). – С. 9–14.
73. Черных, В.А. Научные основы моделирования горизонтальной газовой
скважины / В.А. Черных, В.В. Черных. – М.: РУДН, 2014. 123 с.
74. Тагиров, К.М. Бурение на депрессии на пенах при аномально низких
пластовых давлениях с использованием выхлопных газов дизельных моторов
вместо воздуха или азота [Текст] / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.И. Чернухин //
Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и
ПХГ. Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002.
С. 146–158.
75. Гасумов, Р.А. Повышение надежности изоляционного барьера при
проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах с АНПД [Текст] /
Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко, С.В. Нерсесов [и др.] // Геология, бурение и
разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. Сб. науч. трудов
СевКавНИПИгаза. – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002. С. 171–177.
76. Гасумов, Р.А. Техника и технология удаления жидкости из газовых
скважин с помощью пенообразующих веществ [Текст] / Р.А. Гасумов, Ю.С.
Тенишев, З.С. Салихов [и др.] // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта
скважин на месторождениях и ПХГ. Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. –
Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. С. 7 – 19 .
77. Гасумов, Р.А. Промысловые испытания технологии интенсификации
притока газа скважин Ямбургского НГКМ [Текст] / Р.А. Гасумов, Ю.С. Тенишев,
103
З.С. Салихов [и др.] // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин
на месторождениях и ПХГ. Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. – Ставрополь:
СевКавНИПИгаз, 2005. С. 33–55.
78. Гасумов, Р.А. Предупреждение выноса песка из продуктивного пласта в
условиях АНПД [Текст] / Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко, Ю.С. Тенишев [и др.] //
Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сб. науч. трудов
ВНИИГАЗ. – М., 1999. С 75–77.
79.
Поляков,
В.Н.
Технологические
проблемы
строительства
многозабойных скважин с горизонтально разветвленными стволами [Текст] /
В.Н. Поляков, Р.Р. Хузин, С.А. Постников [и др.] // Строительство нефтяных и
газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 9. – 10–12.
104
ПРИЛОЖЕНИЕ
Оценка ожидаемого эффекта
105
q
t-*
OOO (IA3IIPOM
IIXI>
C ranp onoJrbcKoe yrrp aBneHvre aBapviIHo Bo ccTaHoBIITeJIbHIIX pa6 oT
Ir KaTILIT€IJIbHO|OpeMOHTa CKBa)KUH
YTBEPXAAIO:
t/ 'l
a.l
ffin
tr
,ToH,Hir
A.A. Bacos
2014r.
."*onorfJloilou,
, *,
OTIEHKA OXI4AAEMOTO 9OOEKTA
pa^apa6oraHHbrx
rexHoJIorI4rIecKI{xpeuennfi n
or ucrroJrb3oBaHr{f,
AI4ccepraIII4oHHofipa6 orc
PA3PAEOTKA KOMTIJIEKCATEXHOJIOTUfrUO TIOBbIIIIEHI4IO
gO@EKTT4BHOCTI4
?KCrrJrvATArIr4r4MHOTO3AEOfrHbIX
rA3OBbrX rI TA3OKOHAEHCATHbTXCKBAXT,TH
Craeponom 2014
/06
L O6t[re cneaeuuq
pa:pa6aruBaeMbrx
rIpI4 HI43KI4x rIJIacroBbIX
AaBrrennflx, colpoBo)KAaercfl lxylrueHrreM ycroenfi
,{o6rr.ru. Pa6ora cKBaxLIH
:allexefi,
3rcnnyarar\krfl,
ocro)KHrrerc.s ronrvraraqlrefi
npusa6ofiuofi 3oHbI BcJIeAcrBkIe [poHLIKHoBeHLI.l
rexHoJrorr4rrecKr4xxrr{AKocrefi rrpn peMoHTe cKBaxIan, o6noAHeHI4eM
Szlrrpara
upo6or. llpr,I srou [poucxoAl4T
cKBalKr4HK o6pa":onaHr4eMrJrr{Hr4crorrecrraHbrx
cHnlxeHr4e 4o6unHrrx
AocruxeHrrf,
cKBaxcLrH. B
Ro3Mo)KHocrefi
BbrcoKr{x yponnefi
gTLIx ycJloBu.f,x
cblpbt
yrneBoAopoAHoro
Ao6rr.{u
3ap:aqa
cBfl3ana c
o6ecueqeHr4eMs$SercruBHocrr{ oKcnJryarar\uu cKBa}Ifl4HnyreM rloAAepx{aHkrfrHa
ypOBHe I4X [pOI43BO,{ZTeIbHOCTLI.
MaKCLTM€UrbHOM
AHarug
nlITeparypHbrx
14 rrareHTnbrx LrcrorIHkTKoBrloKa3blBaer, qro
uara6olee pac[pocrpaHeHHbrMlr cnoco6auu
rroBbIIIreHulI rrpoLI3BoAI4TeJIbHocrI4
TeXHoJIorLIqeCKI4e
MepollputTu*, HAIpaBJIeHHbIeHa CHI4XeHI{e
CKBaIKI{HflBIIfreTCs.
rorepb
oHeprulr rtpu ABlr]KeHuLr ra3a rro nnacry
rJrr4Hr4crorecqaHbrx npo6or,
oqLrcrKa II3II
vr ro
(y4anenze
HKT
n Ap.), a raKxe
rexHl{qecKl4e
Meporpr4mrar(:apesra 6onosrrx crnoroe).
3$QerrrEBHocrb
npoMbrBKrr
yAaJre}Iufl
IIeJrbro
cKBalKI{H
TJII4HHCTO[OCqaHbIX IpOOOK 3aBI4CI4T OT pOXI{MOB IIpOMbIBKIft, OOeCneqUIBaIOq[X
BbrHoc necKa c ga6o.fl cKBaxr{H. [nr
pacuera pexllMoB rpoMbIBKIa pa:pa6oraua
MaTeMaTr4rrecKa.[ MoAeJrb, rro3BoJrtrroilIas
B KoHKpeTHbIX
ycnoBlltx
paccql4TaTb
KpuTLIqe cKIIe paCXOAbI IIp oMbIBoIIH oI{ XLIAKO cTI4.
Kounner<c
paspa6oraHHbrx
TexHoJrorrrrrecKlrxperuenzfi
xog.sficrsennofi npo6leuu
B
Ar4CCepTarILrr4
HanpaBJreH Ha
pelxeHue
TeXHI{qeCKLIX
U
ea)kHofi HapoAHo-
- o6ecnerreHlre BbrcoKl4xyponnefi rI TeMrIoBAo6rtqz
yfJreBoAopoAHof o c brpbfl nplr MaKcI4MrLJrbHoM
H3BreqeHpII4efo I{3 He,{p.
IrlcnortrsoBaHlIe pa3pa0oTaHHbrx
B
ALTCCepTaIII4LT reXHOJrOfLrrIeCKLrX
peueuufi Ha ra3oBbIX I,I fa3oKoHAeHcarHbrxMecropolKAeHI4rIXOAO <f a^eupovr>
[o3BoJrlrr rronyql4TbcylqecrBennrrfi oKoHoMllrlecrnfi e$@err.
4?+
eddercra
2 Pacqer oxcuAaeruoro
Pac.{er tr orIeHKa e$SenrraBHocrr{ HI{OKP ilpoBeAeHbl B coorBercrBrlrl c
npaBlInaMIl
<BnyrpuroprroparplBublMl4
oIIeHKI4
e@SerrznHocrLl HP{OKP),
yrBep)KAeHHbTMLI
rpLIKa3oM or 16.08.2004 Ns 70.
paspa6oma orHocl4rct K
Coruacso rlaccuSuKaIII4I{ HITIOKP Aa:rt:aafl.
rpyilre (K>),nua eSSeKra- KoMMepqecxufi.
e$Serr
Sronouu.recrnfi
[porBJrf,ercr B rIoBbIIrreHLIus@$errzeHocrll
paspa6orKr4 Mecropo)KAeHufi n nepuoA rra.qaroulefiAo6rr-tvr 3a cqer upuMeHeHLIrI
Ha
fll
nrrcorosS$errnnnoro
o6opy4onaHlzs.
ro
KoMrIpI{MpIpoBaHI4K)
HT43KOHaIIOpHO|Of a3a.
OcHoeHuNru
cocraBJItIouILTMLI
gKoHoMuqecKoro
e$Serra
npu
paspa6oraunofi B Arlcceprarlvtt rexHoJIorI,Iu rrpoMbIBKHoKBa]KI4H
r4crroJrb3oBaHr4u
rBJrfrorc.fl cJreAylouII4e:
- IroBbrrrreHue[pou3BoAuTeJIbHocTLI
H;
cKBa]KLI
- rroBbrrrreHr4e
pe3yJrbrarLrBHocTr{
npoMbrBoK[ecqaHo-HII{HI{CTbIxupo6or;
- coKparqeHI4e 3aTpaT Ha rIpoMbIBKy necqaHo-fJILIHLIcTbIX [poooK.
-CoKpaIqeHLIeBpeMeHI4IIpOCTOf,CKBaXI{H.
llprE oupeAeneHr4lre$SemzrHocrlr
IpHHIIVrr <6e: upoeKra LTcrronb3yerc.fl
c rrpoeKToM).
Pac.{errr gKoHoMr4.{ecrofi eQQer<rxnHocrr4 BbrloJIHeHbI rlo ocHoBHoMy
MeroAy. Hanorosoe oKpyxreHlre rrpr{HnNaaercsB coorBercrBl{I{ c 4eficrnyroulLIM
3aKoHoAarenbcrBoM.Pac.rer BbrrroJrH.rrercrB TeKyrIIrx IIeHax 6a:osoro [epuoAa
6es yqera HAC,
B KaqecrBe nora:arerefi
KoMMepqecxofi e$SerruBHocrld
r{cnoJrb3yrorc.rLrHrerpanrnrrfi eQ$err (uzcrufi ALrcKoHrI4poBaHHbIfi
4oxo4) vr
sS$erruBHocrl{.
r4HAeKc
Pac.{er gKoHoMr4qecrofie0SercrunHocrlrrexHoJlorr{vryI.zurenus[ecqaHorJrLrHrlcrbrxupo6ox c sa6oes cKBaxfl{H[yreM rrpoMblBKz ueHofr tIpoBoAtIJIcfl,AIrfl
cKBaxr4HCC|D(|.
s ra6rplqe 1.
I4cxo4nrre AaHHbrer pacuery sQ$errzBHocrlr npeAcraBJIeHhI
/08
Ta6r-.w1a"1- Zcxo.qHbre AaHHbreAn.rrpacqera
HauueuoBaHue rroKa3areJrfl
3naqeHue
EA. Hgwt.
1
3
4 770,00
)
ruc. py6.
3arparrr Ha rrpoMbrBKyrJII{HI4cronec.ragofi upo6ru na I crnaxrane
Cpe4uecyro.rHrrfi Ae6IarAo
cKBalKplnu},l'q
rrpoMbrBKr,r
,urc. tl'
251
s63
t9s
209
Cpe4necyro.rHrrfiAe6ur rlocJre
cKBalclrnrr}lb .
rrpoMbrBKr4
251
563
TbIC. M
B roA B
Bpevra pa6oru cKBalKI4Hbr
pexlrMe or6opa
VAemnufi uor<asarenr.rucrofi
upr,r6rrnnor pe€LJrr43
ar1lztr
AonoJrHr{TeJrbHo
Ao6rrroro rasa
CrasKaHaJrorana upu6rrm
J
682
4t6
cyr.
180
py6./ruc. nr3
518,00
HopnaaALrcKoHTa
%
20
%
12
Pacq€r e$Qerrr.rBHocrr4
rrpeAcraBJreH
B rafltu:qe 2.
Ta6tw1a 2 -Pac\er eSSercrraBHocrrr
[IanuenoBaHHe rroKa3areJrfl
I
3arparu Ha rrpoMblBKy
rJrr{Hr{cro-[ecqaHofinpo6rz Ha
1 crsaxzHe
EAunuqa
CKsaxuHa
Crcpaxcnna
Nb251
3
Nbs63
4770.00
4770,00
t"rc.r'/cyr.
195
209
r"tc.t,t'/cyr.
682
416
87660
37260
n3MepeHufl
)
quc.py6.
4
CpeguecyroquufiAe6ur
cKBalKr{HbrAo BHeApeEvrfl
paspa6omLl
Cpe4HecyroqsrrfiAe6ur
cKBalKr{Hbr nocJre BHeApeHr4t
paspa6orKLI
,{onoruureJrbHa{4o6rrua ra:a
HacKBaxuHeB pe3ynbTare
BHeApeHLIf TeXHoJIorI4I4B roA
BHO,IIPeHIzLI
TbIC.M
J
r09
3
).
1
4
KoruqecrBo
nononHr{TeJlbHo
IlonyqeHHofo fa3a, IloAnexalqee
peanLI3aIIuI,I B pe3yJlbTaTe
87660,00
37260,00
py6./1000
na'
519,00
518,00
ruc. py6.
45407.88
19300,68
ruc. py6.
40637.88
14s30.68
Tbrc. pyo.
40637.88
20,00
14s30.68
t"rc.*'
BHE.IIP EHN.'I TEXHOJI OI?IVI
YAenrnrrft uorasarem .IzcroE
| a3a
or peaJII43
ar\r4r4
rrpr46brJrr{
ar\uvr
flpn6unr or peEUrIa3
.4o6srrororasa
AorIonHI{TeJrbHo
3a CqeT BHe,IIpeHLI.[ TeXHOJIOfLI]I
flpn6unr or BHeApeHufl
Pa3Pa6orKX
Hanoroo6JraraeMaflupn6nm
Ha npu6rtm
Crasxa H€LIrora
Haror na npu6rrrlr
Hucras.npu6rur
rlzcrrrfi rroroK AeHex{Hbrx
cpeAcrB
Tbrc. pYO.
32510.30
20.00
2906.t4
11624,54
rnc. py6.
32510,30
r1624,54
%
T2
t2
I
1
%
ruc. py6.
Hopua AucKoHTa
Koe$SuqI4eHr
ALrCKOHTT{pOBaHr{.'I
,{ucronrzponannrrfr quctrrfr
[oToK AeHex{HbIX CpeACTB
ZHrerparlrnrrfi s66eKr 3r.l
ZHAerccs06er<rnnHocrnLfe
HaqamuuK orAeJraOlIOTz3
8t27.s8
ruc. py6.
32s10.30
rrrc. py6.
44134^85
4,63
oTH. eA.
d#
.
r1624,54
A.P. KaneruHnKoBa
//o