Разработка методов определения производительности горизонтальных газовых скважин и исследование их на стационарных режимах фильтрации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Котляров Владимир Николаевич

• Котляров Владимир Николаевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Котляров Владимир Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ИССЛЕДОВАНИЯ ИХ НА СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

1.1. Состояние изученности вопросов определения производительности и исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации

1.2. Анализ состояния изученности вопроса определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы

1.3. Анализ состояния изученности вопроса определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи секторной формы

1.4. Анализ состояния проблемы исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации

1.5. Заключение по проведенному анализу состояния работ, посвященных производительности горизонтальных газовых скважин и газогидродинамическим исследованиям

ГЛАВА 2. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ ПОЛОСООБРАЗНЫЙ ФРАГМЕНТ ЗАЛЕЖИ

2.1. Определение производительности горизонтальных газовых скважин, не полностью вскрывших полосообразные фрагменты залежи с учетом стабилизации забойного давления и дебита

2.2. Влияние площади зоны дренирования на производительность горизонтальной газовой скважины

ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, НЕ ПОЛНОСТЬЮ ВСКРЫВШЕЙ ФРАГМЕНТ ЗАЛЕЖИ В ФОРМЕ СЕКТОРА

3.1. Приближенный метод определения производительности горизонтальной газовой скважины, не полностью вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора

3.2. Анализ влияния на устьевое давление и производительность скважин расстояния от ее устья до входа горизонтального участка в пласт при их веерно-кустовом размещении

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ ДЛИТЕЛЬНОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

4.1. Оценка возможности определения коэффициентов фильтрационного сопротивления в условиях нестабилизации забойных давлений и дебитов на стационарных режимах фильтрации

4.2. Особенности исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации

4.3. Методы исследования горизонтальных газовых скважин

4.3.1. Исследование горизонтальной газовой скважины на сокращенном числе режимов работы

4.3.2. Использование результатов исследования вертикальных поисково-разведочных скважин для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления

4.3.3. Использование ускоренных методов исследования горизонтальных газовых скважин

4.3.4. Обработка результатов исследования горизонтальных газовых скважин при линейной связи между градиентом давления и скоростью фильтрации

4.3.5. Использование кривых стабилизации забойного давления и дебита для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления

по данным стабилизации на одном режиме

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов определения производительности горизонтальных газовых скважин и исследование их на стационарных режимах фильтрации»

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время практически на всех нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, а также подземных хранилищах газа все большее применение находят горизонтальные скважины. Основное преимущество горизонтальных скважин состоит в многократном увеличении площади фильтрации пластового флюида за счет длины горизонтального ствола, что ведет к уменьшению депрессии на пласт.

Концентрация основных стратегических запасов нефти и газа Российской Федерации на шельфах Карского и Баренцева морей предопределяют необходимость создания теоретических основ применения горизонтальных скважин с веерно-кустовым размещением, в т.ч. определение производительности скважин с веерным размещением вокруг платформы.

К настоящему времени теоретические основы применения горизонтальных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях разработаны не полностью. Это связано с формой зоны, дренируемой такими скважинами. Значительные, по сравнению с вертикальными скважинами, размеры фильтра горизонтальных скважин обуславливают изменчивость забойного давления по длине горизонтального участка ствола. Это приводит к переменной величине расстояния до границы зоны дренирования и различной интенсивности притока газа из каждого погонного метра горизонтального ствола.

Существующие методы определения производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, в большинстве случаев, получены при допущениях, практически неприемлемых в реальных условиях.

На сегодняшний день нет регламентированных методов определения производительности горизонтальных скважин, не полностью вскрывших фрагменты полосообразной и секторной формы. В диссертации изучаются

возможности определения дебита горизонтальной газовой скважины приближенными методами. Рассматривается влияние наиболее существенных факторов на результаты приближенного определения дебита горизонтальных газовых скважин. По результатам анализа состояния исследования горизонтальных газовых скважин установлено, что нецелесообразно проводить исследования горизонтальных газовых скважин с соблюдением требований теоретических основ исследования на стационарных режимах фильтрации, и предлагаются методы обработки результатов исследования скважин, позволяющие получить параметры пласта с приемлемой точностью.

Цель диссертационной работы

Разработка методов определения производительности горизонтальных газовых скважин и исследование их на стационарных режимах фильтрации для снижения эксплуатационных затрат при разработке месторождений природного газа.

Основные задачи исследований

1. Разработка графоаналитического метода определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших не полностью фрагмент полосообразной и секторной форм газоконденсатных залежей.

2. Разработка приближенного метода определения производительности горизонтальной газовой скважины, вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора.

3. Анализ влияния на устьевое давление и производительность скважин расстояния от ее устья до входа горизонтального ствола в пласт при их веерно-кустовом размещении.

4. Исследование влияния ширины полосообразного фрагмента на производительность горизонтальной газовой скважины.

5. Обоснование возможности сокращения продолжительности процесса исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации.

6. Разработка метода определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных газовых скважин при нестабилизированных забойных давлениях и дебитах.

Научная новизна работы

1. Разработаны методы определения производительности горизонтальных газовых скважин при частичном вскрытии горизонтальным стволом фрагмента залежи полосообразной и секторной форм.

2. Обосновано влияние расстояния входа горизонтального ствола в продуктивный пласт по отношению к устью скважины и размеров полосообразного фрагмента на ее производительность и устьевое давление.

3. Получены зависимости производительности горизонтальных газовых скважин от ширины пласта.

4. Разработаны методы обработки результатов исследования горизонтальных газовых скважин, которые позволяют сократить число режимов исследования при выполнении требований к точности результатов газогидродинамических исследований.

5. Разработаны методы газогидродинамических исследований, позволяющие определить коэффициенты фильтрационного сопротивления при сокращении продолжительности режимов исследования

горизонтальных газовых скважин, совпадающие с результатами исследования при полной стабилизации забойного давления и дебита.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Созданы методы определения производительности горизонтальных газовых скважин при частичном вскрытии фрагментов газовой залежи полосообразной и секторной форм. Эти методы могут быть использованы при прогнозировании показателей разработки месторождений природного газа с использованием горизонтальных скважин.

2. Результаты расчетов по определению влияния расстояния входа горизонтального ствола в пласт от устья скважины при веерно-кустовом размещении на производительность и устьевое давление могут быть использованы при размещении скважин вокруг платформы и при кустовом размещении.

3. Результаты исследования по влиянию ширины полосообразного фрагмента на производительность горизонтальных скважин, направленные на повышение производительности проектных горизонтальных скважин, могут быть использованы при проектировании размещения горизонтальных скважин на месторождениях природного газа.

4. Обоснованы приближенные методы исследования горизонтальных газовых скважин, которые рекомендованы, в первую очередь, на шельфовых месторождениях, и для пластов с низкими фильтрационными свойствами.

5. Результаты диссертационной работы были использованы РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина при разработке решений по оптимизации схем размещения скважин на площади газоносности Антипаютинского и Тота-Яхинского месторождений.

Апробация результатов, полученных в диссертации

Результаты решения поставленных в диссертации прикладных задач были доложены на следующих международных научно-практических конференциях и семинарах: Научный семинар, посвященный 100-летию со дня рождения профессора Б.Б. Лапука, Москва, 2011г.; IX всероссийская научно-техническая конференция "Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России", Москва, 2012г; Международная научно-практическая конференция "Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли" г. Оренбург, 13-15 декабря 2012г.; XIX Губкинские чтения "Инновационные технологии прогноза поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России", Москва, 22-23 ноября 2011г.; XX Губкинские чтения "Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России" Москва, 28-29 ноября, 2013г.

Публикации

По теме диссертации Котляровым В.Н. опубликовано 11 печатных работ, в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ - 5, патент на изобретение - 1, тезисы докладов - 5.

ГЛАВА 1 СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ИССЛЕДОВАНИЯ ИХ НА СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ

ФИЛЬТРАЦИИ

1.1. Состояние изученности вопросов определения производительности и исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации

Научные основы применения горизонтальных скважин для освоения нефтяных и газовых месторождений, за исключением единичных работ, опубликованных до 1960 годов, создавались после 1980 г., что связано с созданием техники и технологии бурения таких скважин к этому времени. Эти работы, в основном, были посвящены определению производительности нефтяных скважин. К ранним работам, посвященным вопросам бурения и эксплуатации горизонтальных скважин следует отнести работы Rieman B. [83], А.М. Григоряна [37], Ranecy L. [80, 81], Fairbank C.O. [66], Stockman L.P. [85], В.П. Пилатовского [51], П.Я. Полубариновой-Кочиной [53, 54], Л.С. Лейбензона [45], В.П. Табакова [57], Ю.П. Борисова и др. [32]. В них, в основном, изучался вопрос притока жидкости к горизонтальным скважинам. Несколько ранее в зарубежных публикациях, в частности, в работах [66, 80, 81, 84, 85] и других рассматривались необходимость и возможность бурения горизонтальных скважин.

За последние 35 лет по вопросам теории притока нефти к горизонтальным скважинам, исследования таких скважин, техники и технологии их бурения и эксплуатации, опубликованы несколько тысяч работ в виде статей, брошюр и монографий. Однако, по точности постановки и схематизации задач притока жидкости к горизонтальным скважинам, методы их решения указывали на то, что не все публикации

пригодны для практических расчетов. Согласно работам З.С. Алиева и др. [9, 30], публикаций, посвященных различным аспектам горизонтальных скважин, свыше тысячи. Но эти работы не носят методический характер для определения производительности и термобарических параметров горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. По этой причине, в названных выше работах З.С. Алиева и др. [9, 30], проанализированы наиболее часто встречаемые публикации, посвященные производительности нефтяных и газовых скважин. Следует подчеркнуть, что в зарубежной литературе весьма в ограниченном количестве встречаются публикации, посвященные горизонтальным газовым скважинам. Это связано с тем, что при изучении вопросов производительности горизонтальных скважин используется не объемный, а массовый расход газа. Однако такой подход не всегда оправдан, если учесть, что часто при описании уравнения фильтрации газа и газоконденсатной смеси должна быть использована нелинейная связь между градиентом давления и скоростью фильтрации газа.

В числе наиболее часто встречаемых в литературе работ, посвященных горизонтальным скважинам, следует отметить авторов, которые оценивали продуктивность горизонтальных нефтяных скважин. В частности, Giger F.M. в работах [67, 68], Babu D.K., Odeh A.S. в [64, 65], Giannesini J.F. в [69], Joshi S.D. в работах [72, 73], Mutalic P.N., Goodbole S.P. в [78], Renard G.I., Dupug J.M. в [79], Шеремет В.В. в работе [62] и многие другие авторы изучали возможность определения производительности горизонтальных скважин методами, отличающимися схематизацией притока нефти к таким скважинам. К настоящему времени предложены более 80 расчетных методов по определению производительности горизонтальных нефтяных скважин.

В общем виде формулы, наиболее часто используемые при оценке дебита нефти горизонтальной скважины можно представить равенством:

С=£)/АР и С1=СцнВ/2лкИ (1.1)

где Q - дебит нефти; АР - депрессия на пласт; к - коэффициент проницаемости; С1 - безразмерный параметр, зависящий от геометрии

дренируемой зоны, значения которого определяются согласно:

С = у

[2] по формуле

1п4Д /Ц + И Ц ■ 1п

к

2Я

с J

(1.2)

- [25] по формуле Сх = V

к - 2 Я к

2 к

(1.3)

- [15] по формуле с = у

1п

1 + ^ 1 -(Щ 2 Яс) и к

V 2 Я

+ — 1п

Ц 2 Я„

(1.4)

[24] по формуле с = у

А + 7А2 -(Ц/2) И к

1п-----— н--1п—

Ц 2

Ц 2 Я

(1.5)

- [13], [14] по формуле С = 1/+ 1пС0 - 0,75 + ^ ] (1.6)

[22] по формуле с = V

ч к . к

сов И( х) н--1п

(1.7)

Ц 2л Яс

Значения параметра С1, рассчитанные по формулам (1.2)^(1.7) при различных величинах толщины пласта И, длине горизонтального ствола Ьг и расстояниях до границы зоны дренирования различных форм, принятых авторами этих методов определения производительности приведены в таблице 1.1. Из этой таблицы следует, что кроме методов, предложенных в работах [62, 79] остальные формулы не пригодны для использования их при любых значениях И, Ьг, и Як с целью определения дебита нефти

горизонтальной скважины. Схемы принятых геометрических форм и размещения горизонтального ствола для получения формулы определения дебита нефти показаны на рисунке 1.1 в [9].

Во всех перечисленных работах забойное давление по всей длине горизонтального ствола принято постоянным, т.е. Рз(Ьг)=сопБ1 Теоретически из-за значительной длины горизонтального ствола, а также сравнительно высокой производительности таких скважин забойное давление и интенсивность притока к скважине из каждого погонного метра являются переменными величинами. Такими значениями забойного давления Рз(Ьг) и дебита QyД(Lг) обуславливается расстояние до границы зоны дренирования горизонтальным стволом Якг, которое также оказывается переменой величиной. Поэтому получить простую расчетную формулу для определения дебита горизонтальной скважины с высокой степенью точности не представляется возможным даже при линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации жидкости.

Таблица 1.1

Результаты определения С'1 при различных И, Ь и Як различными

методами, где С'1 = 1/ С1

№ п/п И, м Ь, м Як,м С/, [94] С/, [108] С/, [5] С/, [97] С/, [87]

1 70 350 700 3,007 3,002 3,002 2,542 5,483

2 70 350 500 2,654 2,686 2,686 2,191 4,053

3 70 350 350 2,260 2,331 2,329 1,803 2,983

4 70 350 200 1,471 1,787 1,770 1,190 1,911

5 70 350 100 - 1,248 1,076 - 1,197

6 70 700 700 1,788 1,839 1,837 1,216 5,483

7 70 700 500 1,366 1,527 1,521 0,819 4,053

8 70 700 350 - 1,193 1,164 0,345 2,983

9 70 700 200 - 0,776 0,604 - 1,911

10 70 700 100 - 0,548 - - 1,197

11 35 350 700 2,065 2,481 2,481 1,886 10,470

12 35 350 500 2,113 2,145 2,145 1,535 7,613

13 35 350 350 1,719 1,790 1,788 1,147 5,470

14 35 350 200 0,930 1,246 1,229 0,463 3,327

15 35 350 100 - 0,707 0,535 - 1,898

16 35 700 700 1,518 2,227 2,280 2,227 10,470

Продолжение таблицы 1.1

17 35 700 500 1,096 1,895 1,251 1,895 7,613

18 35 700 350 - 1,561 0,894 1,561 5,470

19 35 700 200 - 1,144 0,334 1,144 3,327

20 35 700 100 - 0,916 - 0,916 1,898

21 70 500 500 2,690 2,048 2,046 2,048 4,053

22 70 250 250 - 2,708 2,706 2,708 2,263

23 70 150 150 3,518 3,589 3,585 3,589 1,553

24 70 350 175 - 3,331 1,636 3,331 2,983

25 55,5 750 2000 2,690 2,698 2,698 2,698 18,498

26 21 350 350 1,527 0,932 1,596 0,932 8,789

27 14 350 350 1,441 1,512 1,510 1,512 12,939

28 50 700 700 1,628 1,700 1,698 1,700 7,478

29 50 500 500 1,755 1,826 1,824 1,826 5,478

30 50 350 350 1,943 2,014 2,012 2,014 3,978

31 25 700 700 1,450 1,511 1,519 1,511 14,461

32 25 500 500 1,501 1,572 1,570 1,572 10,461

33 25 350 350 1,578 1,651 1,649 1,651 7,461

34 25 150 150 1,932 2,003 2,001 2,003 3,461

Решение этой проблемы при нелинейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации становится более сложным. Поэтому к настоящему времени практически полностью отсутствует приближенная методика определения производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин.

Как следует из условно принятых форм зоны дренирования круглая форма фрагмента для отдельно размещенной на площади нефтегазоносности скважины, не будет образовываться. При веерно-кустовом размещении горизонтальных скважин вокруг платформ при числе скважин на веере более двух с одинаковыми параметрами, т.е., длиной горизонтального участка, диаметрами, депрессиями на пласт, расстоянием от платформы до входа в пласт, предопределяет общую для всех скважин форму круга, и тогда форма зоны дренирования для каждой скважины приобретает вид сектора.

р„

верт. направлению

р

переход ствола к верт. направлению

р

к к к

1 2я2 Г Рз

> к

* ь як Г

Рисунок 1.1 Схемы зоны влияния работы горизонтальной скважины при решении задач фильтрации жидкости к горизонтальному стволу. Зона влияния горизонтальной скважины принята в форме: а - круга, б - эллипса, в - прямоугольника

Вопросы, связанные с определением производительности горизонтальных скважин, вскрывших полностью и частично, в основном, однородные и неоднородные фрагменты полосообразной формы детально изучены в работах З.С. Алиева с соавторами. В меньшей степени изучена

производительность горизонтальных газовых и нефтяных скважин численным методом путем геолого-математического моделирования фрагмента залежи секторной формы.

Известно, что для определения параметров пласта, дренируемого горизонтальной скважиной, по результатам газогидродинамических исследований на стационарных режимах фильтрации необходимо знать значения дебитов, давления и температуры на режимах исследования. При этом наиболее сложным из этих трех параметров является определение производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, частично вскрывших фрагменты залежи полосообразной и секторной форм.

1.2. Анализ состояния изученности вопроса определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы

Прежде всего, следует отметить, что производительность горизонтальных газовых скважин может быть определена приближенным и "точным" численным методами при любой конфигурации зоны, дренируемой горизонтальным стволом. В работах З.С. Алиева и др. [10, 13] детально изложены методы и технологии определения термобарических параметров, производительности горизонтальных газовых скважин, возможности их исследования на стационарных режимах фильтрации, а также размещение таких скважин по толщине и площади газовой залежи. В работе З.С. Алиева и В.В. Шеремета [30] были предложены два приближенных метода определения производительности горизонтальных газовых скважин, полностью вскрывших полосообразный фрагмент залежи (см. рисунок 1.2, 1.3).

а

Ь

б

фР '

"^гор.полн. ^фр ^ ^

а

Ик

L

гор.неполн. ^ 1

а

а

Рисунок 1.2 Схема вскрытия полосообразного пласта горизонтальной скважиной а) полное; б) неполное

<-!—►

к 1

ь, \ /

г ' . ) /

Ш.Л Ь II _2 <

<- Кк -►

3

я.

Рисунок 1.3 Схема притока газа к горизонтальной скважине при а параболическом изменении в призабойной зоне и И=сош1 за ее пределами; б - при гиперболическом изменении h(R)

Эти методы отличались характером изменения линий тока вблизи горизонтального ствола и поэтому по величине дебита горизонтальной скважины практически не отличались. Позднее пригодность этих методов была проверена в точной постановке путем моделирования нелинейной однофазной фильтрации газа к горизонтальному стволу.

Приближенные аналитические методы определения дебита горизонтальной скважины математически выражаются формулами: 1. при параболическом характере изменения линий тока

Р 2 _ Р 2 = а

пл з

2Г

2

Ь + Я>

Я.

яс + Ьх

Я кг _ Ь

у Яс + Ь

о+

+-

ъ

8ц

_2

я

я+ь

+■

1 у

я кг -ь1 ( яс+ьх )2

о2

(1.8)

2. при гиперболическом характере изменения линий тока

Q+

р2 -р2 = а

пл з

2Ь

Я^+1п Я кг -Бс - р/а

а а

^ -Р/а

+-

ъ

8К.

Яг. +211пЯкг +Рс _в/а + Р_2' а2 а3 Бс _ Р/а а4

х

х

Бс _ р/а Rкг +Бс _ р/а

о2,

где

а

игр т

= г ат п

кТ

7* р р гт

ьг _ гс^ ат пл

= /т^

а=R с +

И1=И/2-Я1

( Ь-Рс)( Рс+Я кг) ( ь-бс)( бс+я кг) я с

2Я„ 'р я

(1.9)

(1.10)

(111)

(1.12)

В формулах (1.8) ^ (1.11) Рпл, Рз - пластовое и забойное давления; к, I- коэффициенты проницаемости и макрошероховатости пористой среды; Дс, Яс - диаметр и радиус скважины; Якг - расстояние до границы фрагмента по ширине от ствола; /, 2 - коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа в пластовых условиях; Ьг - длина горизонтального участка ствола, Гпл, Тст -пластовая и стандартная температуры; рст - плотность газа при стандартных условиях.

Точная постановка и решение задачи для определения производительности горизонтальных скважин, которая необходима для проверки достоверности величин дебитов, получаемых приближенными методами, сводится к численному решению уравнения однофазной нестационарной фильтрации газа, имеющей вид:

д_ дх

рк (др дх / х ^дх дх

+ -

ду

( дР

/ '

д1

ду ду

д +—

дх

рк (др дх / х ^дх дх

=д(рт)+а (1.13)

д?

д

где вх, ву, в2 - параметры, связанные нелинейной связью между градиентом давления и скоростью фильтрации по координатам х, у, 2. Q - плотность источника или стока, р - плотность газа. Значения параметров вх,ву,в2 определяются формулами:

2

в =

1 +

1 +

АР" рк2 V2

др дг

Рё—

дх дх

ву =

1+

1+

Аррк2

V

др дг Рё — ду ду

(1.14)

в =

1+

Аррк2 V2

1+

др дг Рё — дг дг

где Р=1/1, /-коэффициент, характеризующий форму и размер поровых каналов. Уравнение (1.13) описывает нестационарную фильтрацию, а формулы (1.8) и (1.9) получены для стационарного притока. Поэтому в работе [30] уравнение (1.13) было преобразовано в квазистационарное, путем равномерной по периметру полосообразного фрагмента закачки газа в размере, равного Qв.

Это уравнение З.С. Алиевым было решено численно, а затем по результатам расчетов при идентичных исходных данных реальных месторождений определены дебиты газа всеми тремя методами. Эти результаты приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Исходные данные и результаты расчетов производительности горизонтальной газовой скважины приближенным и точным методами

Объект Параметры объектов, к, Давление, атм Дебит газа, тыс.м3/сут Длина и диаметр гориз.участ ка Погрешнос ть ЛQ в %

пласт Р • А пл забойн. Рз по формулам (1) и(2) численно по формуле (6)

Средне-Ботуобинск ое к=10 м, Лкг = 200 м, аг = 0,06076, Ьг = 1,397*10-7 148 143,8 201,6 200 0,8

а а к=20 м, Лкг= 400 м, аг = 0,06051, Ьг = 6,936*10-8 148, 1 143,8 207,4 200 3,7

а а к=10 м, Лкг = 300 м, аг = 0,09036, Ьг = 148, 1 141,7 205,2 200 2,6

2

2,055*10-7 ...............—

Валанжинск ие пласты (Уренгойск. мест-е) к=10 м, Лкг = 500 м, аг = 0,532, Ьг = 5,706*10-5 305, 3 254,7 505,2 505 1,0

Из сравнения величин дебитов по этим методам следует, что приближенные методы практически полностью совпадают и отличаются от величин дебитов, полученных численным методом на 0,8<Др<3,7% в зависимости от исходных данных конкретных месторождений.

Позднее в своих работах с соавторами З.С. Алиев изучал влияние различных параметров фрагментов залежи, размещения горизонтального ствола и профиля вскрытия однородного и неоднородного пластов, параметра анизотропии, формы и размеров фрагментов на производительность горизонтальных скважин.

В работах [2, 10, 13, 30] и др. было показано влияние расположения горизонтального ствола по толщине и относительно границ зоны дренирования на производительность таких скважин. В работе [30] было доказано, что на дебит горизонтальной скважины существенно влияет параметр анизотропии, величина которого оценивается равенством Х=[к</кг]0'5 где кв и кг - проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях. В работах З.С. Алиева и соавторов было детально изучено влияние длины горизонтального участка ствола, его диаметра, наличия фонтанных труб на горизонтальном участке, их длины и диаметра на распределение давления по горизонтальной скважине. Изменчивость по длине горизонтального участка забойного давления и интенсивности притока газа к каждому погонному метру были учтены в работах [1, 10, 13, 30] и др. З.С. Алиевым был предложен наиболее точный и сравнительно не сложный метод определения распределения давления и дебита на горизонтальном участке ствола при отсутствии и наличии фонтанных труб на этом участке. Для определения распределения давления и дебита по

длине горизонтального участка в перечисленных выше работах предложены:

1. Система обыкновенных дифференциальных уравнений при отсутствии на горизонтальном участке фонтанных труб:

СР_

С о

С1

к

ог

в

+ 2

об г

О С1

аОг Р

2а(£ — Р7

-а„

+ У аг2 + 4Ьг (р2пл — Р2)

2Ъ„

(1.15)

где aг, Ьг - коэффициенты фильтрационного сопротивления, Р -произвольное давление, к - коэффициент сопротивления труб, по которым движется газ, Dоб.2 - диаметр обсадной колонны на горизонтальном участке, а- параметр, определяемый по формуле:

« = ЪРтРаАЦ >(4 У^2Во4б.1Тси (1.16)

Т^г) - температура газа на участке ствола, длиной Lг, Z(Lг) -коэффициент сверхсжимаемости на участке длиной L2.

2. При частичном оборудовании горизонтального участка (см. рисунок 1.4 а) фонтанными трубами необходимо решить две системы типа (1.15), в частности, на участке II, где отсутствуют фонтанные трубы и на участке I, оборудованном фонтанными трубами:

СР

С

С(

к

(г

в

■ + 2

об г

С1

аоб г (г обРз об

2аоб г (гоб Р

г об

-а„

+ ,/аг2 + 4ъг (Р2пл — р20б)

С1 СР

зат

С1

о

2Ъ

(1.17)

к.

-а„

ог

■ + 2

экв 2

СИ

а О Р

зат г Х-'г зат зат

2а О — Р

затг^г зат :

2

зат

+ у1 а2т + 4ъг (рпл — р2т)

(1.18)

С1 2ъг

Системы (1.15), (1.17) и (1.18) решаются численно различными методами, в частности, методом Рунге-Кутта, в результате которого получаются зависимости, показанные на рисунке 1.4 а, б.

>

>

а

б

о о

б

ь

Рисунок 1.4 Схема горизонтального ствола, частично оборудованного фонтанными трубами (а), распределение дебита и давления по длине горизонтального ствола, оборудованного фонтанными трубами (б)

Определению производительности горизонтальной газовой скважины посвящены работы [71], С.Н. Бузинова и др. [33, 34]. По точности постановки и методам решения эти работы не нашли широкого внедрения.

Приведенные выше методы определения производительности горизонтальной газовой скважины профессором З.С. Алиевым и его соавторами получены для фрагмента полосообразной формы постоянной толщины однородного пласта, полностью вскрытого горизонтальным стволом. В работах [10] З.С. Алиевым, Е.М. Котляровой и [20] З.С. Алиевым, Б.Е. Сомовым и Е.М. Котляровой предложена приближенная и точная методика определения производительности горизонтальной газовой скважины для фрагмента полосообразной формы, но с переменной толщиной, что особенно важно для приконтурных зон газовых месторождений, схематично показанных на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 Схема расположения горизонтального ствола приконтурной зоны, где толщина пласта уменьшается

Выше было отмечено, что предложенные выше методы были получены при полном вскрытии полосообразного фрагмента и носят прикладной характер. Однако, как утверждается в работе [13], к настоящему времени для неполного вскрытия полосообразного фрагмента и других разновидностей форм фрагментов залежи, как для полного, так и неполного вскрытия горизонтальным стволом не предложены и не разработаны какие-либо практические методы. По этой причине для практических нужд, не поддающихся простому решению, профессором З.С. Алиевым получены численные решения задачи притока газа к горизонтальному стволу в случаях неполного вскрытия горизонтальным стволом полосообразного фрагмента, а также полного и частичного вскрытия фрагмента в форме сектора. Результаты этих решений для различных по емкостным и фильтрационным свойствам пористых сред выданы в виде универсальных кривых, позволяющих с высокой точностью определить производительность горизонтальных скважин, полностью и частично вскрывших фрагменты полосообразной и секторной форм. Результаты этих исследований приведены в работах З.С. Алиева и его соавторов [10, 11, 12, 13], как для газовых, так и для нефтяных скважин.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Котляров Владимир Николаевич, 2016 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев З.С. Технология применения горизонтальных скважин. М. Изд. "Нефть и газ", 2007.

2. Алиев З.С. Поиск научно-обоснованной конструкции горизонтальной скважины для освоения газовых и газоконденсатных месторождений. НТЖ Технология ТЭК, апрель 2007.

3. Алиев З.С. Влияние различных факторов на дебит горизонтальных скважин. НТЖ Технология ТЭК, июнь 2007.

4. Алиев З.С. О необходимости создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами. Журнал Наука и технология углеводородов. Выпуск 1, 2000.

5. Алиев З.С. Состояние изученности и необходимость разработки методов и технологий по исследованию вертикальных и горизонтальных газовых скважин. Сборник статей к 20-летию РАЕН. М. Изд. "Техника", 2011.

6. Алиев З.С. и др. Учет влияния расстояния входа горизонтального ствола в пласт от устья скважин при их веерно-кустовом размещении. Специализированный журнал Бурение и нефть, №4 2012.

7. Алиев З.С., Арутюнова К.А. Определение необходимой длины горизонтального ствола газовой скважины в процессе разработки. //НТЖ Газовая промышленность. - № 12, 2005.

8. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие. - М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.

9. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. - М.: Нефть и газ, 2001.

10. Алиев З.С. и др. Определение основных параметров горизонтальных газовых скважин. М. Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012.

11. Алиев З.С. и др. Возможность оценки дебита горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии фрагмента залежи, имеющей форму сектора. М. Изд.ООО"ВНИИГаз", 2009.

12. Алиев З.С. и др. Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющей форму сектора. М. Изд. "Нефть и газ", 2009.

13. Алиев З.С. и др. Теоретические и технологические основы применения горизонтальных скважин для освоения газовых и газоконденсатных месторождений. М. Недра, 2014.

14. Алиев З.С. и др. Межпластовые и зональные перетоки газоконденсатной смеси и их влияние на текущую добычу конденсата. М. Недра, 2013.

15. Алиев З.С. и др. Определение технологических потерь газа и конденсата в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и рекомендации по их сокращению. М. "Нефть и газ", 2007.

16. Алиев З.С. и др. Особенности контроля за разработкой месторождений при их освоении горизонтальными газовых скважинами с веерно-кустовым размещением. М., Недра, 2013.

17. Алиев З.С. и др. Практическая нецелесооборазность и невозможность исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации. //Газовая промышленность, № 1, 2014.

18. Алиев З.С. и др. Определение производительности горизонтальных газовых скважин, не полностью вскрывших

полосообразные фрагменты с учетом стабилизации забойного давления и дебита. Материалы международной научно-практической конференции "Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли": Оренбург: Издательский центр ОГАУ, 2012.

19. Алиев З.С. и др. О возможности сокращения продолжительности процесса исследования горизонтальных скважин и потерь газа на стационарных режимах фильтрации. Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли: материалы международной научно-практической конференции. Оренбург: Издательский центр ОГАУ, 2012.

20. Алиев З.С. и др. Методы определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших пласты с переменной толщиной. - М.: изд. "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. Губкина И.М. Тезисы докладов конференции ИПНГ РАН «Современные проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири», 2006.

21. Алиев З.С. и др. Влияние кольматации на достоверность определения фильтрационных свойств пласта по данным исследования скважин на стационарных режимах. М.: Институт нефтегазового бизнеса, материалы У1Международного технологического симпозиума "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтегазоотдачи", 2007.

22. Алиев З.С. и др. Влияние длины и диаметра фонтанных труб на характер изменения производительности горизонтальных газовых скважин. 1УНаучно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". М. Изд. "Нефть и газ", 2001.

23. Алиев З.С. и др. Приближенный метод определения производительности горизонтальной скважины, не полностью вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора. Научное издание. Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Сборник научных статей по проблемам нефти и газа. №2(263) апрель-июнь 2011.

24. Алиев З.С. и др. Влияние стабилизации забойного давления и дебита на производительность горизонтальных скважин, не полностью вскрывших полосообразные фрагменты газовых месторождений с различными фильтрационными свойствами. Материалы конференции, посвященные 100-летию Лапука Б.Б., г. Ижевск, 2011.

25. Алиев З.С. и др. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных газовых скважин при нестабилизированных давлениях и дебитах. М.: Научно-технический и производственный журнал "Газовая промышленность", №3, 2013г.

26. Алиев З.С. и др. Газогидродинамические основы исследования скважин на газоконденсатность. М. Недра, 2012.

27. Алиев З.С. и др. Исследование изменения в процессе разработки относительных дебитов горизонтальных скважин с равномерно-веерным размещением, не полностью вскрывших фрагмент залежи в виде сектора. Науч. техн. Сборник часть 2. г. Ухта, Типогр. СеверНИИгаз, 2010 г.

28. Алиев З.С., Котлярова Е.М. Влияние размещения по площади, профиля и полноты вскрытия газоносных пластов на производительность горизонтальных скважин. Методическое пособие. Оренбург, Типография ИП Щербаков, 2010 г. 92 стр.

29. Алиев З.С., Ребриков А.А. Приближенный метод поиска оптимальных размеров фрагмента прямоугольной формы и его вскрытия для обеспечения максимального дебита горизонтальной скважины. Журнал Бурение и нефть, № 2, 2007.

30. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. - М.: Недра, 1995 г.

31. Басниев К.С., Алиев З.С.и др. Методы расчета дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. Обз.

информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ИРЦ ОАО "Газпром", 1999.

32. Борисов Ю.П. и др. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.

33. Бузинов С.Н. и др. Расчет притока к системе равномерно расположенных горизонтальных скважин. Журнал "Газовая промышленность" № 7, 2003.

34. Бузинов С.Н. и др. Расчет притока к горизонтальной скважине при кустовом размещении. Журнал "Газовая промышленность" № 9, 2003.

35. Бузинов С.Н., Григорьев А.В., Славицкий В.С. и др. Исследование горизонтальных скважин на нестационарных режимах. НТЖ "Газовая промышленность",№ 10, 1997.

36. Бузинов С.Н. и др. Исследование горизонтальных скважин на нестационарных режимах. Газовая промышленность № 10, 1997.

37. Григорян А.М. Многозабойное вскрытие пластов. Журнал "Нефтяник", № 7, 1956.

38. Гриценко А.И., Алиев З.С. Руководство по исследованию скважин. М.: - Наука, 1995.

39. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. - М.: Недра, 1988.

40. Зотов Г.А. Методика газогидродинамических исследований горизонтальных газовых скважин. - М.: Ротапринт ВНИИГаза, 2000.

41. Иванов С.И., Алиев З.С. и др. Газоотдача газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 2005.

42. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. Система стандартизации Р ОАО "Газпром". 086.2010. Изд. "Полиграфический комплекс "Локус Станди", (в 2-х книгах под ред. Алиева З.С.) 2011.

43. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин (под ред. З.С. Алиева и др.). М. 2008 г.

44. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. М. Гостоптехиздат, 1948.

45. Лейбензон Л.С. Нефтепромысловая механика, часть 2. М. Госгеонефтеиздат. 1934.

46. Максимова М. А., Алиев З.С. и др. Изучение влияния расстояния входа горизонтальных стволов в пласт круглой формы от ее центра на производительность скважин при их равномерно-веерном размещении. Сб. науч. трудов аспирантов и соискателей ООО Газпром ВНИИГАЗ. М. Тип. ВНИИГАЗ 2009.

47. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями. Труды Куйбышевского НИИ нефтяной промышленности. Том 2. 1960.

48. Минский Е.М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах. Тр. ВНИИГаза "Вопросы добычи, транспорта и переработки газов". М. Гостоптехиздат, 1951.

49. Мирзаджанзаде А.Х., Алиев З.С. и др. Основы технологии добычи газа. - М.: Недра, 2003.

50. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте. Журнал "Нефтяное хозяйство", №10, 1992.

51. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующих горизонтальный пласт.//Труды ВНИИ. Подземная гидромеханика и разработка нефтяных месторождений.-М.: №32, 1961.

52. Пирвердян А.М. Нефтяная подземная гидравлика, г. Баку, Азнефтеиздат, 1956.

53. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // Прикладная математика и механика. Т.20.-№1-1956.

54. Полубаринова-Кочина П.Я. Задача о системе горизонтальных скважин // Archiwum mechaniki stosowanej. Т.7. № 3. 1955.

55. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений (под ред. В.П. Бибилурова и др.). М. Недра, 1971.

56. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений (составители ОАО "Газпром", ООО "ВНИИГаз", ООО "ВНИПИГаздобыча" и ДОАО "Газпромгеофизика") М. Ротапринт ООО "ВНИИГаз", 1999.

57. Табаков В.П. Определение дебитов кустов скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в плоском пласте. Сборник НТС по добыче нефти. М. Гостоптехиздат.№13, 1961.

58. Табаков В.П. О притоке нефти к многозабойным скважинам в плоском пласте. НТС по добыче нефти, №13, 1960.

59. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: ОГИЗ, 1948.

60. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. - М.: Ротапринт ВНИИгаза. - 2000.

61. Черных В.А., Славицкий В.С. Стационарные газогидродинамические исследования горизонтальных скважин. Журнал Газовая промышленность,№ 12, 1997.

62. Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин. Сборник "Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности", М. ВНИИЭГазпром, вып.2, 1992.

63. Щелкачев В. Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. М. Гостоптехиздат, 1949.

64. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18298, 1988.

65. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18301, 1988.

66. Fairbank C.O. Horizontal Wellsmay Revolutionire Secondary Recovery. Oil Weekly V311, № 13, 29/XI, 1943.

67. Giger F.M. Evaluation Theorique de Leffet Derate Dean Sur la Production Par Puits Horizontaux. Revue de L'institutFr du Pet, V.38, №3, May-June,1983.

68. Giger F.M. Horizontal Wells Production Techniques in Heterogeneous Reservoir, SPE 13710, 1985.

69. Giannesini J.F. Production Technology Takes New Direction for Horizontal Wells, World Oil, May 1989.

70. Goode P.A., Thambynayagat R.K. Pressure Drawdown and Bildup Analisis of Horizontal Wells in Anisotropic Media. SPE 14250, 1985.

71. Hasemi A, Nicolas L.M., Gringgarten A.C. Well test analysis of Horizontal Wells in gas-condensate reservoirs. SPE Reservoirs evaluation and engineering. February, 2007.

72. Joshi S. D. Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991.

73. Joshi S. D. Augmentation of Wells Productivity with Slant and Horizontal Wells. Journal Petr. Techn AIME 235, June 1988.

74. Karcher B.J., Giger F.M., Combe J. Some Practical Formulas to Predict Horizontal Well Behavior. SPE 15430, 1986.

75. Kossak C.A., Kleppe J. Oil Production from the Troll field a Comparison of Horizontal and Vertical Wells. SPE 15430, 1986.

76. Kuchuk F.J. Well testing and interpretation for Horizontal Wells. JPT, January, 1995.

77. Mattar L., Santo M. A practical and systematic approach to Horizontal Well test analysis. The Journal of Canadian petroleum technology. November, 1995.

78. Mutallic P.N., Goodbole S.P. Effect of Drainage Area Shape Factors on the Productivity ofHorizontal Wells. SPE 18301, 1988.

79. Rehard G.I., Dupug J.M. Influence of Formation Damage on the Flow Efficiency of Horizontal Wells. SPE 19414, 1990.

80. Ranecy L. Drilling Wells Horizontaly. Oil Weekly V100, № 7, 20/I,

1941.

81. Ranecy L. Possibilities in Horizontal Drilling. Petr World Los Angeles, V36, №7 VII, 1939.

82. Reeves S.R. Utilization of Horizontal Wells for Secondary Oil Recovery. SPE 25350, 1993.

83. Rieman B. Zur Theorieder Nobili'schen Farbenringe. Annalen der Physik and Chemic V.95, 1855.

84. Schultheis H.L. Horizontal Drilling from Bottom of Shulf in Pensylvania Field. Oil and Gas Journal, v42, №23, 14/X, 1943.

85. Stockman L.P. Horizontal Drilling Restores Well Which Had Been Abandoned 17Jears. Oil and Gas Journal, v44, №22, 6/X, 1945.

86. Suzuki K, Nanba T. Horizontal Well test Analysis System. SPE 20613, 1990.