Расчет длины ствола горизонтальной скважины
Обновлено: 07.07.2024
Определение длины горизонтального ствола в процессе разработки для сохранения постоянного начального дебита при постоянной депрессии на пласт.
При применении горизонтальных скважин для обеспечения постоянного годового отбора длительное время необходимость увеличения числа скважин заменяется увеличением длины горизонтального участка ствола. Снижение дебита в процессе разработки приводит к снижению потерь давления по длине горизонтального участка ствола. Это приводит к практически линейному росту дебита по длине фильтра. Характер изменения дебита газа горизонтальной скважины в начале разработки и после снижения пластового давления примерно в два раза показан на рисунке 2.
Это означает, что в процессе разработки из-за снижения пластового давления должно происходить снижение дебита. Однако конструктивные особенности горизонтальных скважин в отличие от вертикальных позволяют наращивать длину горизонтального участка. Такая возможность отсутствует при освоении месторождения вертикальными скважинами, так как в таких скважинах максимальная длина фильтра ограничена толщиной продуктивного пласта, которая, как правило, даже полностью не вскрывается из-за опасности обводнения скважин подошвенной водой.
Длины горизонтального участка ствола, необходимые в процессе разработки, с приемлемой для практики точностью могут быть определены по формуле:
a* и b* – коэффициенты, зависящие от свойств газа и пористой среды и не зависящие от геометрии зоны, дренируемой горизонтальной скважиной. Значения коэффициентов a* и b* определяются по формулам, приведенным ниже или по результатам исследования, как вертикальных, так и горизонтальных скважин:
Величина h1 в формулах (12) и (13) определяется из равенства h1=h/2–Rc;
Rк – расстояние от горизонтального ствола до границы зоны дренирования, принятой в форме полосообразного фрагмента залежи (рисунок 3). Следует подчеркнуть, что дебит горизонтальных скважин существенно зависит от длины горизонтального ствола Lгор и расстояния до границы зоны дренирования Rк.
Поэтому при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений следует стремиться к уменьшению величины расстояния до границы зоны дренирования Rк и увеличению длины фрагмента и, следовательно, и длины горизонтального ствола. Однако уменьшение расстояния до границы зоны дренирования Rк приводит к увеличению числа горизонтальных стволов. Кроме того, увеличение длины фрагмента и, следовательно, длины гори-
зонтального ствола приводит к:
1 – росту затрат на бурение скважин с весьма длинным горизонтальным участком;
2 – росту потерь давления и, следовательно, к снижению интенсивности притока газа к скважине по направлению к торцу ствола, как показано кривой 1 на рисунке 4 при отсутствии в горизонтальном участке ствола фонтанных труб и кривой 2 при частичном оборудовании горизонтального участка такими трубами.
Рисунок 4 –Распределение потерь давления в горизонтальном участке ствола при отсутствии – 1и частичном оборудовании – 2фонтанными трубами этого участка.
Из изложенного выше следует, что для выбора числа и размещения горизонтальных газовых скважин необходим одновременный учет множества геологических, технологических и технических факторов.
Определение распределения температуры газа по стволу горизонтальной скважины, с большим радиусом кривизны при наличии в окружающей ствол скважины среде многолетне мерзлых пород в вертикальном и частично искривленном участках ствола.
Как было отмечено выше, в реальных условиях в зависимости от толщины интервала зоны мерзлоты и глубины залегания месторождения встречаются случаи, когда мерзлотой охвачены полностью вертикальный и частично искривленный участок ствола горизонтальной скважины, схематично показанной на рисунке 9.
В представленной схеме выделяются следующие участки, в которых методы расчета потерь температуры приведены ниже:
1. Потери температуры газа в пласте в результате создания депрессии на пласт, определяемые у торца горизонтального участка ствола по формуле:
2. Потери температуры газа на горизонтальном участке ствола, связанные с потерями давления при движении газа от торца ствола к начальному сечению горизонтального участка. На этом участке условно выделенных узлов расчеты определения температуры по стволу осуществляются по формуле:
где Тзт, Тзпов – температура газа у торца ствола и у начала горизонтального участка ствола ( конечное сечение искривленного участка); Dср.г – коэффициент Джоуля-Томпсона на горизонтальном участке ствола при средних значениях давления и температуры по длине, т.е.
Рср.=(Рзт+Рзпов)/2 и Тср=(Тзт+Тзпов)/2 , (66)
где Lг – длина горизонтального участка; Q –дебит газа кг/час; Срcр.г – теплоемкость газа, определяется для средних давления и температуры в пределах длины горизонтального ствола, определяемых по формуле (66); d – диаметр горизонтального ствола; k – коэффициент теплопередачи между газом в горизонтальном стволе и пластом, значение которого определяется по формуле:
3. Потери температуры газа от конца искривленного участка ствола до нижней границы мерзлоты на искривленном участке ствола приближенно определяется по формуле:
где Тз пов, Тнм иск – температура газа у начала горизонтального участка ствола, т.е. у поворота к вертикальному направлению и у нижней границы мерзлоты на искривленном участке; Гиск – геотермический градиент искривленного участка, где отсутствует мерзлота, определяется по формуле:
Гиск=(Тз пов – Тнм иск)/Lнм иск , (70)
Рср. Lнм иск =(Рзпов+Рнм иск)/2 и Тср. Lнм иск=( Тзпов+Тнм иск)/2 , (73)
G – массовый дебит газа кг/час. Безразмерная функция времени на рассматриваемом участке определяется по формуле:
4. Потери температуры газа на искривленном участке ствола, охваченном мерзлыми породами, приближенно могут быть определены по формуле:
Рср. м иск =(Рнм иск+Рвм иск)/2 и Тср. м иск =(Тнм иск+Твм иск)/2 . (78)
Безразмерная функция времени на рассматриваемом участке вычисляется с использованием формулы:
5. Потери температуры на вертикальном участке, практически полностью охваченном мерзлотой, приближенно определяются по формуле:
Рср.мв.=(Рн.мв+Рв.мв.)/2 и Тср.мв.=(Тн.мв+Тв.мв.)/2 . (83)
Безразмерная функция времени определяется из равенства:
где Спм в – объемная теплоемкость пород на вертикальном участке ствола, полностью охваченного мерзлотой и определяемая по формуле:
где Сп.м.вi – объемная теплоемкость i-го пропластка c толщиной hi . Dср.м.в – коэффициент Джоуля-Томсона на вертикальном участке ствола, охваченного мерзлотой и определяемый для средних значений давления и температуры, значения которых вычисляются по формулам (83). Величина Срср.мв идентична теплоемкости, входящей в формулу (81) и по этой причине условия при которых определяется Срср.мв не приводятся.
Из изложенного содержания пунктов 1.5 по потерям температуры на характерных участках ствола горизонтальных скважин, с учетом профиля горизонтального участка ствола, где имеет место три случая: горизонтальный профиль, когда Гвhг=0, восходящий профиль, когда Гвhвос имеет отрицательный знак и нисходящий, когда Гвhн имеет положительный знак, устьевая температура может быть определена:
на любой стадии разработки месторождения, при любой конструкции горизонтального ствола по радиусам кривизны и профилям горизонтального участка, а также при любых депрессиях на пласт и потерях давления в стволе.
Характер изменения температуры газа на устье горизонтальных скважин для встречаемых на практике параметров месторождения и скважин установлен примерами расчетов и показан на рисунке 6.
Читайте также: