Влияние положения башмака фонтанных труб на процессы обводнения скважины и равномерность снижения пластового давления при освоении месторождений системой горизонтальных скважин

 

Основным преимуществом горизонтальных скважин перед вертикальными является возможность регулирования подъема конуса подошвенной воды путем периодического изменения конструкции фонтанных , спущенных в горизонтальную часть ствола.

На конце башмака фонтанных труб минимальное забойное давление, значит депрессия больше. Работаем некоторое время в 1-ом положении с L₁ (длина фонтанных труб). После подъема конуса воды уменьшаем длину до L₂ и продолжаем работать следующий период в режиме. Затем удлиняем фонтанные трубы до L₃. Р _низ <Р _{заб нач гор уч} < P_{заб торца}

Можно также поднять горизонтальный участок скважины к кровле пласта для уменьшения влияния подошвенных вод.

13. Определение забойного давления в горизонтальных скважинах, частично оборудованных фонтанными трубами

Безразмерные параметры:

Где - отклонение башмака фонтанных труб от горизонтали, если он горизонтален то , и следовательно

 

Средневзвешенные коэффициенты сверхсжимаемости и температуры газа на вертикальном, искривленном участке ствола и связанное с отклонением торца ствола по толщине, т.е от входа ствола в продуктивный интервал.

- температура газа у конечных сечений вертикального и искривленного участков

 

 

14. Особенности исследования горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации с учётом размеров зон дренируемых ими

 

Исследование скважины на стационарных режимах фильтрации базируется на связи между градиентом давления и скоростью фильтрации, в интегральной форме аналитическую связь между ними удобнее представить в виде зависимости дебита от депрессии на пласт.

Особенности исследования горизонтальной скважины связаны с высоким существенным по сравнению с вертикальными продолжительными процессами стабилизации забойного давления и дебита. Это связано со значительными размерами зоны дренируемой горизонтальной скважиной, обусловленными удельными запасами, приходящимися на долю таких скважин, а также их высокими дебитами. Длительной стабилизацией забойного давления и дебита приводящих к существенным потерям газа при исследовании методом установившихся отборов. С целью сокращения потерь газа при исследовании скважины на стационарных режимах фильтрации предлагается несколько способов определения параметров пласта и коэффициентов фильтрационного сопротивления:

1. Экспресс - метод

2. Путем использования кривых стабилизации забойного давления и дебита

3. Использование результатов работы горизонтальной скважины только на одном единственном режиме

4. Использование результатов исследования вертикальных скважин

5. Использование данных эксплуатации горизонтальных скважин

15. Использование кривых стабилизации забойного давления и дебита для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин. Основные технологические и методические сложности

16. Определение температуры газа на устье горизонтальной скважины с большим радиусом кривизны при отсутствии в окружающей ствол скважине среде многолетнее мёрзлых пород

 

При отсутствии ММП в среде окружающей ствол горизонтальной скважины уравнение определения температуры на устье имеет следующий общий вид

 

1. в пласте

 

2. на горизонтальном участке температура равна:

 

3. в пределах искривленного участка

 

4. вертикальный участок

 

 

17. Определение давления в затрубном пространстве горизонтального участка ствола при частичном оборудовании его фонтанными трубами

Давление в затрубном пространстве горизонтальной скважины частично оборудованной фонтанными трубами может быть определено при известном давлении у башмака этих труб и диаметре и длине фонтанных труб в горизонтальном участке ствола. Кроме того, должен быть известен характер распределения дебита Q_зат в затрубном пространстве.

Для большого и среднего радиуса кривизны

,

 

где - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр фонтанных труб;

ar w:top="1134" w:right="850" w:bottom="1134" w:left="1701" w:header="720" w:footer="720" w:gutter="0"/><w:cols w:space="720"/></w:sectPr></wx:sect></w:body></w:wordDocument>"> - коэффициент гидравлического сопротивления при движении газа по затрубному пространству

- длина фонтанных труб, т.е. затрубного пространства в горизонтальном участке ствола;

- средняя температура газа на участке с длиной определяемая по формуле:

- коэффициент сверхсжимаемости газа в интервале с длиной и определяется в зависимости от:

где , - давление и температура у входа горизонтального ствола в продуктивный пласт; , - давление и температура у башмака фонтанных труб.

Величина коэффициента гидравлического сопротивления при движении газа по затрубному пространству с учетом потерь давления на местные сопротивления в соединительных узлах фонтанных труб может быть оценена по формуле

 

где - коэффициент гидравлического сопротивления труб с эквивалентным диаметром ;

, - соответственно диаметр эксплуатационной колонны и внешний диаметр фонтанных труб.

D_M - диаметр соединительных муфт,

- длина одной фонтанной трубы.

18. Методы определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин могут быть определены:

1. Экспресс – метод

Уравнение притока газа к скважине при соблюдении условия экспресс - метода имеет вид

C(t_p) – коэффициент зависит от числа и порядкового номера режима

С₁=0; С₂=0,176Q₁ ; C₃=0.097Q₁+0,176Q₂ ; C₄=0.067Q₁+0.097Q₂+0,176Q₃

C₅=0.051Q₁+0.067Q₂+0.097Q₃+0,176Q₄ ; C₆=0.041 Q₁+…… ; C₇=0.034 Q₁+…; C₈=0.030 Q₁+…

Главным условием испытания является:

 

 

В результате исследования определяются: а_r(t_p) b_r(t_r)b_r.ист(t_ст) так как в пределах h:

Истинное значение коэффициента определяется по формуле:

2. Путем использования кривых стабилизации забойного давления и дебита

3. По результатам работы горизонтальной скважины только на одном единственном режиме. Применяется при незначительной величине b_r Q_r² допускается приток газа к горизонтальному стволу, который происходит по закону Дарси, и зависимости между и Q выражается в виде

4. Использованием результатов исследования вертикальных скважин

 

19. Определение температуры газа на устье горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны при наличии многолетнее мёрзлых пород на вертикальном участке окружающей ствол среде

 

При наличии ММП в определении температуры вертикальный участок разбивается на 2 части:

· до нижней границы зоны мерзлоты

· в пределах зоны мерзлоты

Общий вид уравнения

1. в пласте

 

2. на горизонтальном участке температура равна:

 

3. в пределах искривленного участка

 

4. за нижней границей ММП

 

5. в зоне мерзлоты на вертикальном участке