Разработка технологии механизированной эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин - диссертация ... кандидата технических наук - 25.00.17

61:06-5/1398
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И. М. ГУБКИНА
На правах рукописи
УДК 622.276.5
622.243.24
МОНАХОВ ВЯЧЕСЛАВ ВИКТОРОВИЧ
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
специальиость 25.00.17 - Разработка и эксплуатация иефтяиых
и газовых месторождеиий
Диссертация на соискаиис учеиой степсии
кандидата техиических иаук
Научный руководитель: доктор технических наук,
профессор ДРОЗДОВ АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ
МОСКВА - 2006
СОДЕРЖАНИЕ
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Введение
1
5
10
Анализ особенностей работы горнзонтальных скважин
при механизированной экснлутации и ностановка
задач исследований
1.1
13
Аиализ литературных источииков иосвященных
определению производительности горизоптальпых
скважии
1.2
Оценка моделей определения дебита горизонтальных
скважин
1.3
30
Газодинамические исследовання наклонногоризонтальных скважни
1.3.3
29
Онределение «работающей» длииы горизонтальных
скважин но результатам наземных исследований
1.3.2
23
Анализ гидродинамических исследований
горизоитальных скважин
1.3.1
13
38
Исследования горизонтальных скважин на
установившихся и неустановившихся режимах
фильтрации
1.4
42
Анализ осложнений нри механизированном сиособе
добычи иефти в иаклоино-направленных скважинах
51
1.5
Основные задачи исследоваиий
53
2
Разработка методики расчёта профиля притока
(приёмистости) и распределепия давлеиия по длине
горизонтального ствола скважины
2.1
54
Задача о притоке (оттоке) жидкости к бескопечпой
горизоитальной перфорированной трубе
54
2.1.1
Аналитическое исследование движения жидкости в
цилиидрической трубе с нериферийиым вводом
2.1.2
55
Приближённый метод нахождения аналитической
зависимости дебита от длины горизонтальной
скважииы
58
2.1.3
Течение со слнянием нотоков или разделеннем потока
60
2.1.4
Экснериментальное нахождение предельной
«работающей» длины горизонтальной
перфорироваииой трубы
2.1.5
64
Приближённое решение задачи о распределении
расхода и давлеиия в горизонтальной
перфорированной трубе
66
2.1.6
Анализ результатов проведённых экснернментов
69
2.2
Нахождение зависимости производительиости ГС от
длииы её горизоитального участка
70
2.3
Выводы к главе 2
78
3
Разработка технологии, учитывающей особеиности
эксилуатации горизонтальных скважин
механизированным снособом
3.1
Совершенствование механизированной экснлуатации
наклонно нанравленных скважии
3.1.1
80
Перснективиая техиика и технология для
экснлуатации иаклонно направлепных скважин
3.2
80
Онтимальный нрофиль ствола наклонно
нанравленной скважины
3.1.2
80
81
Разработка установки для освоеиия, исследоваиия и
эксилуатации скважии струйиыми иасосами на
колонне сдвоенных труб
83
3.3
Разработка технологической схемы мини-станции на
1-4 скважины, эксплуатнруемые струйными насосами
3.4
Анализ результатов внедрения установок беспакерных
гидроструйных насосов с двухрядным лнфтом
3.5
87
91
Онтимизация технологии беснакерной комноновки
гидроструйного насоса для экснлуатации
горизонтальных скважнн
3.6
3.7
95
Разработка методики расчёта размещеиия
гидроструйного насоса в горизонтальной скважнне
96
Выводы к главе 3
99
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
102
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
104
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы
Опыт
внедрения
горизонтального
бурения
показывает, что
разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин (ГС)
позволяет решить целый комплекс задач, которые были не под силу
разработчикам
при эксплуатации
месторождений
вертикальными
скважинами (ВС).
Возможные
достоинствами
направления
горизонтального
применения
бурения,
ГС,
освещены
связанные
во
с
многих
публикациях отечественных и зарубежных специалистов. Однако, среди
них, в основном, решаются задачи, связанные с изменением дренажной
системы коллекторов, повышением качества вскрытия продуктивной
толщи, увеличением поверхности контакта скважины с породой, с
вопросами расстановки фильтров. Главному же вопросу исследования
влияния геометрических параметров ствола на продуктивность ГС в
зависимости от геолого-физических характеристик пластов уделяется
значительно меньше внимания. Существующие теоретические основы
проектирования длины горизонтальной скважины во многом расходятся
с реальными данными.
Так же необходимо отметить, что механизированная эксплуатация
наклонно-горизонтальных скважин, с помощью скважинных штанговых
насосных установок (СШНУ) снижает межремонтный период (МРП) по
сравнению с вертикальными скважинами.
На сегодняшний день исследования в области гидродинамики
горизонтальных скважин остаются актуальными, поскольку известные
методики
расчёта
непригодны
для
определения
параметров
горизонтальных скважин в неоднородных многослойных пластах, либо
требуют значительного математического аппарата. При проектировании
длины горизонтального участка в большинстве случаев онираются на
гидродинамические исследования (ГДИ) уже нробуренных скважин на
подобных месторождениях. Наряду с исследованиями гидродинамики
ГС
существует
необходимость
создания
новой
механизированной эксплуатации ГС, учитывающей
технологии
существующие
осложнения и позволяющей увеличить МРП.
Анализ
накопленного материала по гидродинамике ГС как
теоретического,
так и опытно-промышленного
показал, что для
выявления особенностей работы горизонтальных скважин и разработки
нового
способа
механизированной
эксплуатации
ГС
необходимо
выполнить значительный объем теоретических работ, а также стендовых
экспериментов.
Цель диссертационной работы
Целью настоящей диссертационной работы является выявление
особенностей
работы
горизонтальных
скважин
при
их
механизированной эксплуатации, и создание технологии, исключающей
существующие осложнения и позволяющей рационально использовать
горизонтальный ствол скважины.
Основиые задачи исследований
1.
Разработка методики расчёта профиля притока (приёмистости) и
распределения
давления
по длине
наклонно-горизонтального
участка скважины.
2.
Разработка технологии, учитывающей особенности эксплуатации
горизонтальных скважин механизированным способом, с расчётом
оптимальной конструкции и размещения насосного оборудования.
Методы решения иоставлеииых задач
Решение перечисленных задач выполнено автором следующим
образом. При помощи специально разработанного лабораторного стенда
была исследована гидродинамика горизонтальной перфорированной
трубы.
Были
получены
профили
притока
(приёмистости)
и
распределения давления, а также была создана математическая модель
проведённых экспериментов.
Затем
на
математическая
базе
полученных
модель
результатов
горизонтальной
была
разработана
скважины, работающей
в
слоисто-неоднородном коллекторе.
Научная новизна работы
1. Получена
формула
гидравлического
для
нахождения
сопротивления
коэффициента
при
притоке
местного
(оттоке)
дополнительных боковых струй в основной поток, характеризующая
не потерю полного давления, а переход потенциальной энергии в
кинетическую.
2. Разработана
новая
методика
расчёта
профиля
притока
(приёмистости) и распределения давления по длине нефтяной
наклонно-горизонтальной
работающую
длину
скважины,
позволяющая
горизонтального
участка
определить
для
слоисто-
неоднородного пласта. Получено экспериментальное подтверждение
разработанной методики.
Практнческая значимость
1. Разработана
технология
эксплуатации
нефтяных
скважин,
включающая:
-
беспакерную
компоновку гидроструйного
насоса с
двухрядным
лифтом;
-
мини-станцию для гидропривода струйных насосов, позволяющую, за
счет
использования
примесей
и
в
центробежных
качестве
сепараторов
основных
механических
силовых
агрегатов
электроцентробежные насосы (ЭЦН) увеличить МРП и снизить
затраты на обустройство месторождения.
7
На данную разработку получен патент РФ № 2238443 «Способ
добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления».
2. Разработана комплексная технология, учитывающая особенности
эксплуатации
способом,
с
оборудования,
горизонтальных
расчётом
скважин
оптимального
что позволяет
механизированным
размещения
увеличить
дебит
насосного
скважины
и
рационально использовать каждый метр горизонтального участка.
Апробация работы
Материалы исследований докладывались и обсуждались на 1-ой
конференции молодых специалистов филиала «Кубаньбургаз»
ДООО
Буровая компания ОАО «Газпром» (2000 г.); 2-ой конференции молодых
специалистов филиала «Кубаньбургаз» ДООО Буровая компания ОАО
«Газпром» (2001 г.); 4-ой Всероссийской конференции молодых учёных,
специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности
России «Новые технологии в газовой промышленности» Москва (2001
г.); 56-й Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и
Газ -2002», Москва, (2002 г.); Научной конференции аспирантов,
молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций
«Молодёжная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, (2004 г.);
Выставке «Архимед-2004» , Москва, (2004 г.); VI международном
семинаре «Горизонтальные скважины», Москва, (2004 г.); 6-ой научнотехнической конференции-выставке «Актуальные проблемы состояния и
развития нефтегазового комплекса России», Москва, (2005 г).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 9 статей, из них 6 в
материалах научных конференций, получен патент РФ на изобретение
№ 2238443.
8
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, заключения,
списка литературы. Объем диссертационной работы составляет 113
страниц, в том числе 48 рисунков и 9 таблиц. Библиографический
список использованной литературы состоит из 72 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю
Д.Т.Н., проф. Дроздову А. Н., к.т.н., доц. Дунюшкину И. И. за ряд ценных
идей, которые были использованы в работе, а также сотрудникам
кафедры РиЭНМ за помощь и поддержку, оказанные в процессе
подготовки диссертационной работы. Особая благодарность выражается
главному конструктору ОАО «ОКБ БН КОННАС» Иванову Г.Г.,
заместителю генерального директора по научно-исследовательским
разработкам и развитию технологических работ ОАО «Объединённая
энергетическая групна «Петросервис» к.г-м.н. Кожевникову С В . за
помощь в создании лабораторного стенда.
Введение
Интенсификация разработки нефтяных месторождений может
вестись по двум основным направлениям:
-
повышение градиента давления в пласте при помощи наиболее
интенсивных
методов
поддержания
нластового
давления,
повышения давления нагнетания и снижения забойных давлений;
-
снижения фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах
эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Наряду с такими способами, как гидравлический разрыв пласта и
различные физико-химические методы обработки призабойных зон,
метод снижения фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах
скважин
путём
бурения
с
повышенной поверхностью
вскрытия
продуктивного пласта имеет большие возможности. К таким скважинам
могут быть отнесены горизонтальные, наклонные и многозабойные.
Благодаря
увеличению
поверхности
фильтрации
забоев
в
горизонтальных многозабойных скважинах, для получения с того или
иного месторождения заданного уровня добычи при прочих равных
условиях
таких
скважин
потребуется
меньше,
чем
обычных
вертикальных. При условии развития техники бурения наклонных,
горизонтальных и многозабойных скважин до уровня, обеспечивающего
сравнительно небольшое повышение их стоимости по сравнению с
вертикальными, применение наклонного и горизонтального бурения для
разработки
нефтяных
месторождений
может
дать
большой
экономический эффект.
Применение горизонтальных скважин (ГС) позволяет снизить
плотность
пропластки,
сетки
а
скважин,
на этапе
вскрывать
доразработки
отдельные
изолированные
месторождения
проводить
скважины между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин,
использовать ГС в качестве нагнетательных для регулирования профиля
10
нагнетания. Новые возможности появляются и при вторичных методах
добычи, включая современные методы обработки призабойной зоны,
тепловые методы на пласт, восстановление бездействующего фонда
скважин бурением дополнительных горизонтальных стволов.
Все
указанные
возможные
направления
применения
ГС,
связанные с достоинствами горизонтального бурения, освещены во
многих
публикациях
отечественных
и зарубежных
специалистов.
Однако, среди них, в основном, решаются задачи, связанные с
изменением дренажной системы коллекторов, повышением качества
вскрытия продуктивной толщи, увеличением поверхности контакта
скважины с породой, с вопросами расстановки фильтров. Главному же
вопросу исследования влияния геометрических параметров ствола на
продуктивность ГС в зависимости от геолого-физических характеристик
пластов уделяется значительно меньше внимания. Существующие
теоретические основы проектирования длины горизонтальной скважины
во многом расходятся с реальными данными.
Так
же
эксплуатация
скваженных
необходимо
отметить,
наклонно-горизонтальных
штанговых
межремонтный
период
насосных
(МРИ) по
что
механизированная
скважин,
установок
сравнению
с
помощью
(СШНУ)
с
снижает
вертикальными
скважинами.
На сегодняшний день исследования в области гидродинамики
горизонтальных скважин остаются актуальными, поскольку известные
методики
расчёта
непригодны
для
определения
параметров
горизонтальных скважин в неоднородных многослойных пластах, либо
требуют значительного математического аппарата. При проектировании
длины горизонтального участка в большинстве случаев опираются на
гидродинамические исследования (ГДИ) уже пробуренных скважин на
подобных месторождениях. Наряду с исследованиями гидродинамики
И
ГС
существует
необходимость
механизированной эксплуатации
создания
новой
ГС, учитывающей
технологии
существующие
осложнения и позволяющей увеличить МРП.
Анализ
накопленного материала
теоретического,
так
но гидродинамике
и опытно-промышленного
показал,
ГС как
что
для
выявления особенностей работы горизонтальных скважин и разработки
нового
способа
механизированной
эксплуатации
ГС
необходимо
выполнить значительный объем теоретических работ, а также стендовых
экспериментов.
Целью настоящей диссертационной работы является выявление
особенностей
работы
горизонтальных
скважин
при
их
механизированной эксплуатации, и создание технологии, исключающей
существующие осложнения и позволяющей рационально использовать
горизонтальный ствол скважины.
12
1
Анализ особенностей работы горизонтальных скважнн нри
механнзнрованной
экснлутацин
н
ностановка
задач
исследований
1.1
Анализ литературных источников носвященных онределснню
нроизводительности горизоитальных скважин
Исследования, носвященные определению
нроизводительности
горизонтальных скважин, могут быть условно разделены на две части:
изучение
производительности
нефтяных
скважин
и
изучение
производительности газовых скважин [1].
К
настоящему
исследовании,
времени
посвященных
выполнено
изучению
значительное
число
производительности
горизонтальных нефтяных скважин при линейном законе фильтрации.
Исследования,
посвященные
определению
производительности
горизонтальных газовых скважин при нелинейном законе фильтрации,
практически отсутствуют.
Целенаправленное изучение вопросов бурения и эксплуатации
горизонтальных скважин было начато в 50-х годах, хотя известны
отечественные [18] и зарубежные [61, 69-72 и др.] исследования,
посвященные горизонтальным скважинам, выполненные в более раннее
время. В большинстве отечественных и зарубежных работ отмечается,
что исследования в области наклонно-горизонтального бурения были
начаты
в СССР. Причем до начала интенсивных
исследований,
посвященных горизонтальным нефтяным скважинам, в значительном
числе работ изучались наклонные и мьюгозабойные скважины.
В работе Ю.П.Борисова с соавторами [17] дан краткий анализ
состояния исследований в области наклонно-горизонтального бурения и
эксплуатации таких скважин.
Анализируя
публикации,
посвященные:
определению
13
производительности наклонно-горизонтальных скважин, авторы [17]
справедливо отмечают, что некоторые теоретические предпосылки
фильтрации жидкости к бесконечной горизонтальной скважине в
пластах конечной толщины были рассмотрены И.А.Чарным в работах
[59, 58]. Использование этих расчетных формул для определения дебита
горизонтальной скважины конечной длины, вскрывшей полосообразную
залежь, дает заниженную величину, при этом погрешности формул
зависят от длины ствола и толщины залежи. В работе [50] исследован
процесс трехмерной фильтрации в пластах, толщины которых во много
раз превосходят длину наклонной скважины. В.П.Меркулов в работах
[27, 28] предложил полуэмпирические формулы для расчета дебитов
наклонных и горизонтальных скважин, базирующееся на результатах
экспериментов. Погрешность этих формул увеличивается
по мере
уменьшения расстояния между стволами. В работе [29] получены
формулы для определения производительности наклонных скважин в
слоистом пласте.
Значительное число работ по созданию теоретических основ
разработки
нефтяных
месторождений
с
помощью
наклонных,
горизонтальных скважин и многозабойных скважин проводились Ю.П.
Борисовым, В.П. Табаковым, В.П. Пилатовским, результаты
этих
исследований частично изложены в [17, 47, 54]. В частности, В.П.
Табаков исследовал установившейся приток жидкости к наклонным,
многозабойным и к скважинам сложного профиля в слоистом пласте. Им
установлена эффективность использования таких скважин, рассмотрена
фильтрация жидкости к батарее наклонных и двухзабойных скважин.
Совместно
с
Ю.П.
Борисовым
им
исследовано
взаимодействие
произвольного числа батарей наклонных скважин в слоистом пласте.
Исследования В.П. Пилатовского в [47] позволили получить более
общую гидродинамическую теорию притока жидкости к горизонтальной
14
скважине ограниченной протяженности в пласте постоянной мощности.
Между
этапами
развития
теоретических
основ
фильтрации
жидкости к вертикальным и горизонтальным скважинам имела место
стадия изучения притока жидкости к наклонным скважинам, В работе
[17] обобщены и приведены постановки задач и расчетные формулы для
определения дебита жидкости к наклонной скважине, вскрывшей
круговую залежь, для различных вариантов расположения ствола.
Установлено соотношение дебитов вертикальной и наклонной скважин в
виде:
О
,
2-R-cosa
R^. -(l-cos or)
где
a- угол наклона ствола к вертикали;
Re, RK - радиусы скважины и контура питания соответственно.
Исследованиями, приведенными в [17], установлено следующее:
1. Повышение дебита наклонной скважины при увеличении угла
наклона до 45-50° незначителыю.
2. Для больших RK дебит наклонной скважины не отличается от
дебита вертикальной.
3. В однородном пласте бурение наклонной скважины не приводит
к многократному увеличению дебита.
4. По сравнению с вертикальной скважиной толщина пласта
незначительно влияет на увеличение дебита наклонной скважины,
особенно при малых углах наклона.
Перечисленные выше теоретические выводы из [17] были в
дальнейшем подтверждены на электрических моделях. Но эти выводы
могут быть частично иными при вскрытии анизотропных пластов, а
также для пластов с очень офаниченной или с весьма большой
толщиной.
15
Для определения дебита многозабойной наклонной скважины в
[17] предложена приближенная формула, имеющая вид:
1
а
_ 2 - л - k - h - R ^ -п-АР I R^. j " " '
М-{п-\)-р
где
.. ^.
[n-Rj
E'/f/j - интегральная экспоненциальная функция
1С /V I
п-\
n-R,-p"''
"
(1,3)
2
а - угол наклона отдельного ствола,
п - число стволов,
р - проекция ствола на горизонтальную плоскость,
к, h, /Li - проницаемость, мощность пласта и вязкость нефти
соответственно.
Для оценки эффективности бурения многозабойных скважин
используется ОТЬЮЩеНИе Q^^, к Qeepm'-
а,,,., (n-\)-p{n-R,]
Из приведенных формул
депрессия
на всех забоях
(1-2)считается
(1,4)
R,
(1-4) следует, что
одинаковой, стволы
имеют
одинаковые углы наклона и длину и вскрывают изотропный пласт
круговой формы и постоянной толщины.
Естественно, что дебит многозабойной скважины выще дебита
вертикальной и зависит от числа стволов. При п>6 прирост дебита
многозабойной скважины происходит очень медленно. Практически
считается нецелесообразным бурение более четырех стволов, а также с
углом наклона меньше 45^. Толщина пласта и расстояние до контура
питания оказывают существенное влияние на дебит М1югозабойной
скважины.
Исследованная в [17] задача о притоке жидкости к двухзабойной
16
скважине, стволы которой наклонены под углом а к вертикали, может
быть представлена как частный случай притока к многозабойной
скважине. Дебит такой двухзабойной
скважины определяется
по
формуле:
(1.5)
_2-^-k-h.Rl.M^(^__R^\
Если один из стволов двухзабойной скважины вертикальный, а
другой наклонен под углом а
к вертикали, то дебит скважины
определяется по формуле:
(1-6)
В
дальнейшем
многозабойных
полученные
скважин
были
формулы
для
обобщены
двухзабойных
для
и
определенных
геометрических форм ствола и предложены формулы для определения
дебита скважин сложного профиля. В частности, скважины сложного
/,
профиля были представлены в виде ломаной линии между кровлей и
подошвой пласта, звенья которой имеют одинаковые углы наклона.
В работе [17] приведены исследования фильтрации жидкости к
батарее
наклонных
перпендикулярно
к
скважин,
контуру
расположенных
питания
в
параллельно
круговом
пласте.
или
Эти
исследования представляют значительный интерес с точки зрения
разработки нефтяных месторождений системой наклонных скважин,
расположенных в виде круговой или линейной батареи, увеличения
дебита скважин и коэффициента нефтеотдачи пласта. Кроме того, в [17]
приведены формулы для фильтрации жидкости к батарее наклонных
скважин, вскрывших полосообразную залежь. На рис. 1.1 показано
расположение наклонных скважин параллельно к контуру питания
^
полосообразной залежи. При таком расположении дебит наклонной
скважины определяется по формуле:
17
2-л-к-Ь-АР
// •
где
7Г-(7
(1.7)
+ln
n •R
(7- половина расстояния между скважинами ,
Lj - расстояние ряда наклонных скважин от контура питания. Если
наклонные скважины расположены под углом р к контуру питания, то
дебит каждой скважины определяется формулой:
Q=
2-k-h-c7-AP
^^pi- p-smp
(1.8)
\—
L + —-lnn-R,0 J
где Lj - расстояние от контура питания до батареи наклонных скважин по
кровле или подошве полосообразного пласта.
Рис. 1.1 Схема прямолинейной батареи наклонных скважин, ориентированных
нараллельно контуру питания
Подобные
двухзабойных
формулы
получены
скважин,
и для определения
ориентированных
параллельно
дебита
или
перпендикулярно к контуру питания полосообразной залежи.
Во всех перечисленных выше формулах исследовано плоское
течение, хотя приток к наклонным и горизонтальным скважинам в
большинстве
случаев
происходит
с
участием
вертикальной
составляющей потока. Однако получение простых расчетных формул
при
учете
вертикальной
составляющей
потока
сопряжено
с
определенными математическими трудностями.
В
[17] приведен
простейший
случай
притока жидкости к
18
горизонтальной
скважине, середина
которой
находятся
в
центре
кругового изотропного пласта. В этой работе принята следующая схема
притока. Фильтрационное сопротивление состоит из суммы внешнего
сопротивления от контура питания до прямолинейной вертикальной
галереи и внутреннего, обусловленного тем, что вместо галереи имеет
место скважина. Эти сопротивления равны:
/J
2-л-к-п
L
l-71-k-L
In
—
(1.9)
l71R
а дебит горизонтальной скважины равен:
иЛ In
У
где
^ + —-In
L
L
2-7r-Rj
L - длина горизонтального ствола.
При аналогичной постановке дебит многозабойной скважины с п
горизонтальными стволами одинаковой длины, выходящими из одной
точки (центра кругового изотропного пласта), при равенстве углов
между ними, определяется формулой вида
(1-10) с той лишь
разницей, что в знаменателе вместо 4R пишется ;^R,. и вместо h/L
пишется h/(nL), где п - число стволов, х -параметр, зависящий от числа
стволов. При п=1 yj=A', п=2 % = 2\ п=3 % =1,86; п=4 х =1,78. Оценка
точности формулы
(1-10) была проведена путем сравнения
результатов расчетов с результатами электрического моделирования, и
установлено, что погрешность формулы не превышает 3,95%.
Из опубликованных после издания [17] работ, посвященных
производительности горизонтальных скважин, к наиболее ранним и
практичным относятся работы [8, 62, 64, 65, 66, 68].
В
работе
продуктивности
[66]
скважин
рассмотрена
за
счет
возможность
использования
повышения
горизонтального
бурения. В этой работе предложены расчетные методы для принятия
19
наиболее экономичного способа разработки нефтяной залежи, с выбором
^
между традиционными вертикальными скважинами, принятыми как
базовый вариант, и системой, включающей в себя скважины иного
диаметра
или
аналогичную
горизонтальные
продуктивность
скважины
при
равном
и
обеспечивающей
понижении
забойного
давления. Иными словами, речь идет о системе вертикальных скважин,
эквивалентной системе горизонтальных. В работе предложены два
метода расчета
числа
горизонтальной,
графический
используется
для
вертикальных
и
определения
скважин, заменяемых
численный.
числа
Графический
вертикальных
одной
метод
скважин,
эквивалентного одной горизонтальной при равных диаметрах ствола. Из
приведенного в [66] примера видно, что при мощности пласта 50 м,
радиусе скважины 0,1м, радиусе контура дренирования вертикальной
скважины 650 м и длине горизонтальной скважины 500 м, а также при
прочих равных условиях вместо одной горизонтальной скважины
необходимы 3,85 вертикальных. Кроме того, в работе [66] предложен
графический способ определения радиуса вертикальной скважины,
эквивалентной горизонтальной для пластов толщиной 10, 20, 50 и 100
метров. В этой же работе приводятся формулы для определения
продуктивности горизонтальной нефтяной скважины. Первоначально
рассматривается случай, когда горизонтальная скважина вскрывает
круговой пласт, мощность которого примерно равна диаметру ствола, и
середина скважины находится в центре пласта. Причиной потерь напора
в таком пласте может быть только горизонтальный поток. В этом случае
продуктивность
горизонтальной
скважины
будет
определяться
формулой:
20
c=
h
2-7г-к
ln-
(1.11)
L
2-R..
где L - длина скважины.
Автор [66] считает, что потери напора в пласте при фильтрации
жидкости к горизонтальному стволу состоят из двух величин: частично
из потерь на горизонтальном участке дренирования согласно
(1.11)
и
частично
из
потерь,
вызываемых
радиальной
конвергенцией линий тока, которые согласно [17] можно записать так:
2-7г-к-Ь
Тогда, с учетом
(1.12)
2-n-R^
(1 • 11)
в
(1.12),
продуктивность
горизонтальной скважины для кругового пласта определяется формулой:
2-п-к
С=
(1.13)
h
2-л-Я,.
2-R..
Кроме того, в работе
скважина,
расположенная
снабжаемого двумя
в
[66]
рассматривается
пласте
в
форме
горизонтальная
параллелепипеда,
контурами питания, параллельными скважине.
Конец и начало горизонтального ствола равноудалены
от сторон
параллелепипеда. Для такого случая потери напора, рассчитанные; в
горизонтальной плоскости, соответствуют потерям, возникающим при
фильтрации к вертикальной трещине, высота которой равна мощности
пласта h, а длина - длине горизонталыюй скважины L. Эти потери
согласно [66] имеют вид:
21
l-n-k-h
где
2-b
• arg с/г-
(1.14)
sin
b - длина стороны параллелепипеда, параллельная скважине,
а - ширина параллелепипеда.
Совместив формулу (1.14) с приведенной выше формулой (1Л2),
учитывающей потери напора, возникающие при замене вертикальной
трещины горизонтальной скважиной, автор [66] получил следующую
формулу для расчета продуктивности горизонтальной скважины:
2-п-к
С=
(1.15)
ch п-а
1
ащсп
sin
Если
длина
С=
В
работе
вертикальной
[66]
скважины
длине
Ъ
(1.16)
h
п-а
скважины,
равна
(1.15) примет вид:
1-п-к
дана
2-7t-R.
L
горизонтальной
параллелепипеда L=b, то формула
h
формула
для
определения
эквивалентной
радиуса
горизонтальной
по
продуктивности № круговом пласте, то есть, когда
R'
(1.17)
=•
2- 1+ /1 +
Работа
[60]
одна
из
4-Rl
немногих
публикаций,
посвященных
горизонтальным газовым скважинам, в которой, при допущении, что
приток газа к скважине происходит в условиях линейного закона
фильтрации, полут^1ена зависимость дебита скважины от депрессии на
пласт. На основе этой зависимости автор [60] предлагает метод
22
обработки
индикаторной
кривой,
полученной
по
результатам
исследования горизонтальной скважины на установившихся режимах.
Наиболее
приближенными
к
реальным
процессам
в
горизонтальных нефтяных и газовых скважинах следует считать работы
Алиева З.С, [1-6]. Основным отличием от выше описанных работ,
является учёт изменения давления по длине горизонтального ствола и
способ
замены
истинной
области
фильтрации
газа
областью,
вызывающей аналогичные с истинной потери давления. При этом в
призабойной
зоне
горизонтальной
скважины
принимается
гиперболический или параболический характер изменения мощности
пласта h(R) (рис. 1.2), а за пределами этой зоны рассматривается
плоскопараллельная фильтрация.
Рис. 1.2 Схема притока газа к горизонтальной скважине с параболическим или
гиперболическим характером изменения h(R) в нризабойной зоне (зона 1) и
плоскопараллельной фильтрацией за её пределами (зона 2)
Необходимо отметить, что круг работ, посвященных определению
производительности
горизонтальных
скважин,
очень
обширен
и
постоянно увеличивается.
1.2
Оценка моделей определения дебита горизоитальиых скважии
В работе [20] дается вывод формулы притока для горизонтальной
скважины (на основе теории ньютонова потенциала и асимптотических
разложений) в зависимости от геометрических параметров системы
«скважина + пласт» (зона, дренируемая горизонтальной скважиной
представляет собой слой усечённого параллельными плоскостями шара,
показанная на рис. 1.3г):
23
2-Л--1-АР
Qu=^-
L
In —
^^
h
(1.18)
In—^
h
где к,I - проницаемость в плоскости напластования;
h - МОЩНОСТЬ п л а с т а ;
АР -перепад давления;
ju - вязкость нефти;
L - длина горизонтального участка;
/?(. - радиус скважины;
Rf^ - радиус контура питания.
Указанная формула (1.18) была сравнена с формулами притока,
полученными другими авторами:
1
В.П. Меркулова [26] (рис. 1.3в):
к
2-h-L-AP
л
где
(1.19)
[2
In-
я
2
Я = 0.42б-а + 4.45;
а=
L
;
2-h
L - длина горизонтального участка.
2
Ю.П. Борисова [17] (рис. 1.3а):
к . 4R,2-я-Ь-АР
h
In
3
L
'^ '
L
(1.20)
h
2•п^R^.
S.D. Joshi [63, 67] (рис. 1.36):
к
(1.21)
a
In
•iL+h.
L
h
2-R,.
24
0,5
где
a=—
2
к„ - проницаемость в плоскости напластования;
h - мощность пласта;
АР -перепад давления;
// - вязкость нефти;
L - длина горизонтального участка;
R(. - радиус скважины;
R(. - радиус контура нитания.
4
G.I. Renard [20] (рис. 1.36):
ДР
_2-л-к-к
^'' ~
где
X=
~а
/г ,
+
—
-In
cos h(x) L
I
h
'
(1.22)
la
0.5
L
a=—
2
5
В.Г. Григулецкого [40] (рис. 1.36):
2-к- Jkff • ky • /?• /г• АР
1
(1.23)
ju-B,
L
L
2-n-R^,
где А:„ - горизонтальная проницаемость;
ку - вертикальная проницаемость;
Р = •yjkff /ку - коэффициент;
BQ - объемный Пластовый фактор нефти.
25
Переход ствола к
л
^Переход ствола к
вертик. направлению
Рис. 1.3 Схемы зоны влияния работы горизонтальной скважины,
принятые при решении задач фильтрации флюида к горизонтальному
стволу: а - круга; б - эллипса; в - прямоугольника; г - усечённого шара.
Выполненные расчеты приведены на рис. 1.4 - 1.7.
.•
Как видно из рисунков, модели Ю.П. Борисова, S.D. Joshi, G.I.
Renard и В.Г. Гиригулецкого при одинаковых условиях совпадают по
всем графикам. В то же время, из рис. 1.4 видно, что модель притока
(1.18) дает существенную линейную зависимость дебита скважины от её
длины, а остальные модели - логарифмические (выполаживающиеся)
зависимости.
Приведенные
представляют
исследовании
выше
формулы
(1.19) - (1.23),
большой интерес и могут быть
горизонтальных
скважин.
несомненно,
использованы при
Однако
приведенные
выражения имеют существенный недостаток - они не учитывают
изменение давления по длине горизонтальной скважины.
Все методики расчёта, имеющие в своей основе постоянное
давление по длине горизонтального ствола, как будет показано далее.
26
200
400
600
800
1000
Цлиял горгаогапалького участка, м
1200
1400
метод Ибрагимова А.И.
метод Меркулова В.П.
метод Борисова Ю.П.
метод Joshi S.D.
метод Renard G.I.
метод Григулецкого В.Г.
Рис. 1.4 Зависимость дебита от длины скважины
2
4
6
8
Радиус
1G
12
14
16
18
20
метод Ибрагимова А.И.
метод Меркулова В.П.
метод Борисова Ю.П.
метод Joshi S.D.
метод Renard G.I
метод Григулецкого В.Г.
Рис. 1.5 Зависимость дебита от радиуса скважины
27
200
100
300
400
500
600
Мощпасжь кяасжа^м
700
800
900
1000
метод Ибрагимова А.И.
метод Меркулова В.П.
метод Борисова Ю.П.
метод Joshi S.D.
метод Renard G.I.
метод Григулецкого В.Г.
Рис. 1.6 Зависимость дебита от мощности пласта
100
1
1
1
1
1
1
|6О
-
40 •
^
—
' " ' • • - - .
1
1
1
1
1
1
100
200
300
400
500
600
Радиус контура ншпакия ляаста, лс
700
метод Ибрагимова А.И.
метод Меркулова В,И.
метод Борисова Ю.П.
метод Joshi S.D.
метод Renard G.I.
метод Григулецкого В.Г.
Рис. 1.7 Зависимость дебита от радиуса контура
28
очень
ограничены
по применению
при расчётах
оптимальных,
продуцирующих по всей длине, конструкций ГС.
1.3
Анализ
гидродинамических
исследований
горизоитальных
скважин
Согласно
формулам
отношение
продуктивности
ГС
к
продуктивности ВС может достигать 3-10, фактическое соотношение
гораздо меньше. Различие коэффициентов продуктивности скважин в
начальный период эксплуатации не превышает 2-3, а с течением
времени снижается, их отношение уменьшается.
Задачи ГДИ можно выделить в две основные группы:
Группа А (скважина с ГС пробурена и освоена):
1) определение потенциальной продуктивности скважины с ГС для
планирования ГТМ (когда скважина не обеспечила планируемой
успешности);
2) контроль качества работ по интенсификации добычи (оценка
эффективности
очистки
призабойной
зоны,
воздействия
на
удаленную зону пласта);
3) определение геометрии фильтрационных потоков в пласте, вскрытом
скважиной с ГС, для определения размеров зон дренирования
скважины и удельных запасов на скважину.
Группа Б (скважина с ГС планируется к проводке и проектируется
ее профиль):
1) проектирование длины горизонтального участка;
2) проектирование
профиля
горизонтального
участка
и
числа
проходимых им прослоев (для неоднородных по вертикали и
тонкослоистых пластов);
3) оценка области и объема вскрытия горизонтальным стволом для
определения направлепия ГС по отношению к соседним забоям
(вовлечение в разработку недренируемых запасов).
29
Решение задач 1 и 2 из группы А связано с определением скинфактора в ГС и его изменением, а задачи 3 из группы А и 1 - 3 из группы
Б - с определением или перспективной оценкой (для проектирования)
работающей длины ствола, т.е. длины, которая реально обеспечивает
приток пластового флюида.
В настоящее время предложено большое число технологий и
устройств доставки приборов в ГС, разработанных в основном для задач
геофизических исследований [31]. Результаты подобных исследований
представляют
большой
практический
интерес
для
определения
оптимальной длины наклонно-горизонтального участка скважины.
Исследования горизонтальных скважин можно разделить на три
группы:
1) наземные исследования с построением индикаторных диаграмм по
данным исследований скважины на стационарных режимах (наиболее
информативными эти исследования являются при их проведении
поэтапно при бурении скважины);
2) определение профилей приёмистости наклонно-горизонтальной части
ствола скважины при спуске прибора на проволоке или гибких
трубах (эти исследования информативны только при уста1ювившейся
стационарной фильтрации);
3) исследования скважины на стационарных и нестационарных режимах
при размещении по длине горизонтального ствола «гирлянды»
приборов, размещённых в НКТ (в данных исследованиях необходимо
исключить влияние фильтра НКТ)
1.3.1 Определение «работающей» длины горизонтальных скважин
но результатам наземных исследованнй
В 1999г специалистами Калининградского морского управления
буровых работ и Научно - технического центра «Кубаньгазпром» была
30
пробурена первая в Калипинградской области наклонно-направленная
скважина с горизонтальным окончанием ствола [15].
Местоположение скважины было определено в северо-восточной
части Исаковского нефтяного месторождения (см. рис. 1.8) таким
образом, чтобы горизонтальный участок ствола скважины в проектном
азимуте вскрыл присводовую часть структуры.
Месторождение не новое, давно эксплуатируемое (около 20 лет),
достаточно хорошо изученное (см. рис. 1.9). Мощность продуктивной
части кембрийских отложений колеблется от 11 до 28м. Литологическипродуктивный горизонт представлен песчаником кварцевым, мелко и
среднезернистым, от светло- до темно-коричневого цвета, сильно
абразивного,
разной
степени
цементации.
Цемент
кремнистый,
глинистый, не карбонатный, тип - контактно-поровый. Залежь довольно
сильно обводнена. Положение водонефтяного контакта от 1,5 до 28м.
Дебиты ранее пробуренных фонтанирующих скважин достигали 60-80
м"'/сут. Газовый фактор 30-40 м"'/т. Градиент пластового давления
0,0108-0,0110 МПа/м.
В настоящее время фонтанирующих скважин на месторождении
нет. Работают две скважины, эксплуатируемые
глубинно-насосным
способом - продукция- нефть+вода - до 25 м^сут.
При бурении скважины 12 «Исаковская», для того чтобы выяснить
зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка в
продуктивном пласте, предполагалось провести испытания скважины в
три этапа, открытым стволом - по достижении длины ствола в пласте
равной 50 м, 100 м, 150 м. При первом испытании, т.е. после достижения
длины ствола 50 м по пласту при забое 2412 м, был получен хороший
приток нефти. Скважину отработали на различных гидродинамических
режимах с максимальной депрессией на пласт 6,4 МПа. Результаты
испытания приведены в табл. 1.1.
31
Условные обозначения:
горизонт, скважина
12
^
12'
^
д
"пилот"
g
|_^
^ a e Z o ^ ' "™'^"'"^" " " кровле
***
среднего кембрия
Рис. 1.8. Структурная карта Иссаковского месторождения.
Описание пород
Песок, глина
Алевролиты с прослоями мела,
мергелистые глины
Глинистые пески, слабосцементированные песчаники,
с прослоями глин,
алевролиты
Песчаники, алевролиты, глины с прослоями
известняков, мергелей
Ангидриты, каменная соль
Песчаники, аргмллиты
Аргиллиты, мергели, в нижней части - глинистые известняки
Известняки с прослоями аргиллитов
Песчаник мелкозернистый, кварцевый
Рис. 1.9. Литолого-стратиграфический разрез скв. 12 Иссаковская
32
Таблица 1.1.
№
Диаметр
пп
ппуцера,
мм
1
2
2
4
3
6
Дебит СКВ.,
м'^/сут
18,5
65
102,4
Средпее давление на
буфере,
МПа
6,4
4,6
3,7
Примечание
Содержание нефти в
продукте - 95%, воды 5%
После испытания первого участка ствола -
скважина была
переведена на раствор и продолжена бурением до глубины 2450 м.
Необходимо
отметить, что устойчивость
стенок скважины после
испытания не была нарушена, т.е. коллектор очень устойчив. На глубине
2450 м, при работе в продуктивном
мелкозернистом песчанике,
плотность раствора за счёт самоутяжеления (отсутствие центрифуги в
системе очистке), достигла значения - 1200-1210 кг/м^ и при нарушении
периодичности отрывов от забоя (1,5 часа без отрыва) - произошёл
дифференциальный прихват в бурильной колонны.
Нрихват был ликвидирован с помощью установки нефтяной ванны
(12 м^ нефти) при снижении репрессии на пласт до 0,6 МПа. Время,
затраченное на ликвидацию прихвата, составило 47 часов.
После этого было принято решение прекратить дальнейшее
углубление
скважины
и
произвести
повторное
испытание
продуктивного горизонта. В процессе испытания было выяснено, что
при увеличении длины ствола на 57% дебит скважины возрос на 10% - в
связи с чем было принято решение прекратить дальнейшее бурение
скважины.
В интервал 2100 - 2362 м был спушен хвостовик диаметром 168
мм и зацементирован с использованием пакера ПДМ-168.
Скважина сдана в разработку и устойчиво работает нефтью через
6 мм штуцер с дебитом около 100 м^сут, при 3,8 МПа избыточного
давления.
К
сожалению,
невозможно
провести
теоретический
анализ
33
нроведённых
исследований
датюй
работы, так
как отсутствуют
нараметры пласта и жидкости.
В работе [52] рассмотрены ГДИ горизонтальной скв. 106 ВерхТарского месторождения и предложен расчёт производительности ГС
вскрывшей несколько пропластков с высоковязкой нефтью.
Основным
продуктивным
пластом
этого
нефтяного
месторождения является пласт Ю]. Пробуренными скважинами пласт
вскрыт на глубинах 2444,0-2530,4 м. Общая его толщина составляет 7,224,8 м, эффективная - 4,2-17,6 м, нефтенасыщенная - 1,0-12,6 м. Пласт
Ю]
сложен
небольшими
песчаниками
по
толщине
и
крупнозернистыми
прослоями
алевролитами
аргиллита.
По
с
площади
прослеживается повсеместно. Пластовое давление равно 24,7-25,3 МПа,
пластовая температура - 84-87°С.
Таблица 1.2.
Интервал
Номер Привязка, Порнстость, Проннцаемость, Коэффициент
отбора
Ю'^мкм^
образца
м
доли
анизотронии
керна, м
1,40/1,47 0,138/0,147
11,400/0,181
15
7,9
2599,033
3,61/3,67 0,134/0,100
14,700/0,010
38,3
2605,5
9,260/0,114
38
4,63/4,67 0,139/0,127
9,0
0,80/0,86 0,132/0,147
1,560/0,560
55
1,7
2605,52,23/2,28 0,206/0,149
87,000/0,345
65
15,9
2612,0
24,784/0,242
14,6
Примечание. В числителе приведены характеристики керна вдоль напластования
горных пород, в знаменателе - пернердикулярно их напластованию.
Согласно
гидродинамическим
исследованиям
горизонтальная
проницаемость к^ составляет 0,01-0,04 мкм^. Пористость изученных
пород изменяется от 0,014
напластованию
равна
до 0,249, проницаемость параллельно
0,019-0,841
мкм^,
перпендикулярно
напластованию значительно ниже (табл. 1.2) [16].
Профиль горизонтального ствола запроектирован нисходящим
протяженностью 200 м. Фактический профиль горизонтального ствола,
вскрывшего пласт IOi представлен на рис. 1.10.
34
в табл. 1.3 приведены характеристики вертикальной скв. 111 и
горизонтальной скв. 106. Дебит скв. 106 ожидался в 1,5-2 раза выше
вертикальных. Такая зависимость нашла отражение и в проектных
документах:
в технологической
схеме разработки
месторождения.
Нехарактерное соотношение дебитов горизонтальной и вертикальной
скважин первоначально позволило сделать вывод о низком качестве
вскрытия пласта либо недоосвоении скважины. Однако впоследствии на
протяжении нескольких месяцев эксплуатационные характеристики
горизонтальной скважины не улучшились.
Высокие коэффициент
анизотропии (см. табл. 1.2) и расчлененность пласта (см. рис. 1.10)
являются основными причинами низкой эффективности эксплуатации
СКВ.
106.
1150,0 Отход, м
О
2320
Подошва пласта
Рис. 1.10 - Профиль горизонтального ствола скв. 106:
1 - работающие интервалы пласта Ю\; 2- ствол скважины
Как отмечается в работах [10,19] горизонтальная скважина должна
иметь очень большую протяженность для обеспечения достаточного
повышения дебита в условиях низкой вертикальной проницаемости и
наличия непроницаемых прослоев. Например, в «рябчиковых» породах
пласта ABi''^ Самотлорского месторождения, специфическое строение
которого
обусловлено
беспорядочным
слоисто-линзовидным
чередованием глинистых и песчано-алевритовых пород, эффективная
протяженность горизонтального ствола должна равняться 300-500 м
35
[10].
Эта
протяженность
горизонтального
ствола
в
пределах
продуктивной части пласта указана в работах [10, 53, 25], где приведены
результаты расчетов для некоторых месторождений Западной Сибири,
Даже в однородных пластах длина ствола горизонтальных скважин
должна быть больше, чем определяемая по выражению h^,--\]K/K (Ki толщина пласта; ^„ - вертикальная проницаемость), чтобы превысить
дебит
вертикальной скважины. Этой приближенной
зависимостью
можно воспользоваться для прогнозирования дебита горизонтальной
скважины.
Для расчёта дебита горизонтальной скв. 106 при коэффициенте
анизотропии, определенном при исследовании керна скв. 111, равном
14,8, и параметрах, приведенных в табл. 1.3 и ниже, авторы статьи
использовали модифицированное уравнение Ренарда, определяющее,
что дебит горизонтальной скважины равен сумме дебитов отдельных
участков горизонтального ствола, вскрывших работающие прослои.
Таблица 1.3
Номер
Диаметр
скважин штуцера,
мм
111
106
8
9
Исходные
Деирессия,
МПа
5,1
4,7
данные:
Дебит, Горизоитальиая Продуктивиость,
м^/сут проиицаемость,
м^/(сут-МПа)
•10"^ мкм^
89
25
17,46
95
27
20,42
нефтенасыщенная
толщина
Я„ =18,87 л/,
работающая толщина Я^,^,, =7,1 м, толщина первого прослоя h^ =1,9 м,
второго hj = 2,5 м, третьего h^ = 2,7 м, вязкость составляет 0,46 мПа-с.
Результаты расчета представленВ1 в табл. 1.4.
Сравнение
фактического
дебита
скв.
106
(95
м^сут)
с
рассчитанным с тестом влияния анизотропии и влияния непроницаемых
прослоев
(95,6
м^сут) показало, что
они практически
совпали.
Относительная погрешность составила 0,6%. Дебит нефти скв. 106,
рассчитанный без учета анизотропии составил 161,2 м^сут, с учетом
36
анизотропии - 90,8 м /сут. Рассчитанный дебит вертикальной скважины,
гипотетически дренирующей пласт IOi вместо скв. 106, в подобных
условиях составил 82,6 м^сут. Соотношение дебитов горизонтальной и
вертикальной скважин, рассчитанное без учета и с учетом анизотропии,
равнялось 1,95, с учетом анизотропии и влияния непроницаемых
прослоев - 1,16. Фактическое соотношение составило 1,15.
Таблица 1.4
Показатели
Прослои
Прослои второй
2,5
26,74
1785,9
33,6
Первый
1,9
20,32
1785,9
25,9
h
L
а
Q
Qrc
Третий
2,7
28,88
1785,9
36,1
95,6
Из приведенных данных видна необходимость учета вертикальной
анизотропии
и
влияния
непроницаемых
прослоев
пласта
при
проектировании горизонтальных скважин. Неучет их при обосновании
протяженности
горизонтального
ствола,
соответственно
и
дебита
горизонтальной скважины, не позволяет заметно увеличить
дебит
горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной. Низкий дебит
горизонтальрюй скв. 106 хорошо «вписывается» в теорию фильтрации
однофазной жидкости в неофаниченном анизотропном расчлененном
пласте к горизонтальной скважине, описанной модифицированной
формулой Ренарда.
Полученные результаты
по скв. 106 и другим на подобных
объектах свидетельствует о наличии оптимальной длины таких скважин,
составляюш,ей
350-400
м
в
условиях
Верх-Тарского
нефтяного
месторождения.
В этих двух примерах производительность ГС зависит прямо
пропорциональпо
от
длины
её
горизонтального
участка,
что
соответствует существующим методикам расчёта.
37
1.3.2 Газодинамические
исследоваиия
наклонно-горизоитальиых
скважин
Принимая
во внимание, что фонд
наклоно-горизонтальных
скважин в 0 0 0 «Кубаньгазнром» на сегодняшний день составляет более
60 скважин на Кущёвском нодземном хранилище газа и 5 скважин на
Александровском ПХГ, НТЦ «Кубаньгазпром» для их ГДИ разработан
автономный нрибор АГДИ048/125-16. Прибор позволяет проводить
замеры и регистрацию в твердотельную память прибора, и оборудован
следующими датчиками:
-
давления,
-
температуры,
-
механическим расходомером (дебит газа),
-
боковых потоков,
-
влажности,
-
акселерометром (зенитный угол),
- уровня шума,
-
измерения уровня естественного гамма излучения (для привязки
к продуктивным пластам),
-
термоанемометр.
К
настоящему
моменту
с помощью
этих
приборов
были
проведены исследования газодинамики всего фонда наклонных и
горизонтальных скважин [11-14, 39].
Порядок проведения исследований.
Перед
исследованием
проводится
промывка
скважины
специальными растворами, затем в течение 2-3 суток проводится
отработка скважины на факел и в коллектор.
Перед спуском прибора производится шаблонировка скважины.
Далее проводится спуск прибора до башмака НКТ.
38
Дальнейший спуск прибора проводится с постоянной скоростью
«0,069 м/сек до конца исследуемого интервала. В процессе спуска
прибор регистрирует данные, после чего производится подъём прибора.
Целью
приёмистости
исследований
является
определение
наклонно-горизонтальной
части
ствола
профилей
скважин.
В
комплексе исследований применялись автономные приборы ПГИ-33 и
ПГИ-48, позволяющие измерять: расход газа, давление, температуру,
шумометрию, относительную влажность, зенитный угол.
1200
80
100
-4
4-
Отход от вертикали, м
1270
Рис. 1.11 Профиль наклонно-горизонтальной газовой скважины.
400
1215
1235
1255
1275
1295
Длина НГС, м
Рис. 1.12 Результаты газодинамических исследований наклонно-горизонтальной
газовой скважины: / - нрофиль притока; 2 - нрофиль давления.
39
Исследования
одной
из
скважин
ПХГ
проводились
НТЦ
«Кубаньгазпром» 19.02.2002 г. - 21.02.2002 г.
Исследования проводились при фиксированном дебите 350 тыс.
м"'/сут. Давление на устье составляло 5,62 МПа. Температура на
групповой составляла 10 °С. Результаты исследований приведены на
рис. 1.12.
В
процессе
исследований
было
проведено
два
спуска
однотипными приборами ПГИ 48-3 и ПГИ 48-4, оборудованными
центраторами.
Скважина пересекает три пропластка 1, 1а, 1а^ (рис. 1.11). В
данной скважине по результатам проведённых исследований работала
только наклонная часть ствола.
Более информативными и интересными с точки зрения освещения
проблемы о нахождении «работающего» участка являются исследования
другой скважины. Эти исследования проводились на двух режимах
«закачки» газа с фиксированными дебитами 21.05.2004 г. — 24.05.2004 г.
На рисунке 1.13 показан профиль скважины, а на рисунках 1.14,
1.15 совмещённые графики профилей приёмистости и давления по
длине ГС.
По результатам исследований работала только половина ствола.
Причём
с
увеличением
расхода
«закачки»
увеличилась
«работающего» участка. К сожалению, чувствительность
длина
приборов
использующихся при ГДИ не позволяет найти характер изменения
давления в нефтяных скважинах. Поэтому наличие притока при ГДИ
нефтяных скважин оценивают по термометрии.
Как видно из этих двух примеров производительность ГС зависит
прямо пропорционально от длины её горизонтального участка до
определённого предела. Горизонтальная скважина имеет
большую
производительноть, чем вертикальная, но существуют ограничения.
40
50
100
150
200
250
Огеод от вертикали, м
1200
1400 -^
Рис. 1.13 Профиль наклонно-горизонтальной газовой скважины.
400 1
1450
1500
1550
1600
1650
1700
Длина НГС, м
Рис. 1.14 Профиль приёмистости (1) и распределения давления (2) по данным
газодинамических исследований 21.05.2004 г.
400 Т7-
1450
1500
1550
1600
1650
1700
Длина НГС, м
Рис. 1.15 Профиль приёмистости (1) и распределения давления (2) по данным
газодинамических исследований 24.05.2004 г.
41
1.3.3 Исследования горизонтальных скважин на установившихся и
неустановившихся режимах фильтрации
Проведение гидродинамических исследований горизонтальных
скважин
возможно
на специальном
геофизическом
кабеле или
колтюбинговой трубе. Однако данное оборудование не позволяет в
полном
объеме
выполнять
исследования
на установившихся
и
неустановившихся режимах фильтрации.
В БашНИПИнефти для проведения ГДИ разработана технология
доставки автономных глубинных приборов к исследуемому участку ГС
[24]. Ниже насоса спускается хвостовик необходимой длины из НКТ,
Конец
хвостовика
заглушён.
Элементами
хвостовика
являются
специально разработанные фильтры- контейнеры того же диаметра, что
и хвостовик. Внутри фильтра-контейнера, изготовленного под размер
спускаемых
глубинных
приборов, расположены
две крестовины.
Нижняя крестовина (втулка) имеет отверстие под конус и служит опорой
для глубинного прибора, на верхней крестовине имеется прижимной
болт для фиксации, прибора в крестовинах. Крестовины закрепляются
внутри контейнера с помош,ью винтов. Для обеспечения притока
жидкости на различных участках по окружности и длине контейнера
выполнено 6-8 ш,елевых отверстий шириной 5-6 мм и длиной 40-50 мм.
Для проведения ГДИ горизонтальных скважин был специально
разработан глубинный манотермофаф МТГ-20ММ. Согласно программе
ГДИ на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации
проведены исследования в горизонтальной скв. 3614 Ново-Хазинской
площади Арланского нефтяного месторождения. Как отмечалось ранее,
глубинные приборы в горизонтальной части размещены равномерно. В
первом контейнере (от забоя) находится прибор МТГ-20. Результаты
ГДИ, проведенных при трех режимах работы скважинного насоса,
представлены на рис. 1.16.
42
Оценка работающей части горизонтального ствола скважины
проводилась по изменению температуры (методом термометрии) во
времени по замерам каждого прибора порежимно. На рис. 1.16 показано
изменение температуры, измеренной глубинным прибором 111. Судя по
профилю изменения и значениям температуры на трех режимах (первый
режим 24,45 '^С, второй режим 24,46 °С, третий режим 24,46 °С)
увеличения
температуры
в
процессе
отбора
не
наблюдается,
следовательно, в этом интервале приток жидкости из пласта отсутствует,
В районе нахождения второго глубинного прибора (см. рис. 1.166) также
не наблюдается роста температуры: первый режим 24,40°С, второй
режим 24,41°С, третий режим 24,41°С. Таким образом, и в этом
интервале нет притока. Из рис. 1.16в графически и численно (первый
режим
24,53^С,
второй
режим
24,57°С, третий
режим
24,59^С)
наблюдается рост температуры, следовательно, в даньюм интервале
имеется приток жидкости. В районе четвертого глубинного прибора (см.
рис.
1.16г),
исходя
из
результатов
термометрии,
имеется
незначительный приток жидкости.
Для получения более точной информации (по большему числу
точек) предлагается несколько раз передвинуть приборы вместе с
трубами. Такие исследования проведены на Югомашевском нефтяном
месторождении. Схема компоновки и доставки в горизонтальную часть
скважины аналогична ранее описанной. По программе проведения ГДИ
в СКВ. 4866го предусматривалось перемещение глубинных манометров
МТГ-20ММ для более полного охвата всего горизонтального участка
скважины. После передвижения приборов глубина их расположения
изменилась на 20 м.
Интересно
температуры
во
рассмотреть
времени
результаты
после
изменения
перемещения
давления
приборов.
и
После
проведения подъемных операций скв. 4866го введена в эксплуатацию
43
a)
•)«
8БХЮ0
84,500
84,000
83,S00
83,000
1
1
I
82,500
StjOO
81Л0О
I
1
74,900
1\
I
(Iw
80,500
80,000
12,09.03320:06
i
r-
I
1
i
2Ь09ЛЭ1857-OS
24,rao
t
1
jiiL
Ч
1
0910.0310.^06
'^
24,8110
.
^
^
1
^
^
24.500
24,400
lfll
1
ll f
23.1OJ032-13:06
«I
24.300
24,200
24,100
Об-ПО31751:06
24,000
1911 (S 9 26-06
85,000
84J0O
24.100
вод»
2ЬО9,Ю 1601:58
08.10038:43 58
24JQ0O
10.0313:0049
07110317.18,49
21,11.03213649
2110031:25:58
02,11Д8 18:07:58
24,000
15,11.0310:48:58
12X190323:19:58
Рис. 1.16 Кривые изменения давления и температуры при трех режимах работы
скважинного насоса, которые сняты в районе расположения первого (а), второго (б),
третьего (в) и четвертого (г) приборов.
44
ОС 06 04 19:42 25
1105 04 2 Oe 25
Рис. 1.17 Кривые давления и температуры в скв. 4866 после передвижения приборов
на 20 м (по сравнению с первоначальным положением) от забоя скважины.
Т,
22000
310504115807
04060*21:14:07
0906.04 63107
13.06041&48Л7
180604 t:0SO7
19.000
22.060410:22^7
Рис. 1.18 Кривые давления и температуры в районе расположения четвертого прибора.
Результаты,
полученные
нижним четвертым
прибором
ПО,
расположенным на расстоянии 69,25 м от забоя и 1271,75 м от устья
скважины, подтверждают
снижение температуры
наличие притока из пласта.
при
вводе
скважины
Отмечаются
в эксплуатацию
и
повышение ее при остановке для снятия КВД (рис. 1.17). На участке
расположения
второго
прибора
111
изменение
температуры
не
наблюдается. Манометр находится на расстоянии 130,15 м от забоя и
1210,85 м от устья скважины. Пласт в этом интервале не работает приток жидкости из пласта отсутствует.
Третий от забоя прибор 115, расположенный на расстоянии 192,3
м от забоя и 1148,7 м от устья, также не зарегистрировал изменение
температуры,
что свидетельствует
об отсутствии
притока в этом
45
интервале.
На рис. 1.18 приведены данные четвертого прибора, находящегося
на расстоянии 253,55 м и 1087,45 м от устья скважины. Перепад
температуры
составляет
0,1°С
(максимальная
температура
равна19,534°С, минимальная - 19,435°С), что характеризует наличие
притока жидкости в районе расноложения четвертого прибора.
Таким образом, применение метода
термометрии
позволило
установить работающий участок горизонтального ствола скважины в
исследованных интервалах. Если считать от забоя скважины, то на
участке 110 м -приток имеется; 110-212 м - приток отсутствует; 212-273
м - приток имеется.
Для
инструментального
подтверждения
правомерности
использования «работающей длины» ГС, равной длине, определенной
по исследованию на приток геофизическими методами, при решении
задач 3 группы А, 1 - 3 группы Б и при обработке
промысловых
подготовлен
исследований
и проведен
скважин,
промысловый
результатов
СургутНИПИнефть
эксперимент
в
был
скважине,
оборудованной СШН, с размещением «гирлянды» из шести автономных
приборов с заданным интервалом в длинном хвостовике [30].Профиль
скважины с отметками размещения приборов приведен на рис. 2. Пласт
Б10,
который
полностью
пройден
ГС,
характеризуется
высокой
неоднородностью проницаемости по вертикали. Так, проницаемость по
керну верхней части пласта почти в 4 раза больше проницаемости
нижней. Верхняя часть пласта от нижней отделена непроницаемым
прослоем, проекция которого на ось абсцисс выделена заштрихованным
прямоугольником (рис. 1.19). Нижняя часть пласта по результатам
геофизических исследований является нефтенасыщенной (проекция на
ось абсцисс выделена черным цветом), верхняя - водонасыщенной
(проекция
выделена
синим
цветом).
ГС
скважины
оборудован
46
нецементируемым хвостовиком с щелевыми фильтрами, отмеченными
по стволу красными линиями. Суммарная длина щелевых фильтров 80
м, и по фильтрам геофизическими методами определен приток. Приборы
размещены по ГС в точках, отмеченных на профиле вертикальными
линиями с указанием длины по стволу. Проекция ГС от кровли до
подошвы на вертикаль равна 12 м. Средняя проницаемость пласта,
определенная
гидродинамическими
методами
по
наклонно
направленным скважинам, равна 0,004 мкм^.
В
промысловом
высокочувствительные
одновременной
эксперименте
комплексные
регистрации
иснользованы
автономные
температуры
приборы
и давления
для
АМТ-07
с
продолжительностью работы до 47 сут при временной дискретности
замеров 180 с.
Скважина была исследована на трех неустановившихся и трех
установившихся
режимах
фильтрации.
На
всех
установившихся
режимах скважина продуцировала пластовой водой с пленкой нефти.
Последовательность смены режимов: вывод скважины после спуска
хвостовика с приборами и насоса на установившийся режим с дебитом
15 м'^/сут; остановка скважины для снятия КВД на 72 ч с одновременной
регистрацией КВУ; вывод скважины на установившийся режим с
дебитом
12
м /сут;
остановка
скважины
для
снятия
КВД
с
одновременной регистрацией КВУ; вывод скважины на установившийся
режим с дебитом 7 м''/сут; остановка скважины для снятия КВД с
одновременной регистрацией КВУ. После окончания всех циклов
проведен подъем компоновки.
При считывании данных с приборов выяснилось, что приборы,
размещенные на отметках 2760 и 2800 м профиля (см. рис.
отказали
из-за
физических
разрушений
элементов
1.19)
питания
47
750
800
850
900
Отклонениеотвертикали, м
950 1000 1050 1100
I
12390
1
2780
I 2395
1
2800 C ,
^^
1 2870
T -...A/
'' 2400
2405
u
Кровляг tacTa2396
A \
L
Подоиюа RftacTa 240ft-
2410
27814-2862.0
2914.0 29810
Рис. 1.19 Профиль горизонтального участка скв. 169 Конитлорского месторождения.
100
I
200 300 400 500 600 700
С
8
A I Время, Ч
Рис. 1.20 Совмещенный график барометрических исследований по ГС скв. 169 тремя
приборами, расположенными в точках А, В, С на рис. 1.19
78.5
U
о
100 200 300 400 500 600 700
Относительное время, ч
Рис. 1.21 Измерение температуры по горизонтальному стволу скв. 169, замеренное
тремя приборами в точках А, В, С на рис. 1.19
48
(использовались
элементы
DURACELL
ULTRA
с
допустимой
температурой до 80°С), и информация в них не сохранилась. Остальные
приборы были оснащены элементами питания SonnenShain SL-560 с
допустимой температурой
до
125 С. Таким образом, информация
получена в трех точках профиля ГС, отмеченных на рис. 2 точками А, В
и С.
Совмещенные кривые для трех режимов работы скважины
поканалу давления и каналу температуры приведены соответственно на
рис. 1.20, 1.21. Кривая давления (см. рис. 1.20) демонстрирует условия
для фильтрации на всех участках ГС. Однако этого не происходит, т.е.
нефтенасыщенная часть ГС не продуцирует, и тот факт, что продукцией
скважины является пластовая вода, говорит о том, что реально работают
первые фильтры (от кровли до точки С профиля на рис. 1.19).
Работающая длина горизонтального участка ствола скв. 169гр
Конитлорского месторождения составляет менее 40% фактической, и на
всем протяжении работающего участка наблюдается приток пластовой
воды.
При малых скоростях движения жидкости низкой вязкости (малые
дебиты) в стволе скважины потери давления по стволу скважины
незначительны. Работающая длина горизонтального участка скважины
диагностируется изменением температуры по стволу.
Для ГДИ горизонтальных скважин наиболее информативной
трудоемкой и затратной является технология размещения приборов в ГС
с
заданным
интервалом
и отсечением
ГС
от
наклонной части
пакерованием.
По гидродинамическим исследованиям можно сделать следующие
выводы об особенностях эксплуатации горизонтальных скважин:
-
На стадии проектирования системы разработки необходимо
проводить расчет оптимальной длины горизонтального участка с
49
учетом геологических особенностей эксплуатационного объекта,
используя средние фильтрационные параметры для участка
проводки скважины, определенные
наклонно
направленным
термогидродинамических
по
вертикальным
скважинам,
моделей
на
или
основе
фильтрации многофазной
жидкости в условиях неоднородного пласта.
-
Существует предел длины горизонтального участка, до которого
выполняются методики расчёта, принимающие постоянным
давление по её длине.
-
ГДИ
показали
наличие
предельной
работающей
длины
горизонтальной скважины, превышение которой не только не
увеличивает общую производительность скважины, но так же не
увеличивает площадь фильтрации. Интервал горизонтального
участка после этого значения просто не работает.
-
При увеличении объёма закачки (отбора) жидкости (газа) в
скважину
увеличивается
и
работающий
интервал
горизонтального участка.
-
На
данное
работающего
время
отсутствует
интервала
точная
методика
горизонтального
участка
расчёта
и,
при
проектировании его длины опираются на ГДИ уже пробуренных
скважин на подобных месторождениях.
Итак,
опыт
ГДИ
горизонтальных
скважин
показал,
что
большинство из них продуцируют только на половине горизонтального
участка. Поэтому необходимо определить основные нричины данного
явления и разработать методику расчёта, позволяющую проектировать
горизонтальные
скважины,
работающие
на
всем
вскрываемом
интервале.
50
1.4
Анализ осложнений нрн механнзнрованном снособе добычи
нефти в наклонно-нанравленных скважннах
Большинство
горизонтальные
месторождений,
скважины,
на
которых
с трудноизвлекаемыми
проектирую
запасами или
находятся на поздней стадии разработки. Эксплуатация этих скважин
чаще всего возможна только механизированным способом. При этом
используются, получившие наибольшее распространение СШНУ.
Условия
работы
насосного
оборудования
в
наклонно
направленных скважинах (ННС) и условно - вертикальных существенно
различаются [56].
По
мнению
большинства
специалистов,
при эксплуатации
наклонных скважин штанговыми насосами наблюдается интенсивный
износ штанг, штанговых муфт и насосно-компрессорных труб. Это
приводит к снижению срока службы штанг, муфт и особенно НКТ по
сравнению со сроком службы в аналогичных по условиям эксплуатации
вертикальных
скважинах.
Кроме
того,
в
наклонных
скважинах
возрастает амплитуда нагрузок вследствие увеличения нагрузок при
ходе вверх и снижения их при ходе вниз. По этим причинам формулы
для определения экстремальных значений нагрузок в точке подвеса
штанг в вертикальных скважинах не могут быть использованы для
расчетов в наклонно направленных скважинах.
Вследствие всего этого резко снижаются показатели МРП в
наклонных скважинах по сравнению с аналогичными показателями
вертикальных скважин в идентичных условиях.
В работах, выполненных в разных нефтяных районах страны, на
основе анализа опыта эксплуатации штангового насосного оборудования
показано, что межремонтный период их работы резко снижается с
увеличением угла отклонения ствола скважины от вертикали. Например,
по данным ЦНИЛ ПО «Нижневартовскнефтегаз»
прослеживается
51
существенное влияние угла наклона ствола на продолжительность МРП
для скважин, оборудованных УСШН [51] (табл. 1.5).
Таблица 1.5 - Зависимость продолжительности МРП для УСШН от угла наклона
ствола
Угол наклона
Длина подвески,
МРП, сут
ствола, град
м
20
365
1270
1310
25
345
30
1350
315
275
35
1400
40
1450
225
45
1560
175
В работах Т.М. Алиева [7] утверждается, что подача глубинного
насоса значительно снижается с увеличением отклонения его оси от
вертикали. Проведенные им эксперименты на стендовой скважине
показали, что с ростом угла наклона скважины утечки жидкости через
клапаны
увеличиваются
и,
как
следствие
этого,
происходит
преждевременное истирание седла клапана. Кроме того, установлено,
что при углах наклона 15^, 45° и 60° подача насоса уменьшается
соответственно на 10, 25 и 40%. Другие исследователи утверждают, что
в наклонных скважинах в связи с отклонением движения клапанов от
осевой линии пропуски жидкости через клапан намного увеличиваются,
и рекомендуется устанавливать насос на участке, соответствующем
наименьшему значению зенитного угла. На подачу насоса в скважинных
условиях влияет множество факторов. Очевидно, что отрицательное
влияние 0Д1ЮГ0 фактора компенсируется положительным влиянием
другого. Например, увеличение
угла отклонения оси насоса
от
вертикали ухудшает условия работы шарового клапана, но улучшает
условия сепарации газа у приема, так как наклонная труба служит
естественным сепаратором.
Вследствие
всего
этого
необходимо
совершенствование
технологии механизированной эксплуатации наклонно направленных
скважин.
52
1.5
Осиовиые задачи исследований
Применение ГС на месторождениях
с
трудноизвлекаемыми
запасами в настоящее время становится приорететным. Как показал
анализ
литературных
источников,
отсутствие
методики
расчёта
изменения профиля притока (приёмистости) и распределения давления
по
длине
горизонтальной
скважины,
а
также
эффективного
механизированного способа, способного успещно адаптироваться к
скважинным условиям в щироком диапазоне изменения режимных
параметров, в том числе при больших углах наклона, серьезно
затрудняет эксплуатацию ГС. В связи с этим, для достижения цели
диссертационной работы — выявление особенностей эксплуатации
горизонтальных скважин при их механизированной эксплуатации, и
создание
технологии
исключающей
осложнения
и позволяющей
рационально использовать горизонтальный ствол скважины, должны
быть теоретически и экспериментально решены следующие задачи
исследований:
1.
Разработка методики расчёта профиля притока (приёмистости) и
распределения
давления
по длине
наклонно-горизонтального
участка скважины.
2.
Разработка технологии, учитывающей особенности эксплуатации
горизонтальных скважин механизированным способом, с расчётом
оптимальной конструкции и размещения насосного оборудования.
Таким образом, для рещения задач исследований необходимо
выполнить значительный объем теоретических работ, а также стендовых
экспериментов.
Кроме того, необходимо проверять разработанные технические
решения на мировую новизну и в случае положительных результатов
незамедлительно проводить патентование, чтобы утвердить приоритет
отечественной науки и опередить зарубежных конкурентов.
53
2
Разработка
методики
(приёмистости)
и
расчёта
распределеиия
ирофиля
давления
притока
по
длиие
горизоптального ствола скважипы
2.1
Задача
о
притоке
(оттоке)
жидкости
к
бескоиечиой
горизоитальпой перфорироваипой трубе
Для качественного изучения влияния притока (оттока) жидкости
через круглые или прямоугольные поперечные отверстия на динамику
движения жидкости и струй внутри горизонтальной перфорированной
трубы была создана экспериментальная установка представленная на
рисунке 2.1.
10
Рис. 2.1 Лабораторная установка для качественного изучения влияния иритока
(оттока) жидкости па гидродинамику внутри горизонтальной перфорированной
трубы.
Из
напорного
бака
по
патрубку
9
вода
поступает
во
вспомогательные ёмкости 1, между которыми расположена трубка 2
диаметром 30 мм и длиной 140 см. По длине трубки 2 на равных
расстояниях впаяны по периметру по три трубочки 4 диаметром по 3 мм.
Эти трубочки соединены с помощью резиновых шлангов 5 с тремя
баллонами 6, залитыми цветной жидкостью. На выходе из баллонов
54
установлены автоматические краны 8, которые могут одновременно
открываться при включении устройства 7. Отработанная жидкость по
трубе 10 отводится в амбар.
Трубка 2 разрезанная и соединяется с помощью муфт 11, которые
позволяют
поворачивать
предусмотрены
среднюю
тройники,
часть
позволяющие
трубки.
На шлангах
одновременный
5
впуск
жидкости в три трубочки 4 в любом сечении трубки 2. Для герметизации
системы предусмотрены сальники 3, соединяющие трубку 2 с баками 1.
Расход
жидкости
в
трубке
2
определяется
расходомерами,
установленными на входе 9 и на выходе 10. Расход жидкостей из
баллонов 6 определяется по шкале линейки 12. Предусмотрен вариант
создания
постоянного
напора
поступления
жидкости
через
периферийные отверстия 4. Манипулируя шлангами 5, установка
позволяет изучать различные варианты ввода 3-х цветных жидкостей из
баллонов 6 в различных сечениях трубки 4. Скоростная и цветная
съёмка позволила наблюдать картину смешения жидкостей при входе в
трубку 2 из трубок 4 и их взаимное влияние. В экспериментальной
установке предусмотрен вариант движения газожидкостной смеси [9].
2.1.1 Аналитичеекое
исследование
движения
жидкоети
в
цнлиндричеекой трубе е иериферийным вводом
С целью аналитического исследования движения жидкости в
цилиндрической трубе с периферийным вводом запишем следующую
систему уравнений [33, 34]:
dx
где
- изменение гидравлических
сопротивлений по длине трубы
- изменение расхода жидкости по
длине трубы
(2.1)
(2.2)
Q - переменный по длине трубы расход жидкости;
X — текущее сечение трубы (ось Ох направлена по движению
основного потока);
55
b - сопротивление трубы, h = /{Л, d);
d - диаметр трубы;
АН - потери напора по длине трубы;
а
-
коэффициент, учитывающий
площадь
отверстий
S и
коэффициент истечения fi, а = cpijx, S).
Из уравнений (2.1) и (2.2) легко получить
или
(2.4)
Если ввести в рассмотрение новую переменную (р =
, то
уравнение (2.3) можно записать в виде
(2.5)
где производные взяты уже по (р.
Так как начало отсчета (х=0) ведется от конца ГС и он считается
закрытым, то можно занисать следующие граничные условия:
при X = ^ = О;
) Х )
0
(2.6)
где AHQ - напор в начале трубы.
О'
Для решения задачи (2.5), (2.6) введём неременную / = — . Тогда
Отсюда
(2.8)
воспользовавшись уравнением (2.5), получим
56
Q
Q
(2.9)
Q
или
(2.10)
Уравнение (2.10) легко интегрируется
(2.11)
1
—j=arctg-
= сл—In
6
(2.12)
Постоянную с находим из граничного условия: при (р =0, Q((p)=O,
2-л/3*
(2.13)
Таким образом, имеем
л
1 .
1
(2.14)
2./
Уравнение (2.14) не позволяет в явном виде определить / как
функцию аргумента (р, но дает возможность определить предельную
длину горизонтального участка скважины [35], при которой Q=Q, т.е.
Л"
''
„
2-л/з
л
2-л
л
6-л/з
6-л/З
3-V3
= 0.6046.
(2.15)
Переходя к переменной х, находим
'"'•^ ^ =0.6046.
(2.16)
Были выполнены ряд расчетов по определению коэффициентов а
и b по формулам гидравлики для турбулентных режимов жидкостей и
струй.
57
Величина a^-b может приближенно рассчитываться но формуле
//'•/[•-•р^ -10-' (здесь /^ = 0.5, Я = 0.003, (/«0.1м, d^ «0.01м).
d
\^d')
Размерности коэффициента а м
, коэффициента b сек
м
сек
Таким образом, принимая указанные величины за расчетные,
получаем
а^-6 = 7.5-Ю''". Тогда предельная длина
горизонтального
участка будет равна
0.6046.10'^338 м.
(2.16)
7.2112
"
^
^
Выполненные расчеты весьма приближенные, т.к. коэффициенты
[Л vi X приняты нами для случаев течения жидкости при установившемся
режиме.
Таким
образом,
аналитически
обосновано,
что
существует
предельная длина горизонтального участка горизонтальной скважины,
превышение которой не увеличивает дебит скважины.
2.1.2 Приближенный
метод
нахождения
аналитической
зависимости дебита от длины горизонтальной скважины
Решение
«простейшего»
уравнения
движения
жидкости
в
горизонтальной перфорированной трубе не даёт возможности получить
аналитическую
зависимость дебита
от длины скважины. Однако
получено точное значение предельной длины горизонтального ствола (р,у
{Lmax)- Численное
решение
уравнения
Q"Q'=Q^
при
заданных
граничных условиях также не представляет большого интереса. Поэтому
предложен приближённый метод решения указанной задачи.
58
Пусть
напор
в
граничном
сечении ^^р (х = Ь^ах) известен и равен
AHi. Тогда расход жидкости через
первое
перфорационное
сечение
составит
Двигаясь от данного сечения к
концу
горизонтального
участка
*'"^- 2-2 Движения жидкости в
горизонтальной перфорированной
трубе при нагнетании.
можно последовательно записать (см. рис. 2.2)
(2.18)
(2.19)
(2.20)
Тогда
qf^a'bQf;
(2.21)
a\
(2.22)
Полученные
можно
результаты
представить
графически (рис. 2.3). Если
Рис. 2.3 Графическое определение расхода
жидкости через перфорационные отверстия.
от точки X = Lmax Две прямые под углом а = arctg{a4b), то можно
построить графически полученное решение. Если теперь считать, что
перфорационные отверстия равномерно распределены вдоль трубы, то
отношения qj; q2\ q3',...qn можно представить в виде
"^,
(2.23)
59
где
qo — количество жидкости, поступающее в начале скважины {х=^*
Qmax - максимальный расход жидкости {х = ЬтахУ,
Тогда расход в произвольном сечении перфорированной трубы
будет равен
Q =Q
Полученное
выражение
(1-е -^'"').
позволяет
(2.24)
приближённо
определить
расход жидкости в произвольном сечении. М о ж н о показать, что
= TJ
Однако
основное
внимание
необходимо
уделить
определения коэффициентов а и Ь, характеризующих
методам
гидравлические
сопротивления через перфорационные отверстия и по длине трубы.
Практика показала, что нахождение коэффициентов а и Ь, при
расчёте
по выше описанной методике связано со значительными
трудностями. Это заставило пересмотреть подход к р е ш е н и ю задачи.
Новый
подход
заключается
в
рассмотрении
изменения
потенциальной энергии потока при всасывании или нагнетании, как
переход в кипетическую составляющую, а не как невосполнимую
потерю полного давления.
2.1.3 Течение со слиянием потоков или разделением потока.
Тройники могут быть установлены как на всасывании (вытяжной
тройник) при слиянии потоков, так и на нагнетании (приточные
тройники) при разделении потока.
При слиянии двух одинаково направленных потоков, движущихся
с различными скоростями, имеет место обычно турбулентное смешение
потоков, сопровождаемое невосполнимыми потерями полного давления.
В процессе смешивания происходит обмен количествами движения
между частицами перемещаемой среды, обладающими
различными
скоростями. Этот обмен способствует выравниванию поля скоростей
60
потока. При этом струя с большей скоростью теряет часть кинетической
энергии, передавая её струе, движущейся с меньшей скоростью.
Разность полных давлений между сечениями до и после смешения
для струи, движуш,ейся с большими скоростями, всегда большая
положительная величина. Эта разность тем больше, чем значительней
часть энергии, передаваемая ею струе, движущейся с меньшими
скоростями. Поэтому коэффициент сопротивления, определяемый как
отношение
указанной
скоростному
разности
давлению
в
полных
данном
давлений
сечении
к
всегда
среднему
величина
положительная.
Запас энергии струи, движущейся с меньшими скоростями, при
смешении увеличивается. Следовательно, разность полных давлений и
соответственно коэффициент сопротивления ответвления, в котором
поток движется с меньшей скоростью, могут иметь и отрицательные
значения. Это имеет место, когда появляются дополнительные силы,
внешние по отношению к данному потоку. Так например, при отсосе
потока через боковой канал, заделанный заподлицо в стенку под углом,
большим 90^ и наличии внешнего (по отношению к боковому каналу)
потока последним создаётся дополнительный наддув. В результате
поток
в
боковом
превосходящую
канале
при
приобретает
некоторых
дополнительную
отнощениях
скоростей
энергию,
энергию,
затрачиваемую на механическую работу сил сопротивления канала.
Другим примером может служить вытяжной тройник, в котором
при некоторых отношениях расходов часть энергии потока в проходном
канале (проходе) тратится на подсос жидкости (газа) через боковое
ответвление (эжекционный эффект), т.е. поток в боковом ответвлении
приобретает дополнительную энергию за счёт энергии внешнего по
отношению к нему потока в проходе тройника. В перечисленный
примерах
отрицательные
значения
коэффициента
сопротивления
61
указывают, что происходит прирост энергии, а
не потеря её [21].
На рис. 2.4 показан тройник с углом
вдува (оттока) струю 90^. Известны величины
расходов прямого Qn и бокового Qs потоков,
причём
разность
S^+Sf, > S^.. Необходимо
пьезометрических
определить
напоров
между
сечениями 1-1 и 2-2.
Рис. 2.4 Тройник с углом
вдува (оттока) струи 90 .
Составляем уравнение Бернулли для сечений 1-1 и 2-2.
+•p-g
где
J/2
Р
у^
2-g
p-g
2-g
(2.25)
z, = Z2 - удельная потенциальная энергия положения частицы
жидкости;
У„ =^^, V^= ^^—=^ - скорость прямого и суммарного потоков;
И^ =0 - потери полного напора по длине принимаем равными 0.
Отсюда,
принимая
5'„ = S^ = S^^,
находим
разность
ньезометрических напоров:
(2.26)
Находим
коэффициент
местных
гидравлических
потерь
пьезометрического напора:
Р-8
' V} ^
Формула
Q]
Ql
(2.27)
(2.26) показывает не потерю полного давления, а
переход потенциальной энергии в кинетическую. Это справедливо при
соотношении расходов до 0,1.
62
О•
о
0,02
0,04
0,06
0,08 Qe/Qe 0,1
-•-по формуле, получерпюй автором -ic-no формуле Левина
Рис. 2.5. Сравнительный график расчёта коэффициента местного сопротивления от
вдува (оттока) струи 90°.
На рис. 2.5 показано сравнение формулы (2.27) с формулой
С.Р.Левина
(2.28)
[23],
определяющей
коэффициент
сопротивления ненормализованных тройников обычной формы:
/
Q.
ДР
Зп(Левин)
На рис. 2.6 показан ха-
\2
(2.28)
h, Л1,
рактер изменения напора по
длине трубы при наличии дополнительного
бокового по-
тока (1) и без него (2). На основе
полученной
формулы
(2.27) для коэффициента со-
О
х,м
противления бокового потока
было получено приближённое
решение задачи о притоке (от- Рис 2.6. Изменения напора по длине трубы при
паличии дополнительного бокового потока (1) и
токе) по длине бесконечной
gg^ него (2)
перфорированной трубы.
63
2.1 A Экспериментальное нахождение предельной «работающей»
длины горизонтальной нерфорированной трубы
Для
экспериментального
производительности
нахождения
горизонтальной
зависимости
перфорированной
трубы
от
суммарной площади её отверстий был создан лабораторный стенд,
сборочный чертёж которой изображён на рис. 2.7.
Стенд состоит из прозрачного пластикового
баллона
13 и
закреплённых в нём, с помощью щпилек 10 и крепёжных дисков 4, 5, 12,
14, соосно двух трубок 7, 11. На металлических трубках 7, 11 надеты
прозрачные патрубки 8, 9. Патрубок 9 был проперфорирован двумя
рядами отверстий по 8 отверстий в каждом. На трубке 7 с помощью
гайки
1
закреплялась
шайба
2
(эксперимент
проводился
с
использованием шайб с отверстиями различного диаметра - 1; 2,7; 4; 5,5
мм).
5
6
7
8
9
10 11 12
13 14 15
16
Рис. 2.7 Лабораторный стенд для нахождения зависимости производительности
горизонтальной перфорированной трубы от суммарной площади её отверстий.
оо
оо
оо
m
а)
-
h
оо
оо
оо
1
1
б)
1
- =::,:;'
оо
оо
оо
6}
Рис. 2.8 Схематичное изображение эксперимента
64
Все
опыты
проводились
с
постоянным
уровнем
воды
относительно оси трубки Н=18 см.
На трубке 7 закреплялась шайба 2, баллон 13 заполнялся водой, и с
помощью резьбы на трубке 7 изменялась длина щели между патрубками
8 и 9. Для визуального наблюдения за ходом эксперимента с «глухого
конца» трубки 11, с помощью укороченной иглы 15 и шприца 16,
подавалась полимерная краска. В ходе эксперимента проводилась
видеосъёмка.
Основной целью эксперимента являлось
нахождение
длины щели, при которой перфорационные отверстия на патрубке 9
переставали работать. Схематично ход эксперимента изображён на
рисунке 2.8 (ll<l2<Lax)0,003
0,002 -
0,001 -
О
О
0,001
0,002
0,003
0,004
0,005
сГо^м
Рис. 2.9 График экспериментальной зависимости длины щели от диаметра
выходного отверстия
При изменении длины щели визуально наблюдалось уменьшение
расхода через отверстия в патрубке 9 и изменение траектории потока
проходящего через щель. Примерное изменение траектории показано на
рисунке 2.8 (а-в). При достижении определённой длины щели (на
каждом выходном диаметре своя максимальная длина щели) отверстия
полностью переставали работать (рис. 2.8 в).
Экспериментальная зависимость «максимальной» длины щели,
при которой отверстия в патрубке 9, изображённом на рисунке 2.7, не
работают, от диаметра выходного отверстия приведена на рисунке 2.9.
65
2.1.5 Приближённое решенне задачи о расиределении расхода и
давлеиия в горизонтальной нерфорированнои трубе
Для
эксперимента,
проведённого
на лабораторном
стенде
изображённом на рисунке 2.7, распределение расхода Qi и напора /г,- по
длине щели рассчитывалось по следующему алгоритму [36]:
1) Находим действительный расход Qo через отверстие с диаметром do
(рис. 2.10):
(2.29)
-- Hi.
2) Мысленно
отверстие
отсекаем
выходное
(Qo^Qmp) и составляем
уравнение Бернулли для сечений 1-1
и 2-2 (рис. 2.11):
2 J
V'
р-8
Р
где p-g
Р
д
(2.30)
^z,+2-g
P-S
V^
•'тр
(2.31)
= p-g ;2-g
Отсюда начальный перепад напора
д л я с е ч е н и я 2 составляет:Ahr.
=z,-z.-
Щ
Рис. 2.10. Схема для определения
начального перепада напора
2-g
(2.32)
Выражая (2.32) через расход Qo, получаем:
щ=-
(2.33)
3) Разбиваем длину щели Ьще^ на элементарные отрезки Л1 и находим
элементарный расход qi, проходящие через площади сечений (рис.
2.11):
Сечение 1.
S = M-{n-D^,^)=>q,=jii-S-p-g-AK
(2.34)
Подставляя (2.33) в (2.34) находим:
66
8-60
2-g
(2.3Ь) А
В
ту————
тр
А/|^
Сечение 2.
i 2 1
Л, Лг -.(,
Расход через сечение 2 составляет:
и
(2.36)
Откуда находим перепад напора:
(2.37)
Аналогично (2.35) находим элементарный
Рис. 2.11. Схема для
нахождения распределения
расхода и давления по длине
горизонтальной
перфорированной трубы
расход через площадь сечения 2:
л, 4-й
(2.38)
тр
4) Для /-Г0 сечения находим:
Расход через сечение: Q = Q,-\ -Ч,-\
(2.39)
л,
Перепад напора: А
/г, =
(2.40)
1-т
8-Q^
^'^
Элементарный расход через площадь сечения: </, =
4-Q
D.тр
(2.41)
С помощью программы на ЭВМ были промоделированы (рис.
2.12) проведённые эксперименты. На рис. 2.13 показан сравнительный
график экспериментальной и теоретической зависимостей максимальной
площади работающих отверстий от диаметра выходного отверстия, при
которой отверстия в патрубке 9, изображённом на рис. 2.7, не работают.
Точность вычислений зависит от выбора элементарной длины AI (в
программе Al=O,OOOOOJ м).
На
рис.
2.14
показано
изменение
профиля
притока
и
распределения депрессии для эксперимента при увеличении длины
67
щели.
Относительная
погрешность
модели
математической
экспериментов составляет от 0,6 до 30%.
Ввод исходных данных
ОмЗ/сек
Диаметр вых-го отверстия (dB), м? 8.8827
5*10 '
1*10
940'
Результаты расчёта:
8*10''
Рас-д ч-з отверстие Q0 = 6.671в61Е-06 мЗ/с
п-дь вых-го отв-я SB = 5.725553Е-В6 м2
740,-6
П-ДЬ трубы S1 = 3.4636В6Е-В4 м2
Начальный перепад напора Ы= 1.89В749Е-85 » ^ ^ f^.
Конечный перепад напора hn= 1.178715Е-18 м 6*10
Длина щели L= .В5В742 м
\
Рас-д в кон-м сеч-и Qn= 1.665645Е-ВВ мЗ/сек 5 4 0
Ск-ть в кон-м сеч-и UB= 4.8ВВ99Е-В5 м/сек
Повторить расчёты?
4*10,-6
440"
340-^
у
240 -5
3*10 ,-6 1 \
2*10,-6 \ \
140'
1*10"' \ \
^^-—
О
10 20 30 40 50 60 70 80 90
О
L мм
Рис. 2.12 Пример расчета распределения расхода жидкости и напора по длине щели
при диаметре выходного отверстия 2,7 мм (1 - изменение расхода (Q) и 2 изменение перепада напора (Ah) по длине щели)
В
0,003
ходе
принимались
потери
— теория
0,002
0,004
во
не
внимание
трение
по
длине
трубы без перфорации. Данные
• эксперимент
о
на
расчетов
эксперименты
do,
Рис. 2.13 Сравнительный график
теоретической и экспериментальной
зависимости максимальной площади
работающих отверстий от диаметра
выходного отверстия.
являются
качественными
и
только
подтверждают
существование
максимальной
площади.
работающих отверстий и нелинейность распределения расхода по длине
горизонтальной перфорированной трубы.
Из рис. 2.13 видно, что при увеличении диаметра выходного
отверстия суммарная площадь, работающих
отверстий,
стремится
асимптотически к некоторому значению. Т.е. увеличение депрессии,
m
выше
определённого
значения,
не
приводит
к
значительному
увеличению работающего участка горизонтальной перфорированной
68
трубы. Это обусловлено увеличением притока к «первым» отверстиям.
20
О
L, мм
О
а)
20
, мм
б)
Рис. 2.14 Распределение расхода (а) и депрессии (б), с изменением длины щели
между патрубками 8 и 9, при do = 2,7 мм:
1 - режим «насыщения», 2 - переходный режим, 3 - при максимальном работающем
интервале (Lmax), 4 - изменение депрессии в патрубке 9.
В данном случае мы принимали, что коэффициент истечения из
выходного отверстия не зависит от расхода. В реальных условиях при
изменении расхода изменяются и потери напора. Для приближённого
нахождения
зависимости
производительности
горизонтальной
перфорированной трубы от площади перфорации необходимо решать
совместно два уравнения:
- уравнение Бернулли, описывающее характер изменения потерь
давления в трубе без перфорации;
- уравнение притока к перфорационным отверстиям, принимая
постоянным давление по длине перфорированной части и равным
давлению в точке перехода к «простой трубе».
После получения решения данной системы уравнений необходимо
произвести уточняющий расчёт по описанному выше алгоритму.
2.1.6 Анализ результатов проведённых экспериментов
По результатам экспериментов сделаны следующие выводы:
1) существует три режима работы горизонтальной перфорированной
69
трубы при изменении её длины и ностоянстве начальной депрессии:
- прямо пропорциональная
зависимость
(режим «насыщения»)
суммарного расхода от длины, и постоянный элементарный расход
и депрессия по длине трубы (рис. 2.15 от О до XQ, рис. 2.14 линия /);
- переходный pedicuM, когда элементарный расход и депрессия не
линейно распределяются по длине, причём депрессия в конце
трубы не равна О (рис. 2.14 кривая 2). В этом случае суммарный
расход не изменяется с увеличением длины трубы (рис. 2.15 между
кривыми 7 и 2, рис. 2.14а между кривыми 1 и 3, рис. 2.146 между
кривыми 3 и 4);
-
не линейно убывающая
висимость,
с
А^
за-
максимально
возможным при данной де-
АР,
прессии, работающим участ-
APi
соответст-
венно L^ax ~ Xi);
2) с
увеличением
«работающих»
депрессии
отверстий
у
АР,
ком длиной Ln,ax (на рис. 2.15
ДЛЯ каждого
V
А^
^ •^в
-^^
'^ ^^ '"^ "
Рис. 2.15 Зависимость суммарного
расхода от длины горизонтальной
нерфорированной трубы при различной
денрессии на выходе.
(репрессии)
суммарная
(Ь„,ах) асимптотически
площадь
стремится
к
некоторому значению (рис. 2.15 кривая 2).
2.2
Нахождение зависимости нроизводительиости ГС от длины её
горизонтального участка
Для приближённого нахождения зависимости производительности
горизонтальной перфорированной трубы
от площади перфорации
рассмотрим следующую задачу.
Предположим, (рис. 2.16) имеется открытый сосуд, разделённый
перегородкой на два отделения А и В, причём жидкость в этих
отделениях располагается на разных уровнях; пусть в перегородке
сделано отверстие и помещена труба с внутренним диаметром D^p с
70
закрытым концом и проперфорированная одинаковыми отверстиями
диаметром dome, через которые жидкость из отделения А с более высоким
уровнем перетекает в отделение В с низким уровнем; на выходе из
трубы стоит насадок диаметром d,,ac-
В
1- А
•'пгр
Я,
d,отв
АН
н,в
2-
Рис. 2.16. Схема для приближённого нахождения зависимости производительности
горизонтальной перфорированной трубы от площади перфорации.
Примем, что оба уровня постоянны во времени и площадь
внутреннего сечения трубы S^p, и суммарная площадь отверстий Some
малы по сравнению с площадью сечения самого сосуда.
Рассматривая сначала
истечение
идеальной
жидкости
через
отверстия в левой части сосуда, решаем задачу относительно напора в
сечении 2. Составим уравнение Бернулли для сечения / - на свободной
поверхности жидкости в сосуде и сечения 2 - по центру тяжести
отверстий под свободной поверх1юстью жидкости в той части сосуда, из
которой
происходит
истечение; площади
сечений
соответственно
обозначим через SA И Some- Имеем:
• + •
p-g
где
^ - g p - g
^ - g
(2.42)
F,, Fj - средние скорости движения жидкости в указанных
сечениях.
С другой стороны, уравнение постоянства расхода для тех же
сечений даёт:
Q = V,-S,=V^-S,,^,,
(2.43)
71
откуда
V
(2.44)
— V • "^^^
Подставив это значение в предыдущее уравнение, получим
Р
V
V' (S
Р V'
p-g
p-g
(2.46)
2-g
или
P
(2.47)
2-g
Отсюда
1
/
Р g
-(
„у
р
(2.48)
Т.к. площадь SA значительно больще площади Some величиной
(s V
—'^^ , no сравнению с единицей, можно пренебречь (что равносильно
\
^А
)
пренебрежению скоростью Vj, - так называемой скоростью подхода, по сравнению со скоростью истечения V2). Тогда
V.-i2.g.\H,^^-^\
V
V /^-я p-g)
Так как по условию задачи (сосуд открыт)
(2.49)
Py^Pamsn ^ по
основному уравнению гидростатики
(2.50)
P2=Pan,..+P^-g-H2
(здесь /^2 есть напор в центре тяжести отверстий под свободной
поверхностью
жидкости
в той части
сосуда,
куда
происходит
истечение), то при условии, что Р^ = fix) = const, исходная формула
принимает вид
•g-{H^-H,)
(2.51)
72
Действительный расход при этом будет равен
(2.52)
Выразим из этого уравнения напор в центре трубы Н2
(2.53)
Q'
Н^-Н2 =
(2.54)
Q'
(2.55)
Запишем уравнение Бернулли для сечения трубы в точке С и
сечения 3.
Рс
p-g
Р - Р
3
К'
2-g
p-g
2-g
. р - р
апш '
Г
(2.56)
сум
К
атм
2-g
(2.57)
(2.58)
2-g
(2.59)
2-g
(2.60)
Получили систему уравнений:
(2.61)
H, =Н„
тр J
\
тр
J
2-g-n'-Dl
"
••-'nip
— t>
Для нахождения зависимости производительности горизонтальной
перфорированной трубы решаем её относительно напора Не-
н,- 2-g-M^-Sl^
nip
'
2-g-7t^ \dl,
Dl^
тр
73
(2.63)
(2.64)
2-Я-АЯо
16
-.2
' {/те
n
'. •-.LU.^+^D
ч4
mp
2- g •АН,
1
>1
16
4
М
где
о
^
(2.65)
^ ото
mp
•1
Я-
(2.66)
+ т> нас
^
По формуле (2.66) при исходных данных приведённых в таблице
2.2, при разных выходных диаметрах отверстий, были рассчитаны
зависимости
производительности
пористой
трубы
от
суммарной
площади отверстий (рис. 2.17). Полученная граница перехода
от
«линейной» зависимости к переходному режиму имеет нелинейный
характер. Полученные границы режимов определяются пропускной
способность трубы и прямо пропорционально зависят от её площади
сечения S^pТаблица 2.2.
Разность напора ЛНо= НА - Нв, см
Длина трубы без перфорации L^p, м
Шероховатость трубы 4 м
Кинематическая вязкость жидкости v, м^/сек
Плотность жидкости р, кг/м'^
Диаметр трубы Dmp, м
Длина отверстия 1„тв, м
18
0,2
0,0001
0,00000101
1000
0,02
0,0001
Для определения производительности горизонтальной скважины
решаем по выше описанному алгоритму
следующую
задачу
[37].
Горизонтальная скважина вскрыла нефтяной полосообразный пласт
симметрично относительно кровли и подошвы (рис. 2.18). Принимаем,
74
что забойное давление постоянно по длине горизонтального ствола.
Движение жидкости в пласте принимаем прямолинейно-параллельным
от Нк до h/2 и плоскорадиальным от h/2 до г^.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Рис. 2.17 Зависимость общего расхода от суммарной площади отверстий
горизонтальной нерфорированной трубы
Для дебита скважины расположенной в изотропном
пласте
получим:
'"'"'
"
"'^
(2.67)
Рис. 2.18 Схема притока к горизонтальной скважине, 1 - зона нлоскорадиального
притока; 2 - зона нлосконараллелыюго течения
75
при учете несимметричного расположения относительно контуров
пласта:
2
-1Пп 1-г
1
n
h
h-n
2-r.
• +
h
/z-ln2-r,.
h-n-
I '
h
1-
h
^|-лч
\H+b
2-r..
2)
-
- П - -
h
^
\ '
2) ""
с
h
2)
h-\n-
h
2-r,
,-b-~
h
2-r
2.
где b - расстояние до центра пласта.
и с учётом анизотропии пласта находим:
2-^..
Q=
2-r
B-H -b-
(2.68)
2-r
где /? = p^
p ^ - коэффициент, учитывающий анизотропию пласта.
Для определения параметров течения в насосно-компрессорных трубах
составляем уравнение Бернулли и в сокращенном виде находим:
16Q'
1 +1 Я-
D mci
^ на
(2.69)
76
Таблица 2.3.
Устьевое давление Ру, МПа
Глубина скважины Иске, М
Давление на контуре Рк, МПа
Расстояние до контура питания Нк, м
Радиус скважины г^, м
Мощность пласта h, м
Проницаемость пласта к, м^
Длина НКТ Ьикт, м
Шероховатость НКТ А, м
Кинематическая вязкость ц м^/сек
Плотность жидкости р,ж; кг/м'^
Динамическая вязкость /z^-, Па*сек
Диаметр НКТ DHKT, М
Длина отверстия /„,„«, м
4,45
2270
23,3
1000
0,085
10
5,1*10-'^
2350
0,0001
0,00000625
800
0,005
0,089
0,0001
Уравнения (2.68) и (2.69) составляют систему, из которой можно найти
производительность горизонтальной скважины с учётом её конструкции.
/г^
, ,
h
2•г
2-г
h
(2.70)
2-r
1
""
2-g-n'
1
Ъ нас
••Рж-S
" н
отсюда, решая относительно забойного давления, находим зависимость
длины горизонтального участка от производительности:
L,.. = -—rz
где
Д/г„„=Я,,,+
1
rr—— ,
:
1
(2.71)
- суммарные
2-g-K'
потери напора по длине НКТ и на местных сопротивлениях.
—Ь)
n-h-p- {2-Р-Н^.h
2-r,
-
+2 h\n
^
[p-H.-b-'^..
коэффициент сопротивления пласта
Были выполнены расчёты по формуле (2.71) при исходных данных
77
указанных в таблице 2.3. Результаты
расчётов хорошо
отражают
гидродинамические исследования горизонтальных скважин (рис. 2.19).
140 120 100 80 -
и
н
S
vo
О)
60 40 20 100
500
200
300
400
Длина горизонтального учаспга Ц.у, м
Рис. 2.19 Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины горизонтального
участка
2.3
Выводы к главе 2
1. Существует три режима работы горизонтальной скважины нри
изменении её длины и ностоянстве начальной депрессии:
-
прямо
пропорциональная
зависимость
(режим
«насыщения»)
дебита скважины от длины, когда элементарный расход и давление
постоянны по длине горизонтального
выполняются
методики
расчёта,
участка,
основанные
при которой
на
постоянстве
депрессии по стволу ГС;
-
переходный
релсим
(дебит скважины практически
перестает
увеличивается), когда элементарный расход и давление не линейно
распределяются по длине, причём депрессия (репрессия) в конце
скважины не равна О',
-
не
линейно
убывающая
зависимость
распределения
элементарного расхода и давления по длине горизонтального
участка, с максимально возможной длиной работающего участка
78
при данной депрессии (репрессии).
2. С увеличением депрессии (репрессии) максимальная «работающая»
длина (Ьщах) асимптотически стремится к некоторому значению.
3. При увеличении проницаемости, при прочих равных условиях длина
работающего
участка
горизонтального
ствола
скважины
уменьшаться.
79
3
*
Разработка
технологии,
учитывающей
особенности
экснлуатации горизонтальных скважин механизированным
снособом
Как было показано выше, существующие методики
расчёта
конструкции горизонтальных скважин и механизированная добыча,
применяемая на данный момент, далеки от совершенства. Комплексная
технология
расчёта
конструкции и эксплуатации
горизонтальных
скважин должна исключать осложнения, связанные с использованием
СШНУ при механизированной добыче, и учитывать особенности работы
горизонтальных скважин описанных во 2 главе.
3.1
Совершенствование
механизированной
экснлуатации
наклонно нанравленных скважнн
Повышение эффективности эксплуатации наклонно нанравленных
скважин может осуществляться по двум основным направлениям:
• оптимизация профиля ствола скважин в процессе бурения;
^
• создание и освоение специальной техники и технологии для
эксплуатации наклонно направленных скважин.
3.1.1 Онтимальный
нрофиль
ствола
наклонно
нанравленной
скважнны
К числу первых исследований по оптимизации профиля ствола
наклонно
направленной
скважины
можно
отнести
работу В.Ф.
Троицкого, в которой определялась суммарная прижимающая сила
штанг к трубам на основе выведенной формулы. Однако предложенные
типовые профили не нашли применения из-за сложности их проводки.
Ю.А. Песляком [44 - 47] предложен профиль ствола наклонной
скважины, в котором силы трения между штанговой колонной и
^
внутренней стенкой насосных труб сведены к минимуму. Однако
проводка скважины по всей длине ствола с монотонно возрастающей
80
кривизной связана с неоправданно большими затратами в процессе
бурения.
Для механизированной эксплуатации идеальный профиль ствола
ННС
имеет
вертикальный
участок
в
зоне
расположения
глубиннонасосного оборудования, затем участок набора кривизны и
участок
естественного
пространственных
уменьшения
параметров.
наклона
Однако
такой
без
ограничений
профиль
также
неприемлем для бурения, так как ориентация ствола наклонной
скважины в процессе бурения на большой глубине затруднительна.
Для условий Западной Сибири предложены оптимальные профили
кустовых наклонно направленных скважин, обеспечивающие надежную
работу оборудования при механизированном способе добычи нефти,
которые предусматривают
офаничение зенитного угла до 20° в
интервале работы насосного оборудования и малоинтенсивный набор
его ниже этого интервала.
На основе теоретических и экспериментальных исследований в
БашНИПИнефти разработана методика построения трехинтервального
оптимального профиля ствола добывающей скважины и изложены в РД
39-0147276-246-88Р «Технологические требования для проектирования
оптимального профиля и определение количества насосных наклонно
направленных скважин на кусте нефтяного месторождения». В этом
документе приведены допустимые значения углов отклонения оси
скважины от вертикали, обеспечивающие надежную работу клапанов
щтангового насоса.
3.1.2 Перспективная техника
и технология для
эксплуатации
наклонно направленных скважнн
Перспективным
эксплуатации
направлением
наклонно направленных
механизированным
способом
является
для
решения
и горизонтальных
применение
проблемы
скважин
гидроструйных
81
пасосов. Угол наклона не оказывает влияния на работу струйных
насосов.
В
настоящее
время
благодаря
надежности
и
уникальным
техническим возможностям струйных аппаратов при эжектировании
газожидкостных смесей насосно-эжекторные системы получают все
более широкое распространение на нефтяных промыслах. Насосноэжекторные
системы
благодаря
способности
адаптироваться
к
различным условиям эксплуатации могут занять прочное место в
нефтедобыче — для освоения скважин и вызова притока.
Существующие способы освоения, исследования и эксплуатации
скважин
с применением насосно-эжекторных
недостатков,
которые
накладывают
систем
ограничение
на
имеют
ряд
область
их
применения вследствие высоких материально-технических и трудовых
затрат,
что
существенно
удорожает проведение
технологического
процесса.
Существует
применением
способ
освоения
насосно-эжекторной
и
эксплуатации
системы,
скважип
включающий
с
спуск
струйного аппарата в скважину, нагнетание поверхностным насосом
рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на
пласт,
вызов притока, эжектировапие скважинной продукции
на
поверхность и сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины [42].
Указанный
способ
пе
обеспечивает
возможности
проведения
полноценных гидродинамических исследований скважины.
Недостатком другого способа освоения, исследования скважин и
интенсификации нефтегазовых
притоков [43], включающем
спуск
струйного аппарата на забой скважины, вызов притока созданием
многократных
депрессий
на
пласт,
эжектирование
скважинной
продукции на поверхность и проведение исследований продуктивного
пласта является невозможность оперативного
контроля забойного
82
давления при проведении технологического процесса, вследствие чего
ограничивается область его применения.
Известен также способ освоения, исследования и эксплуатации
скважин, который является наиболее близким к разработанной нами
технологии. Указанный способ включает спуск струйного аппарата на
забой скважины, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости
в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов
притока, эжектирование
скважинной
продукции
на
поверхность,
сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, замер дебита
пластовой жидкости и контроль забойного давления на различных
режимах
дистанционным
глубинным
манометром
с
передачей
информации по кабелю на поверхность с использованием каротажной
станции [57].
Недостатком данного способа являются высокие материальнотехнические
и
трудовые
затраты,
что
существенно
удорожает
проведение технологического процесса и ограничивает вследствие этого
область его применения.
В связи с этим необходимо разработать усовершенствованную
технологию
освоения, исследования
и эксплуатации
скважин
с
применением насосно-эжекторных систем, позволяющую оперативно
контролировать забойное давление при проведении технологического
процесса.
Техническим
результатом
разработки
является
расширение
области применения технологического процесса освоения, исследования
и эксплуатации скважин [22].
3.2
Разработка
установки
эксилуатации
скважин
для
освоения,
струйными
исследования
насосами
на
и
колонне
сдвоенных труб
При освоении и эксплуатации скважин возникают трудности,
83
связанные с добычей скважинной продукции по эксплуатационной
колонне (коррозия эксплуатационной колонны, отложение парафина,
солей и т.д.). Поэтому разработан способ освоения, исследования и
эксплуатации скважин струйными насосами на колонне сдвоенных труб.
При этом струйный насос спускается в скважину на колонне
двойных насосно-компрессорных труб, вследствие того, что для работы
струйного насоса необходимо иметь два канала: один для подачи воды к
соплу насоса и второй для подъема скважинной продукции. Сдвоенная
труба
нредставляет
собой
комплект,
состоящий
из двух
труб,
концентрично расположенных и закрепленных одна в другой.
Согласно разработанному способу для решения поставленной
задачи расширения области применения способа освоения, исследования
и эксплуатации скважин струйный аппарат устанавливают на колонне
двойных насосно-компрессорных труб. Нагнетание рабочей жидкости в
сопло струйного аппарата и эжектирование скважинной продукции на
поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насоснокомпрессорных труб. При этом контролируют в процессе освоения,
исследования
и эксплуатации
скважины
динамический
уровень
жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между
наружной
внутренней
поверхностью
двойных
поверхностью
насосно-компрессорных
эксплуатационной
труб и
колонны
скважины.
P.o=P^n,p+^P.+P..r8(H-H,,J,
(3.1)
Забойное давление находится из соотношения:
где
Рзаб - забойное давление,
Pjamp ~ давление
газа
в затрубном
пространстве
на устье
скважины,
- увеличение давления за счёт собственного веса столба газа
на участке от устья скважины до динамического уровня.
84
- ПЛОТНОСТЬ среды В затрубном пространстве скважины на
участке от динамического уровня до забоя,
g
- ускорение свободного падения,
Н
- глубина скважины,
Ндин - динамический уровень жидкости.
Величина АР^ находится по широко известной барометрической
формуле, а значение Рзатр может быть определено по соответствующим
зависимостям из курса технологии и техники добычи нефти.
Указанные технологические операции позволяют избежать добычи
скважинной продукции по эксплуатационной колонне и связанных с
этим осложнений (например, коррозии эксплуатационной колонны,
отложений парафина, солей, гидратов и т. д.).
На рис. 3.1 представлен вариант выполнения скважинной части
установки при спуске струйного аппарата на колонне двойных насоснокомпрессорных труб.
В варианте выполнения насос}ю-эжекторной системы скважинная
часть установки содержит (см. рис. 3.1) струйный аппарат / с соплом 2,
спущенный
на забой
скважины
на
колонне
двойных
насосно-
эксплуатации
скважин
компрессорных труб 11, 12 vi манометр 10.
Способ
струйными
освоения,
насосами
исследования
и
на колонне сдвоенных
труб
осуществляют
следующим образом:
1. Производят спуск на забой скважины и опрессовку
внешней
колонны насосно-компрессорных труб 12, с помощью клапана 7,
расположенного в хвостовике 8.
2. Спускают и опрессовывают с помощью сбрасываемого клапана 6
внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб И.
85
Рис, 3.1. Схема беспакерной компоновки струйного насоса:
1 - струйный насос; 2 - сонло; 3 - ловильная головка; 4 - фильтр; 5 уплотнительные кольца; 6 - сбрасываемый кланан; 7 - обратный кланан; 8 хвостовнк; 9 - внутреняя колонна НКТ; 10 - манометр; 11 - внешняя колонна НКТ;
12 - обсадная колонна; 13 - нласт.
86
3. Струйный
аппарат
/ спускают
на сбрасываемый
клапан
6,
расположенный во внутренней колонне насосно-компрессорных
труб и (узел установки струйного насоса i содержит ловильную
головку 3, фильтр 4 и уплотнительные кольца 5).
4. Нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата 2 и
эжектирование
скважинной
продукции
на
поверхность
осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных
труб 11, 12.
5. При этом в процессе освоения, исследования и эксплуатации
скважины контролируют динамический уровень жидкости, а также
давление
газа
в
затрубном
пространстве
между
наружной
поверхностью двойных насосно-компрессорных труб 11, 12 и
внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины.
Таким образом, разработанная беспакерная компоновка
гидроструйного насоса с двухрядным лифтом позволяет [32]:
• вести
добычу
нефти
без подъёма
продукции
скважины по
эксплуатационной колонне;
• оперативно контролировать режим работы скважины и пласта путем
замера динамических и статических уровней;
• существенно повысить надёжность эксплуатации и резко снизить
затраты на капремонт скважин. [22]
3.3
Разработка технологической схемы мини-станции
на 1-4
скважииы, экснлуатнруемые струйными насосами
Основными задачами при разработке мини-станции для скважин,
эксплуатируемых струйными насосами, являлись снижение МРП и
уменьшение габаритов по сравнению с существующими станциями.
Технологический
подготовки
рабочей
блок
жидкости
мини-станции
предназначен
высокого давления
для
из продукции
87
эксплуатационных скважин в условиях закрытой системы сбора нефти и
газа для гидравлического привода и управления работой струйных
насосов.
Блок представляет собой
1) два шурфа с размещёнными в них силовым электронасосными
агрегатами (количество силовых электронасосных агрегатов
определяется необходимым расходом для нормальной работы
мини-станции)
2) помещение (блок-бокс), в котором размещены:
центробежные сепараторы механических примесей,
распределительная гребёнка,
узел сбора и откачки утечек,
узел ввода химических реагентов,
-
средства КИП и А,
система вентиляции,
система отопления,
система освещения,
часть системы автоматического газового пожаротушения,
а также вся технологическая обвязка.
Принципиальная схема установки беспакерного гидроструйного
насоса (ГСН) с двухрядным лифтом изображена на рисунке 3.1, а общая
схема мини-станции изображена на рисунке 3.2.
Общий принцип совместной работы установки беспакерного
гидроструйного насоса (ГСП) с двухрядным лифтом и мини-станции:
1) Для первого запуска накопительную ёмкость, выполненную в виде
шурфа 13, наполняют чистой жидкостью из системы промыслового
сбора.
2) Продукция из скважин (рабочая и эжектированная жидкости)
попадает через задвижку 9 в центробежный сепаратор механических
88
примесей 6, в котором, с помощью вращающегося ротора 10 идет
сепарация газа от жидкости и отделение мех. примесей.
3) Через задвижки 7, 8, центробежного сепаратора 6, часть потока
эжектированной
жидкости,
совместно
с
отсепарированными
твёрдыми частицами, а также отделённым газом, подают в выкидную
линию 27 на приём подпорного струйного насоса 26.
4) Рабочую и остаточную эжектированную жидкость с остаточным
газом направляют через задвижку 23 и обратный клапан 18 в щурф
13.
5) Перед подачей рабочей жидкости на приём силового насоса 4,
расположенного в шурфе 13, производят центробежную сепарацию
остаточного газа, с помощью центробежного газосепаратора 12. При
этом
отсепарированный
остаточный
газ
и
остаточную
эжектированную жидкость из накопительной ёмкости (шурфа 13)
подают в выкидную линию 28, на приём подпорного струйного
насоса 26.
6) Часть жидкости из силового насоса 4 поступает через задвижку 25 в
подпорный струйный насос 26, который подсасывает механические
примеси, отсепарированный газ и эжектированную жидкость и
направляет эту смесь на замер.
7) Силовым насосом 4 нагнетают рабочую жидкость, через регулятор
давления
14, на
распределительную
гребёнку.
Откуда
через
регуляторы расхода /7 и расходомеры 10 жидкость нанравляется на
рабочий вход скважин (в сопло 3 струйного аппарата 7), создавая
депрессию, вызывая приток из пласта 5, и эжектируя скважинную
продукцию на поверхность. При отказе центробежного сепаратора
мех примесей или ЭЦП включается в работу резервный ЭЦП и
центробежный сепаратор мех. примесей.
89
Технологический блок
Блок управления
13
ГАЗ+НЕФТЬ+ВОДА
+МЕЛ: ПРИМЕСИ
(на 3(L\tep суммарного
дебита скважин)
12
'
24
'2
1
22.
12
22.
Рис. 3.2. Технологическая схема мини-стшции для гидропривода струйных насосов.
90
8) Ввод деэмульгатора в закачиваемую жидкость осуществляется с
помощью насоса дозатора 30 через задвижку 31
3.4
Анализ
результатов
внедрения
установок
беснакерных
гндроструйных насосов с двухрядным лнфтом
Проведёнными ранее исследованиями
[55] установлено, что
пакерная гидроструйная схема эксплуатации скважин в настоящее время
устарела, причём её недостатки существенно тормозят внедрение
струйной техники на промыслах. Новым перспективным способом
добычи нефти в сложивщейся ситуации может стать использование
установок беспакерных гидроструйных насосов (ГСН) с двухрядным
лифтом [41, 49].
Экспериментальные образцы беспакерных компоновок струйных
насосов (рис. 3.3), изготовленные по заказу СНГДУ N2 1 ОАО
«Самотлорнефтегаз»
в
ЗАО
«Новомет-Пермь»
по
чертежам,
разработанным РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, поступили на
Самотлорское месторождение для промысловых испытаний в конце
декабря 2002 года. Внедрение экспериментальных образцов было
решено провести в скважинах 257 и 261 Самотлорского НГДУ JST» 1.
Рис. 3.3. Фото образцов струйных насосов для беспакерной компоновки
4 января 2003 г. в скв. J42 257 куста 1494 Рубиновой площади
Самотлорского месторождения был спущен экспериментальный образец
беспакерной
компоновки
гидроструйного
насоса
СНА 1-48-89
с
двухрядным лифтом 1,5" и 3" на глубину 1800 м (интервал перфорации
пласта ЗА1 составлял 1826-1830 м.).
91
До внедрения в скважине эксплуатировалась пакерная компоновка
гидроструйного насоса АНС-4 (диаметр сопла - 2,4 мм, камеры
смешения - 3,6 мм). По имевшимся данным, дебит жидкости составлял 9
м^/сут, обводнённость - 70 %, давление нагнетания рабочей жидкости
Рцагн - 16 МПа, расход рабочей жидкости - 90 м'^/сут. Впоследствии
выяснилось, что на самом деле
приток из пласта практически
отсутствовал, а величина 9 м'^/сут была получена из-за несоответствия
показаний
расходомера
«Турбоквант»
силовой
станции
ГСН
и
дебитомера «ТОР» АГЗУ «Спутник».
Результаты промысловых исследований скважины 257
после
внедрения беспакерного ГСН представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 Данные промысловых испытаний беснакерной компоновки ГСП в
скважине 257
а
о
о
I
03
2
9.01.03
11.01.03
14.01.03
15.01.03
2,3
2,3
2,0
2,0
3,5
3,5
2,4
2,4
S
8,0
о
я
11
11,0
13,0
13,0
о
о
О) л
о о
о
о
П
о
ю
С
IS
5S
о
Он
ft
62
76
55
46
869
1283
1535
1472
оа
й-
о
ко
о
а
ю
О
70
70
70
70
1,9
2,0
1,9
1,8
Известно, что дебит гидроструйной скважины рассчитывается как
разность
между
дебитом,
замеряемым
в
АГЗУ,
и
расходом
закачиваемого в скважину рабочего агента. Однако точно замерить
дебит СКВ. № 257, эжектируемый из пласта, не удавалось. Поэтому
показания расходомера
«Турбоквант»
и дебитомера
«ТОР» были
проверены путем подачи замеренного расходомером
«Турбоквант»
рабочего агента непосредственно через дебитомер «ТОР», минуя насос,
т.к. обвязка устья скважины позволяет это сделать. Как выяснилось,
показания дебитомера «ТОР» были занижены, хотя через измерительные
92
устройства был нрокачан один и тот же объем жидкости. Ввиду
отсутствия достоверных замеров было принято решение определить
приток из пласта по кривой восстановления статического уровня.
Восстановление статического уровня по показаниям эхолота
составило:
15.01.03 г. 11:30-1474 м;
16.01.03 г. 04:12-1412 м.
Восстановление уровня происходило со скоростью 3,71 м/час, то
есть (с учётом площади межколонного пространства S = 0,01216 м^)
приток из пласта составил 1,08 м^сут. Дальнейшие исследования были
прекращены, т.к. эксплуатация скважины с дебитом 1 м^сут является
нерентабельной. Вместе с тем, испытания показали работоспособность
беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом
и возможность создания с её помощью достаточно глубоких депрессий
на пласт. Кроме того, испытания позволили установить, что ранее в эту
практически бесприточную скважину, оборудованную пакерным ГСН,
совершенно бесполезно закачивали 90 м^/сут рабочей жидкости под
давлением 16 МПа.
В дальнейшем был произведен спуск беспакерной компоновки
струйного насоса СНА 1-48-89 с двухрядным лифтом 1,5" и 3" на
глубину 1763 м в скважину № 261 куста 1494 Рубиновой площади
Самотлорского месторождения СНГДУ-1 (интервал перфорации пласта
ЗА1 1770,4-1775 м.).
Ранее скв. № 261 эксплуатировалась струйным насосом АНС-4
однотрубной пакерной компоновкой с дебитом 17 м^сут при расходе
рабочего агента 85 м^/сут и давлении закачки 16 МПа.
Скважина запущена в работу 17.03.2003г. и испытана на трех
режимах
нагнетания рабочей жидкости. Результаты
промысловых
исследований представлены на рис. 3.4 и в таблице 3.2.
93
17.03.03
12:00
18.03.03
12:00
19.03.03
12:00
20.03.03
12:00
21.03.03
12:00
22.03.03
12:00
23.03.03
12:00
200
180
300
150
400
120
500 -
90
600
60
700
30
800
О
•Динамический уровень
—Лс-Давление закачки
Рис. 3.4. Данные нромысловых испытаний беснакерной компановю! ГСН в скв
261.
Как следует из результатов испытаний, внедрение беспакерной
компоновки позволило существенно увеличить дебит скважины при
одновременном снижении расхода рабочей жидкости, закачиваемой в
1ЖТ. Кроме того, выяснилось, что скважина 261 обладает хорошими
добычными возможностями, и отбор жидкости из пласта можно ещё
увеличить. Однако в процессе промысловых испытаний сделать это не
удалось ввиду отсутствия подходящих струйных пар большего диаметра
в комплекте экспериментальных образцов.
Испытания показали также, что в процессе работы в течение
щ
нескольких
месяцев
термообработанной
происходит
нержавеющей
износ
стали
изготовленных
струйных
из
пар
94
экспериментальных
образцов, что приводит
к снижению
дебита
откачиваемой жидкости. Поэтому необходимо решить вопрос об
изготовлении
износостойких
твердосплавных
или
керамических
проточных частей струйных пар.
3,5
16,0
3.5
Обводнённость, %
2,3
X
Дебит жидкости,
м^/сут
11,0
13,0
[_
Давление на устье,
МПа
3,5
3,5
X
л
Динамический
уровень, м
Диаметр камеры
смешения,
мм
2,3
2,3
19.03.03
21.03.03
23.03.03
а
С
Расход рабочей
жидкости, м^/сут
Диаметр сопла,
мм
Дата
Таблица 3.2 Данные нромысловых испытаний беспакерпой компоновки ГСН в
скважине 261
53,0
63,0
73,4
302
525
726
1,8
1,9
2,0
9,7
23,0
31,0
69
69
Оптимизация
техиологии
бсспакериой
гидроструйного
иасоса для эксплуатации
69
компоновки
горизонтальных
скважип
Внедрение беспакерной компоновки струйного насоса, показало
его
прекрасную
применения
работоспособность
данной
технологии
и практичность. Однако для
в наклонных
и
горизонтальных
скважинах необходима его небольшая техническая доработка.
Герметичность
посадки
струйного
насоса будет
обеспечено
давлением закачки и центрированием за счёт уплотнительных колец.
Основной проблемой может стать негерметичность посадки НКТ 1,5^^ в
седло НКТ 3^^ Для решения данной проблемы необходимо разместить на
НКТ 1,5^^ дополнительные центраторы 14 для обеспечения соосности и
исключения перекоса колонн НКТ (рис. 3.5). Так же для обеспечения
нормальной работы необходимо оборудовать
обратные клапаны 7
пружинами.
95
я, КХХЛ ,ЩХЯ ХУ-ХЛ ЖХХ/1, КХХД , К><\Х
. кхх>1, юххл, KXXJ . кхх
- 12/11/ f
Рис. 3.5. Схема беспакерной компановки струйного насоса для горизонтальных
скважин:
1 - струйный насос; 2 - сопло; 3 - ловильная головка; 4 - фильтр; 5 уплотнительные кольца; 6 - сбрасываемый клапан; 7 - обратный клапан; 8 хвостовик; 9 - внутреняя колонна НКТ; 10 - манометр; 11 - внешняя колонна НКТ;
12 - фильтр скважины; 13 - пласт; 14 - центраторы.
3.6
Разработка методики расчёта размещеиия гидроструйного
насоса в горизонтальной скважине
Для увеличения работающей длины горизонтальной скважины
струйный
насос
необходимо
размещать
непосредственно
в
горизонтальном участке. Для расчёта распределения притока и давления
по длине горизонтального участка использовалась методика, полученная
для горизонтальной перфорированной трубы, полученная в п. 2.1.6.
Схема для расчёта показана на рис. 3.6. Граничными условиями для
расчёта максимальной работающей длины горизонтального участка
является минимальный элементарный расход ц„ип через элементарный
отрезок Л1 и значение создаваемой депрессии (репрессии) в сечении В.
Сначала находим минимальную депрессию (репрессию) в крайних
сечениях А и А горизонтального участка скважины для обеспечения qmm'-
96
h
n-h-p-
2-r
где
2
Далее
решаем
(3.3)
2-г
2 • г.
отдельно
для
участков
АВ
с
насосно-
комирессорными трубами и без них ВА , зачитывая площадь проходного
сечения трубы. Расчёт ведётся от крайних сечений АиА^ к сечению В.
Алгоритм расчёта:
Для сечения А (А^):
^, = О - элементарный расход
(gi = ^1 = О - суммарный расход
Для 7-го щага:
Др,,, =0 - изменение давления от втекающих струй
Ар,, = О - потери давления по длине трубы
- депрессия
АР, =
- элементарный расход
(3.4)
Gi = 9i - суммарный расход
Для 2-го щага:
2-g-sl^
л
•—-
(3.5)
(3.6)
(3.7)
(3.8)
(3.9)
97
В
i\
A
Рис. 3.6 Схема для расчета профиля притока и распределения давления.
100
О
100
200
300
400 Lp
при размещении струйного насоса непосредственно в горизонтальном участке
- -при размещении струйного насоса в начале горизонтального участка
Рис. 3.7 Профиль притока по длине ГС.
114420
114405 -
114390 -
114375
О
100
200
300
400 L ГС >
при размещении струйного насоса непосредственно в горизонтальном участке
- - • при размещении струйного насоса в начале горизонтального участка
Рис. 3.8 Распределение депрессии по длине ГС.
98
Для /-Г0 шага:
А/
QIU
ip-g)
(ЗЛО)
?)
(3.11)
(3.12)
(3.14)
Расчёт заканчивается, когда будет достигнуто заданное значение
депрессии (репрессии) на пласт в сечении В. При этом получаем
значение суммарного расхода, длину ГС и точку размещения струйного
насоса для работы всего участка скважины.
Пример расчёта однородного анизотропного пласта показан на
рисунках 3.7, 3.8. Практичность данной методики заключается в её
простоте и возможности расчёта слоисто-неоднородного пласта при
изменении коэффициента сопротивления пласта R^j^ (3.3) на каждом
шаге.
Как видно из сравнения этих двух вариантов, размещение
струйного насоса непосредственно в горизонтальном участке позволяет
не только увеличить дебит скважины, но и её работающий интервал.
3.7
Выводы к главе 3
1) Подводя итоги по результатам
беспакерных струйных
промысловых
насосов СПА1-48-89,
испытаний
необходимо
отметить
Внедрение беспакерной компоновки гидроструйного
насоса с
следующее:
двухрядным
лифтом позволило вести добычу
нефти без подъёма
продукции скважины по эксплуатационной колонне.
99
Беспакерные компоновки позволяют оперативно контролировать
режим работы скважины и пласта путем замера динамических и
статических уровней, что невозможно при пакерной компоновке.
Замена
струйного
насоса
при
беспакерной
компоновке
гидравлическим способом производилась без проблем, в 2-3 раза
быстрее, чем при пакерной компоновке, т.к. требует значительно
меньшего (2-3 м^ против 6-8 м'' при пакерной схеме) объема жидкости,
требуюш,егося на «вымыв-замыв» струйного насоса. Это является еше
одним достоинством беспакерной компоновки, т.к.
насоса
«вымыв-замыв»
при пакерной компоновке требует значительного
объема
рабочего агента и возникающий при этих операциях дефицит ресурса
рабочего агента компенсируется за счет ограничения закачки по
работающим скважинам, что влечет к увеличению внутрисменных
потерь, к снижению ритмичности добычи жидкости на промысле.
Режим работы скважин стал «прозрачным». Как оказалось, дебит
СКВ. № 257 был явно завышен, а дебит скв. № 261 может быть увеличен
как за счет оптимального подбора струйной пары, так и за счет перевода
на
ЭЦН-50.
Таким
образом,
замена
пакерных
компоновок
на
беспакерные позволяет выявить истинные добывные возможности
скважин гидроструйного фонда.
Исключение
пакера
из
компоновки позволяет
существенно
повысить надёжность эксплуатации и резко снизить затраты
на
капремонт скважин гидроструйного фонда.
Необходимо использование износостойких струйных пар.
2) Учитывая, что средний межремонтный период скважин по
гидроструйному
фонду
составляет
2983
суток
создание
силовых
насосных мини-станций для ГСН на 1-4 скважины позволит уменьшить
часторемонтируемый фонд (ЧРФ), оборудованный СШНУ, и снизить
затраты на текуший ремонт скважин.
100
3) Разработанная технология,
наклонно-горизонтальных
скважин,
учитывая
особенности
беспорно
работы
позволит
их
эксплуатировать с минимальными затратами.
4)
Размещение
горизонтальном
участке
струйного
насоса
непосредственно
скважины позволит увеличить
её
в
дебит,
«работающую» длину и не вызовет дополнительного снижения МРП,
101
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ и РЕКОМЕНДАЦИИ
Основные
выводы
диссертационной
работы
сводятся
к
следующему:
1.
В ходе экспериментально-теоретических исследований выявлены
основные особенности работы наклонно-горизонтальных скважин:
• существует три реэ/сгша работы горизонтальной скважины при
изменении её длины и постоянстве начальной депрессии (репрессии):
прямо пропорциональная зависимость (режим «насыщения»)
дебита скважины от длины;
переходный режим, когда при увеличении длины ГС дебит
скважины практически не увеличивается;
нелинейно
убывающая
зависимость
распределения
элементарного расхода и давления по длине горизонтального
участка, с максимально возможной длиной работающего
участка при данной депрессии (репрессии).
• ГДИ
показали
наличие
предельной
работающей
длины
горизонтальной скважины, превышение которой не увеличивает
общую производительность скважины. Интервал горизонтального
участка после этого значения просто не работает;
• при увеличении объёма закачки (отбора) жидкости (газа) в
скважину увеличивается и работающий интервал горизонтального
участка,
2.
Проведен анализ применимости различных методов для расчета
работающей длины горизонтального участка скважины,
3.
Разработана
технология
эксплуатации
нефтяных
скважин
включающая:
-
беспакерную компоновку гидроструйного
насоса с двухрядным
102
лифтом;
-
мини-станцию для гидропривода струйных насосов, позволяющую за
счет
использования
центробежных
сепараторов
механических
примесей и в качестве основных силовых агрегатов ЭЦН увеличить
МРП и снизить затраты на обустройство месторождения.
На данную разработку получен патент РФ № 2238443 «Способ
добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления».
4.
Разработана комплексная технология, учитывающая особенности
эксплуатации
горизонтальных
скважин
механизированным
способом, с расчётом оптимальной конструкции и размещения
насосного оборудования,
скважины
и
которая позволяет увеличить
рационально
использовать
каждый
дебит
метр
горизонтального участка.
103
с п и с о к ИСПОЛЬЗОВАННЫХ и с т о ч н и к о в
1
Алиев
З.С., Шеремет
горизонтальных
В.В.
Определение
производительности
скважин, вскрывших газовые и газонефтяные
пласты. Текст лекций. Изд. «Нефть и газ», Москва 1994 г.-204 с.
2
Алиев
З.С., Бондаренко
В.В.
Исследования
горизонтальных
скважин: Учебное пособие. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 г.-ЗОО с.
3
Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачёв С.А. Обоснование и выбор
оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. - М.:
Издательство «Техника». 0 0 0 «ТУМА ГРУПП», 2001.-96 с.
4
Алиев З.С., Никитин Б.А., Басниев К.С., Грон В.Г., Карагаев Ж.Г.
Методика
определения
забойного
давления
в
наклонных
и
горизонтальных скважинах. — М.: ИРЦ Газпром 1997 г.-ЗОс.
5
Алиев З.С., Гриценко А.И., Ермилов О.М. и др. Руководство по
исследованию скважин. - М., Наука, 1995.-523 с.
6
Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции
горизонтальных
и многоствольно-горизонтальных
скважин для
освоения нефтяных месторождений. - М., ТУМА ГРУПП, 2001.191с.
7
Алиев Т.М., Тер-Хачатуров
А.А. Автоматический
контроль и
диагностика скважинных штанговых насосных установок. - М.:
Недра, 1988.
8
Андра П.Д. Более высокая производительность
скважин при
горизонтальном бурении, // Перевод с англ. Petr. Eng. Incarnation,
V.56, N12, 1984. Фонды ВНИИЭГазпрома.
104
9
Арутюнян А.С., Горшкова СИ., Корнев Г.А., Монахов В.В.
Исследование движения жидкости в горизонтальных скважинах./
Сб. научных трудов СКОИА. - Краснодар - 2000 - выпуск 7.
10
Баишев Б.Т., Подлапкин В.И. Рациональные системы разработки
нефтяных
залежей
скважинами.
при
разбуривании
их
горизонтальными
Научно-исследовательская
и
конструкторская
деятельность ВНИИ за 50 лет/Др. ин-та/ВНИИ. - 1994.-Вып. 117.-С.
106-113.
11
Басарыгин Ю.М., Буцников В.Ф., Булатов А.И. и др. Применение
новых технологий при проведении газодинамических исследований
вертикальных и наклонно-горизонтальных скважин (на примере
Кущёвского НХГ) Сб. научных трудов., Гипотезы Поиск, Прогнозы.
Вып. 9. - Краснодар, 2000. - С. 315 - 324.
12
Басарыгин
Ю.М.,
Газодинамические
Будников
В.Ф.,
исследования
Булатов
вертикальных
А.И.
и
и
др.
наклоно-
горизонтальных скважин приборами собственной конструкции (на
примере Кущёвского ПХГ) Сб. научных трудов.. Гипотезы Поиск,
Прогнозы. Вып. 13. - Краснодар, 2002. - С. 83 - 102.
13
Басарыгин
Ю.М.,
Газодинамические
Будников
В.Ф.,
исследования
Булатов
А.И.
и
др.
наклонно-горизонтальных
скважин с помощью автономных приборов АГДИ-48/125-16 на
Кущёвском подземном хранилище газа Сб. научных
трудов..
Гипотезы Поиск, Прогнозы. Вып. 17. - Краснодар, 2003. - С. 273 285.
14
Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. и др. Проведение
ГДИ в скважинах с горизонтальным окончанием на Кущёвской и
105
Краснодарской СПХГ Сб. научных трудов., Гинотезы Поиск,
Прогнозы. Вып. 20. - Краснодар, 2004. - С. 36 - 45.
15
Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. и др. Особенности
бурения
горизонтальной
скважины
12
Иссаковская
в
Калининградской области Сб. научных трудов., Гинотезы Поиск,
Прогнозы. Вын. 8. - Краснодар, 2000. - с. 7 - 46.
16
Берлин А.В., Миронычев В.Г. Результаты исследования керна из
скважины №111 р Верх-Тарского
месторождения
(работы но
договору JVol81 от 17.11.2000 г.)//Тр. ин-та/УдмуртНИПИнефть. 2001.-С. 30-33.
17
Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков
В.П.
Разработка
нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными
скважинами. - М.: «Недра», 1954. - 248с.
18
Бурение горизонтальных скважин. // Новости нефтяной техники N3,
1946.
19
Зайнулин А.И., Федюев В.И. Прогнозирование основных техникоэкономических
показателей
эффективности
строительства
горизонтальной скважины в условиях разработки реальной залежи
нефти//Нефтенромысловое дело. - 1995. - J4o7.-C. 11-12.
20
Ибрагимов А.И., Некрасов А.А. «Математическое моделирование
разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами
в трехмерной постановке».// Газовая промышленность, 1997, JVb6, с.89-91.
21
Идельчик И.Е. Справочник но гидравлическим сопротивлениям.
М.. «Машиностроение», 1975 г. - 559 с.
106
22
Кабдешева Ж.Е, Разработка технологии эксплуатации скважин и
обработки призабойной зоны струйными насосами. Дис. канд. тех.
наук.-М., 2003. 170 с.
23
Левин СР. Сопротивление тройников вытяжных воздуховодов. «Отопление и вентиляция», 1940 г. №10-11, с 5-10.
24
Лозин Е.В., Шушарин В.П., Баширов И.Р. и др. Гидродинамические
и
термометрические
исследования
в
горизонтальных
скважинах//Нефтепромысловое дело. - 2005. - №2.-С. 86-88.
25
Маслянцев Ю.В., Евченко B.C., Майер В.П. Исследование влияния
расчлененности
пластов
на
эффективность
разработки
месторождения горизонтальными скважинами. - Тюмень: Тюм. кн.
изд-во, 1998.-98с.
26
Меркулов В.П. «Экспериментальное исследование фильтрации к
горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной
мощности».// Изв. вузов: Нефть и газ, 1958, №3, - с.24 - 29.
27
Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин, //
Нефтяное хозяйство N6, 1958.
28
Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с
горизонтальными забоями. // Труды Куйбышев НИИ, вьп. 2, 1960.
29
Меркулов
В.П.,
Сургучев
М.Л.
Определение
дебита
и
эффективности наклонных скважин. // Нефтяное хозяйство, №2,
1960.
30
Мешков В.М, Федоров В.Н., Шешуков А.И. Гидродинамические
исследования горизонтальных скважин//Нефтепромысловое дело. 2002. - №8.-С. 92-94.
107
31
Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий
исследования скважин с горизонтальными стволами// Нефтяное
хозяйство. - 2001. - № 9. - с. 93 - 94.
32
Монахов В.В., Орлов Д.Г., Териков В.А., Дроздов А.Н., Фастовец
А.В.
Промысловые
испытания
экспериментальных
образцов
беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным
лифтом на Самотлорском месторождении // Нефтепромысловое
дело-2003г.-№11 - С. 45-47
33
Монахов В.В. Исследование движения жидкости в горизонтальном
участке скважины. Тезисы докладов четвёртой Всероссийской
конференции молодых учёных, специалистов
и студентов по
проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в
газовой промышленности» Москва 2001 г. - С. 69.
34
Монахов В.В. Нроект опытно-экспериментальной лабораторной
установки для исследования движения жидкости в горизонтальной
скважине. Тезисы докладов четвёртой Всероссийской конференции
молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой
промышленности
России
«Новые
технологии
в
газовой
промышленности» Москва 2001 г. - С. 69.
35
Монахов
В.В.
Распределение
расхода
жидкости
по
длине
горизонтальной перфорированной трубы. Тезисы докладов «Нефть
и
Газ
-2002»
56-я
Межвузовская
студенческая
научная
конференция, Москва, 2002 г. - С. 67.
36
Монахов В.В. Приближённое решение задачи распределения
расхода жидкости по длине трубы с проницаемыми стенками.
Тезисы докладов Научной конференции аспирантов, молодых
преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций
108
«Молодёжная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, 2004 г. С. 16-17.
37
Монахов В.В., Дроздов А.Н. Определение оптимальной длины
горизонтальной скважины. Тезисы докладов. VI международный
семинар «Горизонтальные скважины», Москва, 2004 г. - С. 85-86.
38
Монахов В.В. Определение распределения расхода и давления в
стволе горизонтальной скважины. Актуальные проблемы состояния
и
развития
нефтегазового
комплекса
России.
6-я
научно-
техническая конференция, посвященная 75-летию Российского
государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина,
2005 г. Тезисы докладов - С. 89
39
Михайлин А.С., Шнурман И.Г., Писклов С.С. Технология изучения
разрезов горизонтальных скважин по данным ГИС на Кущёвском
ПХГ Сб. научных трудов.. Гипотезы Поиск, Пропюзы. Вып. Н . Краснодар, 2002. - С. 315 - 324.
40
Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. «Стационарный приток нефти к
одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте».//
Нефтяное хозяйство, 1992, №8, - с. 10-12.
41
Натент РФ № 2202039. Способ освоения, исследования и
эксплуатации скважин / Авт. изобрет. Дроздов А.Н., Кабдещева
Ж.Е., Териков В.А., Якунов А.Ф. - М. кл. В 01 D 19/00, заявл.
06.07.2001, опубл. 20.04.2003, Б.И. № 11.
42
Патент РФ № 2118719 Насосная установка для освоения и
эксплуатации скважин. / Авт. изобрет. Гильманов А.А., Павлов
Г.А., Кучумов А.Ф. - М, кл. F 04 F 5/54, заявл. 10.01.1996, опубл.
10.09.1998.
109
43
Патент РФ № 2131023 Способ освоения, исследования скважин и
интенсификации нефтегазовых притоков и устройство для его
осуществления. / Авт.
изобрет. Шлеин Г.А.,
Чернов Е.Ю.,
Семененко Г.Д. - М, кл. Е 21 В 43/25, заявл. 17.02.98, опубл.
28.06.99.
44
Песляк
Ю.А.,
Уразаков
К.Р.
Приближенный
расчет
гидродинамического сопротивления движению колонны штанг в
наклонно
направленных
скважинах//
Сб.
науч.
тр. ВНИИ
"Эксплуатация скважин механизированным способом". -1985. Вып. 93.
45
Песляк Ю.А., Уразаков К.Р. Расчет прижимающих сил муфт и
штанг в наклонно направленной скважине// Тр. БашНИПИнефти. 1985.-Вып. 72.
46
Песляк
Ю.А.,
Уразаков
К.Р.
Трение
штанг
в
наклонно
направленной скважине// Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 10.
47
Песляк Ю.А., Уразаков К.Р., Минликаев В.З. Экспериментальное
исследование трения муфт и штанг о насосные трубы// Тр.
БашНИПИнефти. -1985. - Вып. 72.
48
Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации
жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам,
дренирующим горизонтальный пласт. // Труды ВНИИ, вьш, XXXII,
М. Гостоптехиздат, 1960.
49
Погружные насосы и насосно-эжекторные системы -
новые
возможности в нефтегазодобыче, нефтеотдаче и нефтегазосборе /
Дроздов А.Н., Деньгаев А.В., Вербицкий B.C., Монахов В.В.,
Ламбин Д.Н. / Научно-технический вестник НК «ЮКОС», №10,
2004 г. - с. 3-9.
по
50
Полубаринова-Кочина
П.Я.
О
наклонных
и
горизонтальных
скважинах конечной длины. // ПММ, т.ХХ АН СССР 1956.
51
Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях
Западной Сибири/ Шумилов В.А., Сельцов И.А., Махиня Г.И. и
др.// Обзорн. инф, ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1989.
52
Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Причины низкой эффективности
эксплуатации одной из горизонтальных скважин Верх-Тарского
месторождения// Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 4. - с. 102 - 103.
53
Сравнительный
анализ
результатов
применения
различных
технологий разработки пласта АВ]'"'^ «рябчик» на Самотлорском
месторождении. - Тюмень: Тюм. кн. изд-во, 2001. - 100с.
54
Табаков
В.П.
Определение
дебитов
кустов
скважин,
оканчивающихся горизонтальными участками стволов в плоском
пласте. НТС по добыче нефти N13, М. Гостоптехиздат 1961.
55
Териков В.А., Дроздов А.Н. Промысловые исследования скважин
Самотлорского
пакерных
месторождения,
гидроструйных
оборудованных
насосов,
и
установками
перспективы
развития
гидроструйного способа эксплуатации. // Нефтепромысловое дело.
2003 г. - №4 - С. 20-24
56
Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных
скважин. - М.: Недра, 1993. - 169 с.
57
Хоминец З.Д., Косаняк И.Н., Лисовский B.C. Результаты
и
перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и
разработке месторождений. - Нефтяное хозяйство, 1998, № 5.
58
Чарный И.А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих
и подгазовых нефтяных месторождениях. // Труды совещания по
111
НИР в области вторичных методов добычи нефти. Баку, Изд. АН
АзССР, 1953.
59
Чарный И.А. Подземная гидромеханика. - М.-Л.: Гостонтехиздат,
1948.-196с.
60
Черных В.А. Уравнение притока газа к горизонтальной скважине. //
Газовая промышленность, N»IO, 1992.
61
Bright Future Predicted for Horizontal Drilling. // Oil Weekly, v.l 15, N3,
18/IX, 1944.
62
СЬафегоп J. Theoretical Study of Coning Toward Horizontal and
Vertical Wells in Anisotropic Formation. Subcritica and critical Rates.
SPE 15377, 1986.
63
Economides M.J., McLennan J.D., Brown E. «Perfomance
and
accumulation of horisontal wells».// World Oil, 1989. v208, №6, - pp. 41
-45.
64
Giger P.M., Combe J., Reiss L.M. Linteret Du Forage Horizontal Pour
L'exploitation De Gisements Dhydrocarburees. // Revue De L'institut Fr.
Du Petrole. v.38, N3, -May-Jam, 1983.
65
Giger P.M. Horizontal Wells Production Techniques in Heterogeneous
Reservoir. SPE 13710, 1985.
66
Giger P.M. Reduction Du Nomber de Puits Par Iutilisation de Forages
Horizontaux. // Revue De L'instimt Fr. Du Petrole. v.3S, N3, May-Juin,
1983.
67
Joshi S. Horizontal well technology. - Oklahoma.: 1991. - 312c.
68
Karcher B.J., Giger P.M., Combe J. Some Practical Formulas to Predict
Horizontal Well Behavior. SPE 15430, 1986.
69
Ranecy L. Possibilities in Horizontal Drilling. // Petr. World. Los
Angeles, v.36, N7, УН, 1939.,
112
70
Ranecy L. Horizontal Drilling Through Outcrop Brings Results. // Oil
and Gas Journal, v.37, N49,20/TV, 1939.
71
Ranecy L. Drilling Horizontal Wells from a Vertical Shaft. // Oil and Gas
Journal, V.39, N37,23Л, 1941.
72
Ranecy L. Drilling Wells Korizontaly. // Oil Weekly, v.lOO, N7, 20/1,
1941.
113