- •Реферат
- •2 Газогидродинамические исследования газовых и 25
- •2.1 Цели, задачи и классификация методов газогидродинамических исследований вертикальных скважин 25
- •3 Методы определения забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций 51
- •4 Безопасность и экологичность проекта 79
- •Введение
- •Тектоника
- •Литолого – стратеграфическая характеристика вскрытых отложений
- •1.4 Фильтрационно – емкостные свойства коллекторов
- •1.5 Устойчивость коллекторов к деформации и разрушению
- •1.6 Начальные термобарические параметры пласта
- •1.7 Состав и свойства пластового газа
- •1.8 Общие сведения о водоносном бассейне, физико – химическая характеристика пластовых вод
- •1.9 Тип залежи, запасы газа и конденсата в зоне укпг – 14
- •2 Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных скважин
- •2.1 Цели, задачи и классификация методов газогидродинамических исследований вертикальных скважин
- •2.2 Технологические режимы работы скважин №№ 14003, 285, 386
- •2.3 Результаты газогидродинамических исследований скважин №№ 14003,285,386
- •2.4 Коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальных скважин 14003, 285, 386. Их использование для пересчета на аналогичные коэффициенты горизонтальных скважин
- •2.4.1 Пересчет коэффициентов фильтрационного сопротивления вертикальных скважин на горизонтальные скважины
- •3 Методы определения забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций
- •3.2 Определение давления у башмака фонтанных труб в горизонта-льных скважин с малым радиусом кривизны при отсутствии жидкости в ее продукции и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола
- •Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб трех горизонта-льных скважин с малым радиусом кривизны представлены в таблице 3.2.
- •3.3 Методика определения давления у башмака фонтанных труб для различных длин и диаметров на горизонтальном участке.
- •3.3.1 Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с большим и средним радиусами кривизны при отсутствии в их продукции жидкости и частично оборудованных фонтанными трубами
- •3.3.2 Определение давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин с большим и со средним радиусами кривизны, частично оборудо-ванных фонтанными трубами при отсутствии жидкости в их продукции
- •3.3.3 Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны и частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии в их продукции жидкости
- •3.4 Методика определения устьевого давления в горизонтальных скважинах при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб, дебитах скважины и радиусах кривизны
- •3.5 Определение устьевого давления при отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке и наличии жидкости в продукции скважины
- •3.6 Определение устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола, отсутствии жидкости в продукции скважины и фонтанных труб на горизонтальном участке ствола
- •4 Безопасность и экологичность проекта
- •4.1 Основные виды техногенного воздействия при строительстве скважин
- •4.1.1 Подготовительные работы к строительству
- •4.1.2 Монтаж сооружений и оборудования
- •4.1.3 Подготовительные работы к бурению, бурение и крепление скважины
- •4.1.4 Испытание продуктивных пластов
- •4.1.5 Демонтаж сооружений и оборудования
- •4.1.6 Рекультивация нарушенных земель
- •4.2 Предпосылки возникновения возможных нештатных ситуаций на буровой установке
- •4.3 Обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин
- •4.3.1 Характеристика буровой установки как источника техногенного воздействия на окружающую природную среду
- •4.4 Расчет предотвращенного экологического ущерба при строительстве горизонтальных скважин
- •4.4.1 Предотвращенные убытки от изъятия земель во временное пользование
- •4.5 Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате размещения отходов на специализированной площадке захоронения
- •4.6 Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате загрязнения атмосферного воздуха стационарными и передвижными источниками выбросов.
- •5 Оценка эффективности бурения горизонтальных скважин
- •5.1 Оценка экономической эффективности мероприятий
- •5.2 Порядок расчета экономической эффективности мероприятий
- •5.3 Расчет экономической эффективности бурения горизонтальных и вертикальных скважин
- •Заключение
- •Список использованных источников
3.3.3 Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны и частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии в их продукции жидкости
Как было отмечено, при малом радиусе кривизны ствола существует возможность упростить формулу (3.11), сохраняя при этом высокую точность определения забойного давления. Такое упрощение возможно путем исключения из формулы (3.11) слагаемых, связанных с радиусом кривизны, в частности, параметров Sиск ииск. Тогда для горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны формула (3.11) примет вид
, (3.27)
где ;
Rиск.м – радиус кривизны искривленного участка, используемого для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному с малым радиусом.
Величина Sбфi связана с профилем горизонтального участка, который может быть восходящий, горизонтальный и нисходящий и определяется по формуле (3.12). Если профиль горизонтального участка восходящий, то знак параметраSбфв будет отрицательный, а если нисходящий, то положительный. Параметрыв игфдолжны быть определены по формулам
, (3.28)
, (3.29)
, (3.30)
Тсрг– средняя температура газа в пределах горизонтального участка фонтанных труб и должна определяться по формуле
, (3.31)
где Тк.иск,Тбф – соответственно температура газа у конца искривленного учас-тка и башмака фонтанных труб;
Lгф – длина фонтанных труб в горизо- нтальном участке;
гф – коэффициент гидравлического сопротивления фонтанных труб в горизонтальном участке ствола;
Zср.гф– коэффициент сверхсжимаемости газа при условиях Рср.гфи Тср.гф.[8].
3.4 Методика определения устьевого давления в горизонтальных скважинах при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб, дебитах скважины и радиусах кривизны
3.4.1 Определение устьевого давления при отсутствии на горизонта-льном участке фонтанных труб и жидкости в продукции
Для расчета устьевого давления в горизонтальных скважинах не оборудованных фонтанными трубами на горизонтальном участке (рисунок 3.3), необходимо определить: забойное давление по известным пластовому давлению Рпл.и депрессии на пласт ∆Р по следующей формуле
(3.32)
Далее по формулам для определения устьевого давления при отсутствии на горизонтальном участке фонтанных труб и жидкости в добываемом газе
(3.33)
где
, (3.34)
, (3.35)
, (3.36)
, (3.37)
где – относительная плотность газа по воздуху;
Hвер– глубина вертикального участка;
Ниск– вертикальная составляющая искривленного участка, равнаяRиск;.
Lгор– длина горизонтального участка.
Рисунок 3.3 - Схема горизонтальной скважины не оборудованной на горизонтальной участке фонтанными трубами.
Тср.вер., Тср.иск.,Zср.вер.,Zср.иск., Рср.вер., Рср.иск..необходимо определять по следующим формулам
;;(3.38)
;;
(3.39)
λвер, λиск., λгор.– коэффициенты гидравлического сопротивления труб.
Как правило dфт.вер.,dфт.иск.,dфт.гор. При отсутствии фонтанных труб на горизонтальном участке λгор ≠ λвери λгор≠ λиск.
, (3.40)
где
Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ, при отсутствии жидкости в продукции скважины представлены в таблице 3.5 и рисунках 3.4 - 3.6.
Таблица 3.5 – Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ скважин №№ 14060,15072, 15073
14060 |
15072 |
15073 | ||||||||||
Pпл |
6,570 |
Pпл |
10,0 |
Pпл |
15,98 | |||||||
∆Р |
0,686 |
∆Р |
2,65 |
∆Р |
4,7 | |||||||
Pу |
Rкр |
dнкт |
Pу |
Rкр |
dнкт |
Pу |
Rкр |
dнкт | ||||
МПа |
м |
мм |
МПа |
м |
мм |
МПа |
м |
мм | ||||
4,186 |
100 |
0,062 |
5,637 |
100 |
0,062 |
8,892 |
100 |
0,062 | ||||
4,780 |
0,076 |
5,982 |
0,076 |
9,215 |
0,076 | |||||||
4,934 |
0,088 |
6,076 |
0,088 |
9,304 |
0,088 | |||||||
4,076 |
300 |
0,062 |
5,508 |
300 |
0,062 |
8,692 |
300 |
0,062 | ||||
4,680 |
0,076 |
5,859 |
0,076 |
9,020 |
0,076 | |||||||
4,835 |
0,088 |
5,954 |
0,088 |
9,110 |
0,088 | |||||||
3,966 |
500 |
0,062 |
5,381 |
500 |
0,062 |
8,495 |
500 |
0,062 | ||||
4,581 |
0,076 |
5,737 |
0,076 |
8,828 |
0,076 | |||||||
4,738 |
0,088 |
5,833 |
0,088 |
8,920 |
0,088 |
Рисунок 3.4 – Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины № 14060
Рисунок 3.5 – Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины № 15072
Рисунок 3.6 – Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины № 15073
3.4.2 Определение устьевого давления при наличии на горизонтальном участке фонтанных труб и отсутствии жидкости в продукции скважины
При расчёте устьевого давления горизонтальной скважины большую роль играет её конструкция. В основном это касается глубины спуска НКТ.
Принципиальная схема горизонтальной скважины с частично оборудованным фонтанными трубами горизонтальным стволом представлена на рисунке 3.7.
Рисунок 3.7 – Схема горизонтальной скважины частично оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке.
Устьевое давление горизонтальной скважины частично оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке определяется по формуле
(3.41)
параметры Sв,Sископределяются из равенств:
, (3.42)
, (3.43)
ρ̅ – относительная плотность газа;
Нв – глубина вертикального участка ствола;
Ниск- вертикальная составляющая искривленного участка;
Zср.в, Тср.в,Zср.иск., Тср.иск. – средневзвешенные коэффициенты сверхсжимаемости и температуры газа на вертикальном и искривленном участке. Значения этих параметров определяются из зависимостей
, (3.44)
, (3.45)
(3.46)
где Ту– температура газа на устье скважины;
Тк.в.Тк.иск.– температура газа у конечных сечений вертикального и искри-вленного участков;
Ркв, Рк иски Ркр– соответственно давление на концах вертикального, искривленного участков и критическое давление газа.
Параметры в,иск, г,г.нкт определяются по формулам
, (3.47)
, (3.48)
, (3.49)
, (3.50)
где dв,dиск,dг.нкт,Dэкс – внутренние диаметры фонтанных труб и эксплуата-ционной колонны;
λв, λиск, λг, λг.нкт– коэффициенты гидравлического сопротивления НКТ и эксплуатационной колонны.
Значение параметра
(3.51)
где Lиск– длина дуги с радиусомRиск,
Рассмотрим случай, когда НКТ спущены до конца искривлённого участка.
Расчёт устьевого давления для скважины такой конструкции аналогичен приведенному выше. Исключение составит лишь слагаемое, характеризующее потери давления на горизонтальном участке.
(3.52)
Параметр θграссчитывается по формуле (3.39). Параметрыв,иск,Sв,Sископределяются по формулам (3.37), (3.38), (3.33) и (3.34) соответственно.
Результаты расчета зависимости устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб, при отсутствии жидкости в продукции скважины представлены в таблице 3.6 и рисунке 3.8.
Таблица 3.6 – Результаты расчета зависимости устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб скважины №14060
dнкт |
0,062 |
0,062 |
0,062 |
0,076 |
0,076 |
0,076 |
0,088 |
0,088 |
0,088 |
Lнкт |
100 |
250 |
350 |
100 |
250 |
350 |
100 |
250 |
350 |
Pу |
4,1002 |
4,0200 |
3,9655 |
4,7517 |
4,7288 |
4,7134 |
4,9181 |
4,9080 |
4,9012 |
Pз |
5,884 |
|
Рисунок 3.8 – Зависимость устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб скважины №14060