- •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
3.6 Определение устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола, отсутствии жидкости в продукции скважины и фонтанных труб на горизонтальном участке ствола
Устьевое давление горизонтальной скважины не оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке определяется по формуле:
, (3.62)
где Qг– дебит горизонтальной скважины
Cучетом формул (3.42) и (3.43) получим следующую формулу для опре-деления дебита горизонтальной газовой скважины
, |
(3.63) |
, |
(3.64) |
где L– длина горизонтального участка;
|
(3.65) |
Результаты расчетов устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола представлены в таблице 3.8 и рисунках 3.10, 3.11.
Таблица 3.8 – Результаты расчетов устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола скважины № 14003
Рпл |
Рз |
Qг |
Ру |
aг |
bг |
Rк |
h |
L |
МПа |
МПа |
тыс.м³/сут |
тыс.м³/сут |
МПа^2*сут/тыс.м3 |
(МПа сут/тыс.м3)^2 |
м |
м |
м |
20 |
19 |
1436 |
13,535 |
0,0259 |
8,99·10-7 |
500 |
34,6 |
120 |
15 |
14 |
1081 |
9,925 |
0,0259 |
8,99·10-7 |
500 |
34,6 |
120 |
11 |
10 |
790 |
7,048 |
0,0259 |
8,99·10-7 |
500 |
34,6 |
120 |
7 |
6 |
494 |
4,183 |
0,0259 |
8,99·10-7 |
500 |
34,6 |
120 |
4 |
3 |
268 |
2,038 |
0,0259 |
8,99·10-7 |
500 |
34,6 |
120 |
20 |
19 |
1795 |
12,643 |
0,0207 |
5,75·10-7 |
500 |
34,6 |
150 |
15 |
14 |
1351 |
9,234 |
0,0207 |
5,75·10-7 |
500 |
34,6 |
150 |
11 |
10 |
988 |
6,527 |
0,0207 |
5,75·10-7 |
500 |
34,6 |
150 |
7 |
6 |
618 |
3,838 |
0,0207 |
5,75·10-7 |
500 |
34,6 |
150 |
4 |
3 |
335 |
1,828 |
0,0207 |
5,75·10-7 |
500 |
34,6 |
150 |
20 |
19 |
2394 |
10,458 |
0,0155 |
3,24·10-7 |
500 |
34,6 |
200 |
15 |
14 |
1801 |
7,530 |
0,0155 |
3,24·10-7 |
500 |
34,6 |
200 |
11 |
10 |
1317 |
5,227 |
0,0155 |
3,24·10-7 |
500 |
34,6 |
200 |
7 |
6 |
824 |
2,959 |
0,0155 |
3,24·10-7 |
500 |
34,6 |
200 |
4 |
3 |
447 |
1,257 |
0,0155 |
3,24·10-7 |
500 |
34,6 |
200 |
Рисунок 3.9 – Зависимость устьевого давления от длины гори-зонтального ствола скважины № 14003
Рисунок 3.10 – Зависимость дебита от длины горизонтального ствола скважины № 14003
Из таблицы 3.8 и рисунка 3.9 выбираем оптимальную длину горизонта-льного ствола равную 150 м.
Для оценки влияния устьевого давления на конструкцию горизонтальных скважин следует исходить из реальной пропускной возможности вертикальной части ствола, обеспечивающей необходимое устьевое давление при дебитах, получаемых из горизонтальной части ствола.
Если ввод ДКС при освоении месторождения вертикальными скважинами связан либо с низким начальным пластовым давлением то при использовании горизонтальных скважин ввод ДКС возможен даже при достаточно высоком пластовом давлении. Из расчетов видно что при падении пластового давления до 11МПа при длине горизонтального ствола 150 м необходимо вводить ДКС.
Причиной необходимости ввода ДКС в случае применения гори-зонтальных скважин является высокая производительность таких скважин и отсутствие возможности бурения скважин больших диаметров, позволяющих оборудовать такие скважины фонтанными трубами больших диаметров и снизить потери давления по стволу скважины.
Таким образом, применение горизонтальных скважин при освоении газовых месторождений приводит к закономерному снижению устьевого давления по двум причинам: из-за большого дебита горизонтальных скважин и из-за потерь давления в горизонтальной части ствола вследствие ее значи-тельной длины.
Таблицы и графики наглядно показывают существенное приращение дебита при увеличении длины горизонтального ствола от 120 м до 200м.
Выполнен расчет устьевого давления скважины №14003 при различных дебитах и длинах горизонтального ствола из которого выбираем оптимальную длину равную 150 м.
Так же, по трем горизонтальным скважинам выполнили расчет устьевого давления при различных радиусах кривизны и диаметрах НКТ. Из которого выбираем радиус кривизны равный 100 м и диаметр НКТ равный 0,088, обеспе-чивающие минимальные потери давления по стволу горизонтальной скважины.
Прежде чем дать окончательные рекомендации по выбору длины горизонтального участка необходимо провести экономический расчет, который позволит выявить соотношение затрат и доходов при соответствующих изме-нениях параметров скважин и оценить экономическую целесообразность выбора того или иного варианта.