ТЕХНОЛОГИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
.pdfСПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
необсаженным забоем, но в настоящее время существует тенденция не использовать заканчивание скважины с необсаженным забоем, за исключением в формациях как меловая формация Остин.
(1)необсаженный забой
(2)заканчивание с использованием хвостовиков с щелевидными продольными отверстиями.
(3) хвостовик с частичной изоляцией Наружные пакеры обсадной колонны
(4) Зацементированный или перфорированный хвостовик Рисунок 1-11 Схема различных вариантов заканчивания для горизонтальных скважин
Важно отметить, что много горизонтальных скважин, особенно в морских акваториях Европы и Азии, успешно заканчивались с использованием хвостовиков с щелевидными продольными отверстиями. Во многих этих скважинах скорость потока превышала от несколько сот до тысяч баррелей в день. При высокой скорости потока у скважины больше шансов самоочищаться, чем при медленной скорости потока.
4. Требования возбуждения: Предпочтительнее зацементированные горизонтальные скважины, если скважина должна быть разрушена. Скважина может быть изолирована в нескольких зонах вдоль ее длины с использованием пакер-пробок, и каждая зона может быть разрушена независимо. Недавно несколько скважин были завершены путем искусственного образования многочисленных трещин вдоль длины скважины. С механической точки зрения, предпочтительно образовывать трещины на разных зонах вдоль скважины поэтапно. Благоразумно применять критерии технологии исследований и разработки коллекторов для проектирования числа разломов, необходимых вдоль длины скважины для максимальной добычи и минимизации стоимости образования трещин.
Недавно было опубликовано несколько работ, в которых обсуждалось ориентирование искусственно образованных трещин относительно направления бурения горизонтальной скважины. В принципе, для первичного производства некоторые предпочитают получать трещины перпендикулярные к направлению ствола скважины и увеличить дренаж. Однако, такая конфигурация не желательна для методов вторичной добычи. В разрабатываемой модели, искусственное образование трещин перпендикулярное направлению скважины может вызвать короткую жидкостную циркуляцию, в результате чего происходит преждевременный прорыв и низкий коэффициент охвата. Таким образом, если предполагается вторичный метод разработки, следует избегать искусственного образования трещин перпендикулярно направлению горизонтальной скважины. На самом деле для вторичного метода разработки желательно искусственное образование трещин параллельно направлению горизонтальной скважины.
Трудно разрушать скважины законченные как скважина, не закреплённая обсадными трубами, или закреплённую хвостовиком с щелевидными продольными отверстиями. Это из-за образования многих утечек вдоль длины скважины. Подобным образом, одинаковое окисление вдоль длины скважины затруднено в
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
скважине законченной как скважина, не закреплённая обсадными трубами, или закреплённой хвостовиком с щелевидными продольными отверстиями. Трудность одинакового окисления вдоль длины скважины можно уменьшить используя скрученной трубы. Для обеспечения одинакового распределения кислоты вдоль трубы, скрученная труба должна передвигаться вверх и вниз скважины, распыляя кислоту. Другой альтернативой является использование поэтапное окисление, при котором каждый этап отделяется химической отводящей перегородкой. (химическая отводящая перегородка со временем ломается)
5. Требования механизма добычи: В некоторых скважинах, особенно в пробуренных в трещиноватых пластах особенно с нижним водонапорным режимом, вода может прорваться через определенный участок длинной горизонтальной скважины. Подобным образом, при повышенной норме добычи, закачиваемый флюид, такой как вода, может показать преждевременный прорыв вдоль небольшой части эксплуатационной горизонтальной скважины. В таких случаях, необходимо перекрыть определенную часть длинной скважины.
Эффективным способом перекрытия определенной части длинной скважины является изолирование зоны, где нежелательные флюиды прорываются в скважину и закупорить эту зону цементом. План заканчивания должен включать учет таких дополнительных обстоятельств.
В пластах с газовой шапкой, важно получить эффективную изоляцию скважины от газовой шапки. Можно или использовать пакеры или зацементированные хвостовики для изоляции эксплуатационной трубы от газовой шапки. В литературе отмечается, что некоторые горизонтальные скважины не оправдали надежд из-за преждевременного прорыва газа в часть скважины, расположенной вблизи газовой шапки.
Редко горизонтальные скважины действительно горизонтальные; скорее они отклоняются вверх и вниз в вертикальном плане. В скважинах с низким темпом форма скважины может оказывать значительное воздействие на продуктивность скважины, особенно когда вовлечено многофазное течение. Например, вода может накопляться в небольшом отделе скважины и может быть трудным вытеснить ее. Подобным образом, существует возможность газовой пробки около крючкооюразной части скважины. В таких ситуациях, для ослабления проблемы можно использовать скважинный газосепаратор. Однако, лучший способ решить эту сложную задачу спроектировать траекторию ствола буровой скважины слегка по восстанию или по падению, в зависимости от механизма пласта. Это ускорит отделение флюида вдоль длины скважины и уменьшит проблемы из-за газовой пробки в нефтяной скважине и блокирование жидкостью в газовых и конденсатных скважинах.
6. Требования капитального ремонта: до выбора варианта заканчивания, должны быть рассмотрены требования капитального ремонта, но их трудно предвидеть. Например, рассмотрим заканчивание горизонтальной скважины со средним радиусом в подходящем, но трещиноватом известняковом пласте с вытеснением нефти нагнетаемой водой. Можно предположить возможность прорыв воды вдоль
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
короткой части горизонтальной скважины иногда во время периода эксплуатации скважины. Возможны следующие три сценария заканчивания:
а. можно вставить хвостовик с щелевидными продольными отверстиями и извлечь его позже когда прорвется вода или содержание воды станет высоким. После извлечения хвостовика, можно вставить обсадную требу и зацементировать ее. Это остановит образование воды. Однако, насколько рискованно извлекать хвостовик с щелевидными продольными отверстиями из горизонтальной скважины?
б. можно зацементировать скважину и перфорировать ее. Как только прорвется вода, можно использовать каротаж в эксплуатационных скважинах для определения местонахождения зоны высокого образования воды. Позже можно закупорить зону цементом.
в. Можно закончить скважину как скважину, не закреплённую обсадными трубами и ждать пока прорвется вода для проектирования хода действий.
Каждый из этих вариантов имеет связанные с ними расходы и риски. Выбор заканчивания должен быть основан на местном опыте работы и желании оператора допустить степень риска.
В настоящее время при технологии с ультракоротким радиусом, труба отделяется как только пробурена скважина. Поэтому невозможно снова войти в горизонтальный отдел ствола скважины. В скважину с коротким радиусом возможно снова войти с использованием скрученной трубы. С помощью скрученной трубы возможно снова войти безопасно в скважину, законченную хвостовиком с щелевидными продольными отверстиями, чем снова войти в необсаженный ствол скважины. В скважинах со средним и длинным радиусом снова войти не очень сложно. В этих скважинах могут быть использованы или закрученные трубы или инструменты перемещения бурильной трубы.
7. Требования ликвидации скважины: В настоящее время не действуют специальные правила по ликвидации скважины. Однако, оператор должен предусмотреть эту необходимость и спроектировать заканчивание скважины так, чтобы скважина могла быть ликвидирована безопасно.
РЕЗЮМЕ О ЗАКАНЧИВАНИИ Подходящее заканчивание скважины важный этап для обеспечения успеха
проекта горизонтальной скважины. На основе требований заканчивания можно выбрать соответствующую технологию бурения. Например, если скважина должна быть зацементирована, не может быть применена технология бурения с ультракоротким или коротким радиусом. И наоборот, скважины со средним и длинным радиусом не могут быть зацементированы или перфорированы. Таблица 1-4 содержит краткое описание возможных вариантов заканчивания и вариантов регистрации для трудных методов бурения.
РЕЗЮМЕ В разделе 1 приводится краткий обзор технологии горизонтальной скважины
который содержит список ранних проектов горизонтальной скважины для первичной добычи и добычи нефти вторичным методом, обсуждение применения
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
горизонтальных скважин и показывает значительную выгоду в пластах с естественным разрывом, таких как меловая формация Остин, Техас, и формация Баккен в Северной Дакоте. Подобным образом, выгода горизонтальных скважин также видна при прорыве газа и образовании конуса обводнения, такие как сесторождение Роспо Маре, морская акватория Италии, Прудхоу-Бей, Аляска, морская акватория Нидерландов, морская акватория Индонезии и Импаие Або, Нью- Мексико.
Применение горизонтальных скважин основано на требованиях пласта и бурения. Во много раз на морских месторождениях, арктических месторождениях или экологически напряженных областях, горизонтальные скважины могут улучшить экономику путем сокращения числа скважин, которые необходимо для дренирования пласта. Сокращение числа скважин влияет на значительное сбережение средств.
Этот раздел также включает краткое описание различных методов бурения и ожидаемые длины горизонтальных скважин, которые могут быть пробурены с использованием этих методов, и описание различных методов заканчивания, перечисляя несколько аспектов пластов, бурения и производства, которые должны быть учтены до принятия решения о схеме заканчивания.
Ссылки
(стр. 54)
Где,
k = проницаемость t= время, часы
ф = пористость в трещине, безразмерные µ = вязкость, ср
Cu = первоначальная общая сжимаемость, psi -1 A= площадь, фут 2
rw = радиус скважины, фут
Как показано в Таблице 2-1, для вертикальной скважины расположенной в центре дренажного круга или квадрата, время для достижения псевдо-устойчивого
состояния составляет tDA = 0.1. Заменяя это в Уравнении 2-14, |
|
||||
tDA= |
0.1 = 0.000264 kt |
|
|||
|
ф µ CuA |
(2-15) |
|||
tpss = |
379 ф µ Cu A |
|
|||
|
k |
|
|
(2-16) |
|
tpss = |
время достичь псевдо-стабильного состояния в часах |
|
|||
tpdss= |
15.79 ф µ Cu A |
|
|||
|
k |
|
|
(2-17) |
|
tpdss = время достичь псевдо-стабильного состояния в днях |
|
||||
|
В общем, нефтяные скважины, освоенные на 40-акровой площадке и газовые |
||||
скважины основанные на 160-акровой площадке. Поэтому |
|
||||
|
40 акров = 40 х 43,560 фут2/акр = 1.7424 х 106 фут2 |
(2-18) |
|||
|
160 акров =160 х 43,560 фут2/акр = 6.9696 х 106 фут2 |
(2-19) |
|||
Заменяя эти площади в Уравнении 2-17 получается: |
|
||||
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Для 40-акровой скважины
tpdss= 27.512 x 106 ф µ Cu
k |
(2-20) |
Для 160-акровой скважины |
|
tpdss= 110.05 106 |
ф µ Cu |
k |
(2-20) |
Уравнение 2-15 и 2-16 показывают, что переходное время зависит от основных качеств пласта, такие как проницаемость, пористость и сжимаемость. Время для достижения псевдо-устойчивого состояния не зависит от возбуждения скважины. В случае нефтяных скважин, время для достижения псевдо-устойчивого состояния обычно от нескольких дней до месяца. В противоположность, для газовых скважин в низкопроницаемых пластах, время для достижения псевдо-устойчивого состояния может быть очень долгим, в некоторых случаях до нескольких лет.
ПРИМЕР 2-6
Для нефтяной скважины пробуренной на площади в 40 акров, расчет времени достижения псевдо-стабильного состояния.
Дано
ф = 10% |
сu = 0.00005, psi -1 |
А= 40 акр |
k = 35 md |
µ = 4.2 ср (неглубокая скважина, неподвижная нефть)
Решение
Используя Уравнение 2-16, время для достижения псевдо-устойчивого состояния исчисляется как
tpss = 379.0 х 0.1 х 4.2 х 0.00005 х А
35
=0.0002274 А
=0.0002274 (40 х 43,560)
=396 часов
tpss = 16.5 дней
ПРИМЕР 2-7
расчет времени достижения псевдо-стабильного состояния для газовой скважины пробуренной на 20или 160акровой площадке в пласте с первоначальным давлением 1450 psi. Даны следующие характеристики пласта:
ф = 7% |
µ =0.015 ср |
|
р 1 = 1450 psi |
А= 20 и 160 акр |
|
k = 0.03 md |
сu = 0.000690, psi -1 |
|
Решение |
|
|
tpss = 379 k µ сu А |
(2-1b) |
|
|
|
|
k
= 379 х 0.07 х 40.015 х 0.000690 х А
0.03
= 0.00915A
Для 20 акров tpss = 7974 часов 332 дней
0.91 лет
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Для 160 акров tpss = 63,772 часов
2657 дней
7.3 лет бесконечный период
Как указано в Примере 2-7, для газовых скважин (или нефтяных) пробуренных в пластах с низкой проницаемостью, особенно газовые скважины в пластах с проницаемостью менее 0.1 md, могут понадобится годы для переходного состояния к концу. В таких плотных пластах, трудно экономно дренировать пласт. В этих случаях нам необходим метод для ускорения дренирования пласта. Бурение с целью уплотнения сетки скважин и горизонтальное бурение обеспечивают альтернативы для эффективного дренирования пласта.
Результаты в Таблице 2-1 говорят нам, что безмерное время для достижения псевдо-стабильного состояния составляет tDA= 0.1, пока скважина центрально расположена в плане дренирования, т.е. когда скважина в центре круга или квадрата (хс/ус = 1). Когда план дренирования становится прямоугольным время для достижения псевдо-стабильного состояния увеличивается. Например, когда одна сторона прямоугольника дренирования в пять раз больше чем другая сторона (хс/ус = 5) безграничное время время для достижения псевдо-стабильного состояния составляет tDA= 1.0, т.е. в 10 раз дольше, чем вертикальная скважина расположенная центрально в плане дренирования. Таким образом, вертикальные скважины не могут дренировать эффективно прямоугольные области дренирования в пластах с однородной проницаемостью. Как указано в Таблице 2- 13, длинная горизонтальная скважина может дренировать прямоугольные площади намного быстрее, чем вертикальная скважина. Как показано на Примере 2-6, вертикальная скважина на площади 40акр достигает псевдо-стабильного состояния через 16 дней. По такому же принципу, кА показано на Рисунке 2-13, 2000-фтовая скважина достигнет псевдо-стабильного состояния ни площади 101 акр через 16 дней. В таблице 2-1 указано, что для достижения псевдо-стабильного состояния при дренировании, с использованием вертикальной скважиной, прямоугольной площади с хс/ус = 2.5 (показано на Рисунке 2-13) потребуется по крайней мере в три раза больше времени чем для 2000-футовой горизонтальной скважины. Таким образом, горизонтальные скважины могут быть использованы для дренажа больших объемов пластов за короткий срок. Это становится очень важным в пластах с низкой проницаемостью где близкое размещение вертикальной скважины для эффективного дренирования пласта. Поэтому, в пласте с низкой проницаемостью, горизонтальные скважины могут быть использованы для увеличения объема дренирования на скважину в заданный период времени.
Рисунок 2-13 Области дренирования горизонтальной и вертикальной скважины за заданный период времени
ВЛИЯНИЕ АНИЗОТРОПИИ ПО ПЛОЩАДИ Обсуждение ограничивалось для пластов с однородной проницаемостью по
площади, а именно kk = kv (см. Рис. 2-14а). В пластах с естественной трещиноватостью, проницаемость вдоль трещины больше чем в направлении перпендикулярном трещинам. В таких случаях, вертикальная скважина будет дренировать больше длины вдоль направления трещины. Формула ниже может
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
быть использована для оценки каждой стороны площади дренирования в пласте с анизотропией по площади. Допуская одну фазу, стабильное-состояние (независимо от времени) потока через пористую формацию, можно составить следующее уравнение:
(2-21)
Допуская постоянные значения кх и ку в направлении х и у, соответственно, Уравнение 2-21 записывается как,
|
(2-22) |
умножая и разделяя через √ кхку, Уравнение 2-22 становится |
|
|
(2-23) |
Это можно преобразить в |
|
|
(2-24) |
Где |
|
у’ = у √ кх/ку |
(2-25) |
и |
|
у = у’ √ ку/кх |
(2-26) |
Таким образом, пласт с анизотропией по площади будет эквивалентом пласта с эффективной горизонтальной проницаемостью √ кхку и длина вдоль стороны с высокой проницаемостью составляет √ ку/кх раз длины вдоль стороны с низкой проницаемостью. Таким образом, если проницаемость вдоль направления трещины в 16 раз больше, чем перпендикулярной к нему, тогда длина дренирования вдоль трещины в четыре раза больше, чем длина, перпендикулярная трещине (см. Рис 2- 14b).
Рисунок 2-14 площади дренирования вертикальной скважины в изотропных и анизотропных пластах.
В таких пластах с анизотропией по площади, трудно дренировать большую длину пласта в направлении с низкой проницаемостью с использованием вертикальных скважин. Горизонтальная скважина, пробуренная вдоль направления с низкой проницаемостью, имеет потенциал дренировать значительно большую площадь, чем вертикальная скважина, вследствие чего больше резерва для горизонтальных скважин, чем вертикальных. Таким образом, горизонтальные скважины выгодны в анизотропных по площади пластах. Очевидно, что в пластах с естественной трещиноватостью горизонтальные скважины пробуренные в направлении перпендикулярном естественным трещинам будут очень выгодны. Успех горизонтальных скважин в пластах с естественной трещиноватостью, такие как меловая формация Остин в Техасе, США, и формация Баккен Шеил в Северной Дакоте, США, иллюстрируют преимущества горизонтального бурения в анизотопных по площади формациях.
Но все еще обсуждения сконцентрированы на вертикальной скважине. Для трещиноватых вертикальных скважин имеются ограниченные результаты для подсчета времени для достижения псевдо-стабильного состояния в границах квадратного дренирования (см. Таблицу 2-3) 7 8 . Недавно подобные результаты были получены для горизонтальных скважин 10-12 Таблицы 2-4 и 2-5 перечисляют время для достижения псевдо-стабильного состояния для трещиноватых вертикальных скважин и горизонтальных скважин в прямоугольных площадях дренирования, соответственно. 10
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ТАБЛИЦА 2-3 КОЭФФИЦИЕНТ НОРМЫ И ВРЕМЯ ДЛЯ ДОСТИЖЕНИЯ ПСЕВДО-СТАБИЛЬНОГО СОСТОЯНИЯ ДЛЯ ТРЕЩИНОВАТОЙ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ В КВАДРАТНОЙ ПЛОЩАДИ ДРЕНИРОВАНИЯ. 7
xl/xe* |
CA |
InCA |
½ In (2.2458) |
Точно для |
Менее чем 1% |
|
|
|
CA |
tDA |
ошибка для tDA |
0.1 |
2.6541 |
0.9761 |
-0.0835 |
0.175 |
0.08 |
0.2 |
2.0348 |
0.7104 |
+0.0493 |
0.175 |
0.09 |
0.3 |
1.9986 |
0.6924 |
+0.0583 |
0.175 |
0.09 |
0.5 |
1.6620 |
0.5080 |
+0.1505 |
0.175 |
0.09 |
0.7 |
1.3127 |
0.2721 |
+0.2685 |
0.175 |
0.09 |
1.0 |
0.7887 |
-0.2374 |
+0.5232 |
0.175 |
0.09 |
* xl представляет половину длины (одно крыло) трещины и xe представляет половину длины стороны квадратной площади дренирования.
ТАБЛИЦА 2-4 ВРЕМЯ НАЧАЛА ПСЕВДО-СТАБИЛЬНОГО СОСТОЯНИЯ ДЛЯ ПРОХОДЯЩЕЙ СКВОЗЬ БЕСКОНЕЧНО-ПРОВОДИМОЙ ТРЕЩИНЫ С РАЗЛИЧНЫМ КОЭФФИЦИЕНТОМ ПРОНИКНОВЕНИЯ ТРЕЩИНЫ (xl/xe) И РАЗЛИЧНЫМИ КОЭФФИЦИЕНТАМИ (xс/уe)
|
|
|
|
xс/уe |
|
|
|
xl/xe |
1 |
2 |
3 |
|
5 |
10 |
20 |
0.01 |
0.2 |
0.3 |
0.45 |
|
0.7 |
2.0 |
3.0 |
0.05 |
0.2 |
0.3 |
0.45 |
|
0.7 |
2.0 |
3.0 |
0.10 |
0.2 |
0.3 |
0.45 |
|
0.7 |
2.0 |
3.0 |
0.20 |
0.2 |
0.3 |
0.45 |
|
0.7 |
2.0 |
3.0 |
0.40 |
0.2 |
0.3 |
0.45 |
|
0.7 |
2.0 |
3.0 |
0.50 |
0.2 |
0.3 |
0.45 |
|
0.7 |
2.0 |
3.0 |
0.70 |
0.2 |
0.3 |
0.45 |
|
0.7 |
2.0 |
3.0 |
ТАБЛИЦА 2-5 ВРЕМЯ НАЧАЛА ПСЕВДО-СТАБИЛЬНОГО СОСТОЯНИЯ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С РАЗЛИЧНЫМ КОЭФФИЦИЕНТОМ ПРОНИКНОВЕНИЯ (L/(2хе)) И РАЗЛИЧНЫМ КОЭФФИЦИЕНТОМ (xс/уe)
|
|
xс/уe |
|
L/(2хе)) |
1 |
2 |
5 |
0.2 |
0.15 |
0.2 |
0.6 |
0.4 |
0.15 |
0.2 |
0.6 |
0.6 |
0.15 |
0.2 |
0.6 |
0.8 |
0.15 |
0.2 |
0.6 |
1.0 |
0.10 |
0.15 |
0.3 |
Важно отметить, что существует некоторая разница в вычислении времени старта псевдо-стабильного состояния. Это из-за способа вычисления времени старта псевдо-стабильного состояния, как объясняется ниже. Для однофазного потока в
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
однородном пласте отношение между безразмерным давлением и безразмерным временем эксплуатации скважины при постоянном коэффициенте в ограниченном пласте (т.е. пласт с фиксированной площадью дренирования) дана как
Pn = A’ + 2 π tDA |
(2-27) |
Где |
|
A’ – константа. Принимая производную Уравнения 2-27 дает |
|
m = dpn/d tDA = 2 π |
(2-28) |
Таким образом, при вычислении однофазного потока, псевдо-стабильное состояние начинается когда наклон m становится 2 π. Некоторые инженеры допускают, что когда m достигает 10% от значения 2 π, начинается псевдо-стабильное состояние, а другие используют критерий 5% и некоторые – 1%. В зависимости от использованных критерий , можно оценить разные значения для времени начала псевдо-стабильного состояния. Применяемая критерия может дать значительно различные значения времени начала псевдо-стабильного состояния, как указано в Ссылке 13 и 14. В настоящее время, нет единого мнения касательно критерии, но большинство инженеров принимают tDA = 0.1, возможно потому что эти результаты были получены с использованием численного моделирования. Результаты Ссылки 10 для вычисления псевдо-стабильное состояние для горизонтальных скважин возможно консервативны потому что они используют требования наклона 5% в рамках значения 2 π.
Вышеуказанное указывает, что до использования любого без граничного времени для достижения псевдо-стабильного состояния, важно критично рассмотреть критерии, которые используются. Это особенно важно в определении местоположения скважин на площадке, где концессия лизинга длится всего несколько лет, скажем, менее 10 лет. На этих пластах время для начала псевдостабильного состояния становится важным для эффективного дренирования пласта в ограниченный период времени.
ПЛОЩАДЬ ДРЕНИРОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Благодаря большей длине скважины, в заданный период времени, при
одинаковых условиях работы, горизонтальная скважина дренирует большую площадь пласта, чем вертикальная скважина. Если вертикальная скважина дренирует определенный объем пласта (или площадь) в заданный период времени, тогда эта информация может быть использована для расчета площади дренирования горизонтальной скважины. На горизонтальную скважину можно посмотреть как на ряд вертикальных скважин, пробуренных рядом и законченных в ограниченной толщине продуктивной зоны. Тогда, как показано на Рисунке 2-13 и 2-15, каждый конец горизонтальной скважины дренирует или квадратную или круглую площадь, с прямоугольной площадью дренирования в центре. Эта концепция косвенным образом допускает, что толщина пласта значительно меньше, чем стороны площади дренирования. Необходимо подсчитать площадь дренирования горизонтальной скважины, допуская эллипсную площадь дренирования в горизонтальном плане, с каждым концом скважины как центр эллипса дренирования. В следующих примерах дан обзор методов подсчета площади дренирования горизонтальной скважины. В общем, разные методы дают довольно одинаковые результаты. При приближенном подсчете, 1000-футовая горизонтальная скважина может дренировать в два раза больше площади чем
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
вертикальная скважина в заданный период. Таким образом, важно использовать большее расстояние для разработки горизонтальной скважины, чем расстояние, использованное для вертикальной скважины.
Рисунок 2-15 площади дренирования 1000-футовой и 2000-футовой горизонтальной скважины
Следующие примеры показывают расчет площади дренирования для изотропных по площади и анизотропных пластов. В трещиноватом пласте, где проницаемость в одном направлении выше, чем в другом, тогда скважина будет соответственно дренировать большую длину в направлении с высокой проницаемостью фактором √ ку/кх , где ку представляет более высокую проницаемость в горизонтальном плане, а кх представляет более низкую проницаемость в горизонтальном плане (см. Рисунок 2-16)
ПРИМЕР 2-8
Площадь в 400 акров должна быть освоена с использованием 10 вертикальных скважин. Инженер предложил бурить или 1000-футовые или 2000футовые горизонтальные скважины. Расчет возможного числа горизонтальных скважин, которые эффективно смогут дренировать площадку. Допустим, что одна вертикальная труба эффективно дренирует 40 акров.
Решение
Вертикальная скважина на площади 40-акр может дренировать круг радиусом 745 фут. Если rcv - радиус дренирования вертикальной скважины, тогда
Площадь круга = π rcv2 = 40 акр х 43,560 кв. фут/акр ; rcv = 745фут
Два метода могут быть использованы для расчета площади дренирования горизонтальной скважины на основе площади дренирования вертикальной скважины на площади в 40 акров.
Метод I
Как указано на Рисунке 2-15, 1000-футовая скважина дренирует 74 акра. Площадь дренирования представлена как два полукруга на каждом конце и прямоугольника посередине. Подобным образом, как показано на Рисунке 2-15, 2000-фктовая скважина дренирует 108 акр.
Метод II
Если допустить, что площадь дренирования горизонтальной скважины является эллипс в горизонтальном плане, тогда
Рисунок 2-16 площади дренирования горизонтальной и вертикальной скважин в трещиноватом пласте.
Для 1000-футовой скважины,
а= половина большой оси эллипса = (L/2) + 745
=(1000/2) + 745 = 1245 фут
b = половина малой оси эллипса = 745 фут Площадь дренирования = π ab/43,560