- •26. Применимость методов разработанных для вертикальных скважин при обработке результатов исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтраций.
- •27. Обоснование безводного режима работы горизонтальных скважин. Преимущество горизонтальных скважин над вертикальными с позиции их возможного обводнения.
- •28. Оценка фильтрационных свойств пласта, вскрытых горизонтальными скважинами, по результатам исследования на стационарных режимах фильтрации.
- •29. Определение длины горизонтального ствола в процессе разработки для сохранения постоянного начального дебита при постоянной депрессии на пласт.
- •31. Определение дебита горизонтальной скважины, вскрывшей однородный анизотропный пласт с асимметричным расположением ствола по толщине.
- •32. Обоснование температурного технологического режима работы горизонтальных скважин при отсутствии мерзлых пород в окружающей ствол скважины среде.
- •33. Вскрытие пласта горизонтальным стволом с единым заданным углом. Недостатки такого вскрытия пласта.
- •34. Определение дебита горизонтальной скважины, вскрывшей анизотропный пласт, с асимметричным расположением ствола относительно контуров зоны дренирования.
- •35. Влияние гидродинамической связи между пропластками на выбор профиля вскрытия горизонтальным стволом.
- •36. Влияние веерного размещения горизонтальных скважин при освоении морских месторождений на образование глубокой депрессионной воронки.
- •37. Вскрытие неоднородных многопластовых залежей горизонтальным стволом ступенчатым профилем с учетом запасов газа в пропластках и их проницаемости.
- •38. Определение дебита горизонтальной скважины, вскрывшей однородный анизотропный пласт с асимметричным расположением ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования.
- •39. Обоснование максимально возможных дебитов горизонтальных скважин с учетом полноты вскрытия и формы и размеров дренируемых ими зон.
- •40. Влияние длины и диаметра фонтанных труб в горизонтальном участке на производительность скважин и на потери давления по стволу.
- •1.В зоне отсутствия фонтанных труб.
- •2.В зоне, оборудованной фонтанными трубами, систему уравнений будет иметь вид.
- •41. Выбор конструкции горизонтальных скважин при вскрытии неоднородных пластов. Основные недостатки при вскрытии таких пластов со значительной длиной горизонтального участка.
- •43. Определение распределения дебита горизонтальной скважины по длине горизонтального участка при отсутствии на этом участке фонтанных труб.
- •44. Влияние профиля горизонтального участка ствола на величины пластового и забойного давлений и на обработку результатов исследования скважин на стационарных режимах фильтрации.
- •46. Определение распределения температуры газа по стволу горизонтальной скважины на горизонтальном и искривленном участках.
- •47. Охрана окружающей среды и природных ресурсов газа и конденсата при разработке месторождения с применением горизонтальных скважин.
- •48. Оценка потерь газа при исследовании горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации и возможности его снижения.
- •49. Бурение горизонтальных зарезок из имеющихся вертикальных скважин для сохранения заданного годового отбора в период падающей добычи газа.
- •50. Критерии, используемые при обосновании, технологических режимов работы горизонтальных скважин.
- •51. Определение пластового давления в горизонтальных скважинах с различных конструкций.
43. Определение распределения дебита горизонтальной скважины по длине горизонтального участка при отсутствии на этом участке фонтанных труб.
При отсутствии в горизонтальном участке ствола фонтанных труб (см. рисунок 7), уравнение движения газа по горизонтальному стволу будет иметь вид:
где F -площадь поперечного сечения горизонтального ствола, определяемая из равенства - плотность газа по длине горизонтального ствола, которая согласно уравнению состояния можно
представить в виде:
где Р и Т – давление и температура по длине горизонтального ствола.
Если исходить из того, что влияние d/dl(Q/ρ) может быть выражено через:
Приращение дебита газа dQ на элементе dl (см. рисунок 7) горизонтального ствола, полностью вскрывшего полосообразный пласт при параболическом характере изменения толщины пласта в призабойной зоне в пределах h1=h/2-Rс и постоянной толщине за пределами этой зоны будет определяться уравнением:
Система уравнений (44) и (46) должна быть решена при граничных условиях:
L=0; P=Pзт и Q=0 (47)
где Pзт – забойное давление у торца горизонтального ствола, аг и bг – коэффициенты фильтрационного сопротивления при притоке газа к горизонтальному стволу. В анизотропных пластах эти коэффициенты определяются по формулам:
Система из двух уравнений (44) и (46) при заданных исходных данных была решена методом Рунге-Кутта. На рисунке 7 показано распределение забойного давления и дебита горизонтальной скважины по длине горизонтального ствола, не оборудованного фонтанными трубами. Как и следовало ожидать при переменном забойном давлении по длине горизонтального ствола, т.е. при уменьшении забойного давления происходит интенсивный рост притока газа от торца к его начальному участку. Это означает, что при определении потерь давления по длине горизонтального участка следует пользоваться переменным суммарным дебитом.
44. Влияние профиля горизонтального участка ствола на величины пластового и забойного давлений и на обработку результатов исследования скважин на стационарных режимах фильтрации.
На величину пластового Р влияют: профиль горизонт ствола; размещение этого участка ствола по напластованию; неоднородность пласта при его вскрытии зенитным углом.
На величину забойного Р влияют: профиль горизонт ствола; радиус кривизны; оборудование горизонт участка фонтан трубами; наличие в продукции жидкой фазы.
При минимальном радиусе кривизны потери давления минимальны. При средних и больших радиусах расчёт другой. Расчёт забойного Р в горизонт скв ведётся методом последовательных приближений. На величину забойного Р влияют две силы: сила тяжести, создаваемая столбом газа (Ру2∙ е2S) и скоростной напор (ΘQ2). Сила тяжести зависит от глубины, а скоростной напор отLг.
При нисходящем профиле пластовое и забойное Р различаются по длине ствола скв. Забойное Р у перехода от горизонт к искривлённому участку меньше, чем на торце. При ступенчатой системе разработки происходит потеря Р при переходе из одного пропластка в другой. Наиболее выгодный вариант для разработки явл-ся полное вскрытие и квадратная форма зоны дренирования (Lфр = Lг = 2Rк).
Желательно иметь не абсолютно горизонт профиль, а наклонный для избегания накопления влаги, конденсата и остатков бурового раствора.
Рпл = Рст ∙ еS , где S = 0,03415 ∙ (ρ от ∙ Н / Z ∙ T)
Р2з т = Р2у ∙ е2S + ΘвQ2 , где S = Sв + Sиск ± Sгh, где h – отклонение торца ствола от горизонтали
вверх(-) или вниз (+).
Обозначения: ρ от – относительная плотность газа; Н – глубина;Z– коэфф сверхсжимаемости газа;T– температура газа;Q– дебит скважины.
РуLфр
Rк
Lг
Rк
Рпл3
Рз2 Рпл2
Рз1 Рпл1
45. О возможности осреднения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин различных конструкций для использования их при приближенном методе прогнозирования показателей разработки.
Коэффициенты фильтрационного сопротивления aиbвключают в себя параметры: свойства пористой среды; свойства флюида; геометрия зоны дренирования. На определениеaиbвлияют такие факторы, как: полнота вскрытия; профиль скв; длина и диаметр труб.
При проектировании разработки горизонт скв aиbгоризонтальные рассчитывают на основеaиbвертикальных по данным исследования вертикальных разведочных скв. Роль этих коэфф при прогнозировании сводится к тому, что в уравнении притока газа к скважинам эти коэфф играют роль коэфф пропорциональности между разницей квадратов Рпл и Рз и скоростью (дебитов) фильтрации. На практике эти коэфф не могут быть постоянными, так как от режима к режиму изменяются свойства пористой среды и насыщающих ее флюидов, особенно при больших депрессиях на пласт. Коэфф фильтрац сопротивлений можно осреднить путем сложения и деления:
ΔР21 = а1Q1 + b1Q21
ΔР22 = а2Q2 + b2Q22 Σ ΔР2 = ΔР2ср
………. n
ΔР2n = аnQn + bnQ2n
Порядок расчётов:
1) 2)
3) Используя коэфф aиbгоризонтальные оценивается текущая производительность проектных горизонт скв при различных депрессиях на пласт, длинах и диаметрах обсадных колонн. При этом необходимо соблюдать условие стабилизации Рз иQг.
Обозначения: С1 и С2 – коэфф, учитыв неполноту вскрытия, Т – температура в искомой точке, Р – давление в искомой точке, ρ – плотность газа,h– глубина,Rc– радиус скважины,Rк – радиус контура питания,aиb– коэфф фильтрац сопротивлений,L,l– длины горизонтального ствола и искомого участка,Z– коэфф сверхсжимаемости газа;Q– дебит скважины.