19. Определение температуры газа на устье горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны при наличии многолетнее мёрзлых пород на вертикальном участке окружающей ствол среде

При наличии ММП в определении температуры вертикальный участок разбивается на 2 части:

• до нижней границы зоны мерзлоты

• в пределах зоны мерзлоты

Общий вид уравнения

1. в пласте

2. на горизонтальном участке температура равна:

3. в пределах искривленного участка

4. за нижней границей ММП

5. в зоне мерзлоты на вертикальном участке

20. Ускоренные методы исследования и определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин

Используются при сравнительно больших толщинах вскрываемых горизонтальной скважиной

1. Экспресс – метод

Уравнение притока газа к скважине при соблюдении условия экспресс – метода имеет вид

коэффициент зависит от числа и порядкового номера режима.

С₁=0; С₂=0,176Q₁; С₃=0,097Q₁+0,176Q₂;

С₄=0,067Q₁+0,097Q₂+0,176Q₁; С₅=0,051Q₁+0,067Q₂+0,097Q₃+0,176Q₄;

С₆=0,041Q₁+…; С₇=0,034Q₁+…; С₈=0,030Q₁+…;

Главным условием испытаний является:

В результате исследования определяются: a_г(t_р); b_г(t_р)≈ b_г.ист(t_ст) так как в пределах h:

=

=

Истинное значение коэффициента определяется по формуле:

2. По результатам работы горизонтальной скважины только на одном единственном режиме. Применяется при незначительной величине: допускается приток газа к горизонтальному стволу, который происходит по закону Дарси, и зависимости между выражается в виде:

3. Использованием результатов исследования вертикальных скважин

Вопрос 21 Методы определения дебита горизонтальной скважины с асимметрично расположенным стволом по толщине и относительно контуров зоны дренирования.

Ответ:

Дебит скважин определяется по формуле:, гдеi=1,2,3,4 – зоны на которые разделена толщина.

Причем дебиты по зонам определяются: . Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:

В 1 зоне:

В 2 зоне:

,

где ,, .

В 3 зоне аналогично 1-ой, а в 4-ой зоне аналогично 2-ой, при условии:

Вместо h1 использовать Для изотропного пласта параметр анизотропии равен V=1.

Вертикальные составляющие: ,

Вопрос 22. Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны при отсутствии в горизонтальном участке ствола фонтанных труб.

Ответ:

Как было отмечено выше, в настоящее время горизонтальный участок ствола может быть пробурен при радиусе кривизны R_иск = 4-12 м. Теоретически для определения забойного давления у торца ствола с любым радиусом кривизны следует использовать формулу:

P_з.т²= P_у²е^{2(Sв+Sиск+Sг hi)}+(θ_в+θ_иск+θ_г)Q²

Однако, как следует из изложенных ранее формул с учетом точности применяемых на промыслах приборов для определения давления и незначительной величины плотности газа можно упростить эту формулу и расчеты по определению забойного давления в горизонтальных газовых скважинах. В частности, формула (8) может быть заменена на:

P²_з.тм= P_у²е^{2(S'в±Sг hi)}+(θ’_в+θ_г)Q² , где параметр S'в определяется из равенства:

S'в=0,03415ρ(Н_в+R_иск.м)/Z’_ср.вT’_ср.в

Это означает, что при малом радиусе кривизны существует возможность исключать из расчета слагаемое, связанное с искривленным участком, но при этом добавлять к глубине вертикального участка ствола Н_в радиус кривизны R_иск, т.е. вместо Н_в использовать величину Н_в+R_иск, как это сделано в формуле (S'в). Значение параметра Srhi в формуле (P²_з.тм) должно быть определено из равенства:

Srhi =0,03415ρhi /Z’_ср.hiT’_ср.hi

При определении Z’_ср.в и T’_ср.в необходимо учесть дополнение к вертикальной глубине Нв следующим образом:

T’_ср.в = [Ty+Tз(Hв+Rиск)]/2;

Z’_ср.в=f [(Р_у +Р₃ (Нв +Rиск)) /2Р_кр; (Т_у +Т₃ (Нв +Rиск)) /2Т_кр ]

С учетом этих поправок значения параметров θ’в и θг должны быть определены по формулам:

θ’_в = 1,3777λ_BZ'²_ср.вT'²_ср.в (e^2S’в -1) / d⁵_ф ;

θ_г = 0,094λ_эксZ_ср.гT_ср.гL_г ρ/ d⁵_ф

где d_ф, D_экс - внутренние диаметры фонтанных труб и эксплуатационной колонны, λ_B, λ_экс - коэффициенты гидравлического сопротивления фонтанных труб и эксплуатационной колонны, T_ср.г - средняя температура на горизонтальном участке ствола, Z_ср.г - коэффициент сверх сжимаемости газа при средних по длине горизонтального участка давления и температуры.

Следует отметить, что значения коэффициента гидравлического сопротивления труб λi , входящие в формулы (θ’в и θг) зависят от диаметра и шероховатости труб, скорости движения потока, его структуры, режима течения и др. Как правило, любая конструкция скважины обсажена эксплуатационными трубами до кровли продуктивного интервала и оборудована фонтанными трубами. Но сравнительно часто встречаются случаи, когда в пределах продуктивного пласта ствол скважины не обсажен эксплуатационной колонной и в этом интервале имеет место открытый ствол. Как правило, на этот интервал спускается хвостовик при вскрытии устойчивых к разрушению коллекторов. Если вскрываемые продуктивные пласты неустойчивы к разрушению, то вместо обсадной колонны продуктивный интервал оборудуется фильтром. Как при открытом забое, так и при оборудовании продуктивного интервала фильтрами отсутствуют методы определения коэффициента гидравлического сопротивления, что может привести к существенному искажению величины забойного давления горизонтальных скважин из-за значительной длины горизонтального участка.

Часто из-за небольшой длины горизонтального участка, незначительного дебита и сравнительно большого диаметра горизонтального участка потери давления по длине этого участка оказываются весьма незначительными. Поэтому как давление, так и температура газа по длине горизонтального участка оказываются "практически постоянными". Это означает, что средние значения температуры, давления и коэффициента сверх сжимаемости могут быть заменены их значениями у начального или конечного участка горизонтального ствола.