Содержание к диссертации
Введение
CLASS 1. Состояние и пути повышения эффектив-ности и эксплуатации газовых и газоконденсатних скважин на акваториях черного и азовского морей с использованием прогрессивных технологий CLASS
1.1. Состояние освоения месторождений углеводородов на Азово- Черноморском шельфе 11
1.2. Перспективы добычи природного газа и нефти 19
1.3. Пути повышения эффективности технологических процессов добычи газаи газового конденсата 24
1.4. Выводы 29
2. Исследование особенностей эксплуатации 3морских газовых и газоконденсатных скважин в условиях водопроявления 30
2.1. Оценка объема жидкости, накапливающейся на забое по результатам измерения устьевых давлений 30
2.2. Оценка условий выноса жидкости по результатам измерения дебита газа 34
2.3. Разработка методики оптимизации процесса удаления воды из газовой скважины 40
2.4. Снижение обводнения газовых скважин путем тампонирования высокопроводящих трещин пласта 52
2.4.1. Методика обработки индикаторных диаграмм с целью идентификации типа коллектора 52
2.4.2. Разработка технологии тампонирования высокопроводящих трещин пласта в обводненных газовых и газоконденсатных скважинах 66
2.5. Выводы 73
3. ис Следование особенностей эксплуатации морских газовых и газоконденсатних скважин в условиях пескопроявления 74
3.1. Расчет скорости свободного движения твердой сферической частицы в вязкой среде 74
3.2. Расчет осаждения твердых сферических частиц в стесненных условиях в вязкой среде 86
3.3. Закономерности процесса осаждения песка в скважине 93
3.3.1. Расчет истинного содержания песка в потоке продукции скважины 93
3.3.2. Процесс движения суспензии песка в фильтровой зоне 101
3.3.3. Критическая высота песчаной пробки в работающей скважине 105
3.3.4. Технологические мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации пескопроявляющих скважин 115
3.3.5. Технологические особенности эксплуатации морских газовых скважин с жидкостью и песком в продукции 117
3.4. Выводы 124
4. Методы повышения производительности морских добывающих комплексов на азово-черноморскомшельфе 125
4.1. Интенсификация отборов углеводородов с морских месторождений путем применения горизонтальных и многозабойных скважин 125
4.1.1. Гидродинамические особенности притока пластового флюида к горизонтальному участку ствола скважины 127
4Л.2. К вопросу интерференции скважин (горизонтальных и вертикальных) в процессе разработки морских нефтегазовых месторождений 135
4 4.1.3. Разработка новой гидродинамической модели притока жидкости к горизонтальной скважине в анизотропном пласте на основе тензорной теории проницаемости 143
4.2. Повышение надежности эксплуатации объектов обустройства морских месторождений за счет внедрения автоматизированной безлюдной технологии с применением новых технических средств и решений 152
4.2.1. Особенности безлюдной технологии эксплуатации морских стационарных платформ 152
4.3. Современные технические средства повышения надежности эксплуатации морских газовых скважин в условиях гидратообразования 159
4.3.1. Использование штуцера-инжектора 159
4.3.2. Использование штуцера-дозатора 163
4.4. Выводы 166
Заключение 168
Список литературы 170
Приложения 184
- Перспективы добычи природного газа и нефти
- Оценка объема жидкости, накапливающейся на забое по результатам измерения устьевых давлений
- Расчет скорости свободного движения твердой сферической частицы в вязкой среде
- Интенсификация отборов углеводородов с морских месторождений путем применения горизонтальных и многозабойных скважин
Введение к работе
Континентальный шельф морей и океанов мира стал важнейшей сырьевой базой добычи углеводородов в конце XX века [90, 91]. Только на долю 5 5 стран приходится более 28% мировой добычи углеводородов на морских месторождениях (700 млн т нефти и 400 млрд м3 газа). К 2020 т. в балансе мира ожидается рост морской добычи углеводородов до 50%..
Недра континентального шельфа морей России (перспективная: сум-марная площадь - 4,2 мл н км ) начали изучаться геофизическими методами лишь в 50-х годах. К настоящему времени в них выявлено 34 месторождения: углеводородов. По оценкам отечественных.и зарубежных:специалистов, недра шельфа морей РФ содержат свыше 45% начальных суммарных ресурсов (НСР) газа, конденсата и нефти от общей их величины в недрах шельфа всего Мирового океана.
В результате проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ на шельфе морей России установлено [90]:
- недра шельфа почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности;
- основная часть наиболее достоверных прогнозируемых ресурсов углеводородов (категории СЗ и Д1) сосредоточена на шельфе с глубиной дна моря от 50 до 100 м и в разновозрастных осадочных отложениях, залегающих на глубинах до 4-5 км, т.е. технически доступна для бурения;
- на шельфе наиболее перспективных морей преобладают: наиболее достоверные ресурсы (категории СЗ и Д1) и выявленные месторождения газа и газоконденсата;
- концентрация ресурсов и запасов, соответственно, в зонах высокая.
Стратегия и тактика проведения работ по поиску, разведке и разработке месторождений углеводородов на шельфе определяются исходя из величины и структуры начальных суммарных ресурсов,, пространственного рас пределения и прогноза предполагаемых скоплений в каждом районе по их фазовому состоянию.
Добыча нефти и газа на шельфе Черного и Азовского морей осуществляется как в украинском, так и российском месторождениях. Около 85% потенциальных ресурсов углеводородов Южного региона Украины приходятся наморские акватории.
Освоение ресурсов углеводородов акваторий Черного и Азовского морей началось более 20 лет назад, однако осуществлялось очень медленными темпами. Достаточно сказать, что суммарный метраж глубокого поисково-разведочного бурения, выполненного в акваториях, составляет приблизительно 1% от суммарного метража поисковых и разведочных скважин, пробуренных на суше Украины.
На.сегодняшний день в украинском секторе акватории Черного моря открыто 7 газовых и газоконденсатных месторождений, в украинском секторе Азовского моря - 3 газовых месторождения, одно из которых расположено частично на суше. Как текущие разведанные запасы, так и добыча газа на морских месторождениях, составляют 3% от общеукраинских показателей. Однако потенциальные перспективы нефтегазоносное™! морских акваторий Украины значительно превышают достигнутый уровень освоения их ресурсов. В частности, в морских акваториях прогнозируются почти 30% неосвоенных ресурсов углеводородов Украины (категории Сг.+ Сз + Ді + Дг).
По состоянию на 01.01.1995 г. начальные суммарные извлекаемые ресурсы в украинском секторе Азово-Черноморского шельфа межведомственной экспертной комиссией утверждены в количестве 1531,9 млн. т условного топлива (из них нефть - 115,0 млн. т, свободный газ — 1294,9 млрд. м3, растворенный газ - 22 млрд. м3, конденсат — 100 млн. т).
В российском секторе Азово-Черноморского шельфа по результатам геолого-разведочных работ открыто три месторождения: Бейсугское, Октябрьское, Западно-Бейсугское. Из них только Бейсугское находится в про мышленной разработке, Октябрьское находится в стадии разведки, а Запад но-Бейсугское - законсервировано,
Начальные суммарные ресурсы (НСР) газа по российскому сектору Азовского моря составляют на 01.01.2000 г. 271,1 млрд.м3, из которых 8,57 млрд.м3 добыто, 11,63 и 12,2 млрд.м3 соответственно промышленные и перспективные запасы, 55,14 и 183,57 млд.м3 соответственно перспективные и прогнозные ресурсы.
Актуальность работы. Высокая потребность в углеводородном топливе и необходимость создания мощной сырьевой базы как в южном регионе Украины, так и Северо-Кавказском регионе Российской Федерации, являются основными факторами постановки и решения актуальной проблемы повышения эффективности добывающих морских комплексов как на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, так на вводимых вновь. Направления решения этой задачи определяются текущим состоянием освоения месторождений углеводородов на Азово-Черноморском шельфе и факторами, осложняющими процесс извлечения углеводородов из недр.
Цель и задачи исследования. Цель работы заключается в разработке и научном; обосновании методов и технических средств, повышающих эффективность эксплуатации морских скважин со стационарных платформ, оснащенных автоматизированной системой контроля и управления.
Задачи исследования:
1. Особенности эксплуатации морских газовых и газоконденсатних скважин в условиях водо- и пескопроявления.
2. Разработка алгоритма, программы и методики расчета объема воды, добываемой из обводняющихся газовых скважин по данным измерений устьевых давлений и дебита газа.
3. Оптимизация процесса удаления воды из газовых скважин.
4. Разработка методов снижения обводнения газовых скважин.
5. Совершенствование технологии эксплуатации скважин в неустойчивых коллекторах.
6. Исследование эффективности сочетания горизонтальных и вертикальных скважин для интенсификации разработки месторождений.
7. Разработка автоматизированных систем и технических средств для контроля и управления работой морских скважин в осложненных условиях эксплуатации.
Научная новизна. На основе обобщения теоретических и экспериментальных исследований получили дальнейшее развитие методы повышения эффективности эксплуатации морских скважин, а именно:
1. Разработаны новые методики и технологии эксплуатации газовых скважин в условиях водопроявления: а) оценка объема воды, накапливающейся на забое газовой скважины, по данным измерения устьевых давлений и дебита газа; б) оптимизация процесса удаления воды с забоя газовой скважины; в) метод обработки индикаторных диаграмм с целью идентификации типа коллектора; г) технология тампонирования высокопроводящих трещин пласта в газовых и газоконденсатных скважинах.
2. Научно обоснованы закономерности формирования песчаных пробок на забое газовых и газоконденсатных скважин и разработаны технологические мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации песко-проявляющих скважин.
3. Разработан упрощенный метод расчета притока пластового флюида к горизонтальной скважине.
4. Разработаны два новых устройства для регулирования давления газожидкостного потока в условиях гидратообразования.
Практическая ценность работы. В работе разработаны следующие технико-технологические мероприятия:
- технология удаления жидкости с забоя водопроявляющих скважин;
- технология проведения изоляционных работ в обводняющихся скважинах;
- технология эксплуатации скважин в неустойчивых коллекторах. Указанные технологии планируются к внедрению в 2004-2005 гг. в ООО «Оренбурггазпром» и ООО «Кубаньгазпром».
Разработаны технические средства для повышения надежности эксплуатации скважин в условиях гидратообразования (штуцер-инжектор, штуцер-дозатор).
С целью отработки автоматизированной безлюдной технологии контроля и управления работой скважин разработан и введен в эксплуатацию на Штормовом ГКМ в Черном море автоматизированный технический комплекс добычи газа на блок-кондукторе БК-23, управляемый по радиоканалу с помощью телеметрического контроля MOSCAD с морской стационарной платформы МСП-17, что находится на расстоянии 4 км. Экономический эффект от внедрения составил 6,4 млн. долларов США. В период опытной эксплуатации автоматической системы управления БК-23 может быть наработан опыт по разработке, внедрению и эксплуатации подобных систем на других объектах газопромышленных комплексов и решение задач безлюдной технологии, которая дает возможность создать единую структур управления технологическими процессами добычи, подготовки, транспорта газа на шельфе Черного и Азовского морей и повысить эффективность производства.
Личный вклад автор диссертации выразил в постановке и решении научных и практических задач исследований технологических особенностей эксплуатации морских добывающих скважин в осложненных условиях, в определении оптимальных условий их эксплуатации, в разработке новых технических средств и прогрессивных технологии и в промышленной реализации полученных решений с положительным экономическим эффектом.
Апробация результатов диссертации. Результаты обобщенных в диссертации исследований докладывались на 7-ой Международной конференции УНТА "Нефть и газ Украины"(Киев, 2000г.), научно-технической конференции профессорско-преподавательского состава Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа (Ивано-Франковск, 2003г.), IV Конгрессе нефтепромышленников России "Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья" (Уфа, 2003 г.), семинарах кафедры освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.
Публикации. Основные результаты диссертации отражены в 6 научных статьях, 1 изобретении, 2 тезисах докладов на научно-технических конференциях, 1 монографии, 1 обзоре.
Автор выражает благодарность за оказанную помощь, консультации и внимание при подготовке диссертационной работы сотрудникам Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа: ректору, д.т.н., профессору Е.И. Крыжанивскому, д.т.н., профессору B.C. Бойко, коллективу лаборатории по проблемам интенсификации нефтегазодобычи.
Автор выражает глубокую признательность д.т.н., профессору Б.А. Никитину за ценные советы в процессе работы над диссертацией. Диссертант также благодарит сотрудников кафедры освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина за постоянное внимание и помощь на завершающей стадии работы.
Перспективы добычи природного газа и нефти
Наибольшую долю среди потенциальных ресурсов углеводородов в акваториях Черного и Азовского морей [52] занимает природный газ (1294,9 млрд. м3, или 85% от суммы углеводородов). На нефть приходится 115 млн. т (8%), на газовый конденсат - 100 млн. т (6%), на растворенный в нефти газ - 22 млрд. м3 (1%). Степень вовлечения = в разработку и опытно-промышленную эксплуатацию составляет: месторождений — 33%, текущих запасов - 48%.
В Азово-Черноморском бассейне установлены следующие нефтегазоносные комплексы [57, 82, 88, 97]: юрско-триасовый;.нижний мел; альбский; палеоценовый; эоцен-нижнеолигоценовый; майкопский; неогеновый. Перспективными являются палеозойские отложения, а также базальтные породы средней юры.
В акваториях Черного и Азовского морей существуют благоприятные геологические условия для формирования месторождений нефти и газа: большие толщи осадочного чехла (до 15-20 км: на Прикерченском;шельфе); литоло-го-фациальное: разнообразие осадочных пород;: наличие в разрезе горизонтов коллекторов и покрышек (флюидостойких пород); широкое распространение структур, благоприятных для формирования ловушек углеводородов. На акваториях сосредоточено около 30%.текущих суммарных ресурсов углеводородов Украины. Вследствие низкой разведанности Азово-Черноморского регионаос-воение начальных ресурсов не превышает 4%. Основными газоносными отложениями являются палеоценово-эоценовые, на которые приходится около 57% текущих разведанных запасов газа;акваторий.,Следующим по объему запасов свободного газа является: майкопский- комплекс, в котором сосредоточено до 38% от суммарных запасов региона.
Запасы категории Сі делятся по стратиграфическим комплексам следую-щим; образом:. 31,6 млрд. м (50,5%) приходится на майкопские отложения; 21,28 млрд. м3 (34,9%) - на палеоцен-эоценовые; 5,86 млрд. мг (9,4%) - на верхнемеловые и 3,83 млрд.. м (6,1%) - на среднемиоценовые-плноценовые. Распределение запасов по глубинам;залегания характеризуется следующим образом: преобладающая часть запасов категории Сt (58,6%) и приблизительно 40% запасов категории Сг относится к интервалу глубин 1000-2000 м. С интервалом глубин свыше 2000 м связано 8,6% запасов категории С] и до 33,7% запасов категории Сг- На глубине до 1000 м сосредоточено 32,8% запасов категории А+В+Сі и 26,6% запасов категории Сг- Все промышленые и предваритель-но оцененные запасы свободного газа акваторий Украины приурочены к глуби неморя меньше 100 м. По состоянию на 01,01.2000 г. в акваториальных зонах Украины в фонде подготовленных к глубокому бурению находилось 13 струк-тур общей площадью 629,4 км, в том.числе в Черном море 7 (440,2 км ), Азовском -6(189,2 км2). На Государственном балансе запасов полезных ископаемых Украины по состоянию на 01.01.2000 г. [52, 54] числится 316,34 млрд. м3 природного газа категории Сз, в том числе в Черном море 245,84 млрд. м на 7 площадях и Азовском — 62\А млрд. м на 6 площадях.
Все ресурсы в акватории Черного моря приурочены к верхнемеловым отложениям; В акватории Азовского моря на площадях, подготовленных к глубокому бурению, к нижнемеловым отложениям приурочено 31,1 млрд. м газа и 31,39 млрд. м? - отнесено к неогеновому комплексу. По глубинам моря преобладающая часть перспективных ресурсов газа (80%) приурочена к глубине моря от 20 до 70 м, на глубины моря до 20 м приходится лишь до 20% ресурсов. Основными нефтегазоносными толщами в акватории Черного моря являются па-леоцен-эоценовые; нижнемеловые и майкопские отложения, в Азовском море— майкопские, нижнемеловые,, палеоцен-эоценовые и: среднемиоценовые-плиоценовые отложения. Преобладающая часть ресурсов углеводородов шельфа Черного моря и все ресурсы акватории Азовского приходятся на; глубины моря до 100 м. Степень. разведанности начальных ресурсов остается: низкой. Разведанные запасы составляют только 3,7%. Вместе с предварительно оцененными запасами категории Сг освоенность начальных ресурсов составляет 8,3%.
На рис. 1.3 приведена обзорная схема размещения месторождений углеводородов в российской части Черного моря с элементами тектоники. Северовосточная часть,Черного моря охватывает Керченско-Таманский шельф и глубоководную Черноморскую впадину [57, 59]. В тектоническом-отношении регион включает Керченско-Таманский прогиб, морские продолжения мегантик-линориев Северного Кавказа (Анапский выступ НовороссиЙско-Лазаревского мегасинклинория) и Горного Крыма (Феодосийский выступ), а также северную часть Закавказской континентальной микроплиты, расположенную в глубоко 22 -водной впадине. Регион имеет сложное геологическое строение, в котором участвуют неоген-четвертичные отложения, терригенные глинистые формации олигоцен-миоцена (майкопа), терригенные отложения верхнего и нижнего мела и, возможно, карбонатные формации нижнего мела и верхней юры. Представление о его геологическом строении складывается главным образом по материалам сейсморазведки, временные разрезы которой на основе сейсмострати-графического анализа условно привязываются к данным проведенного на сопредельной суше глубокого бурения. До настоящего времени геофизическими методами была изучена в основном верхняя часть осадочного разреза Закавказской микроплиты до эоцен-верхнемелового комплекса включительно, где выделен вал Шатского, состоящий из мегаподнятий Северо-Черноморского, Южно-Дообского и Восточно-Черноморского.
По аналогии- с сопредельной сушей считается [96, 98], что эоцен-верхнемеловой комплекс представлен платформенными преимущественно карбонатными отложениями, максимальные мощности которых достигают 1,5-1,6 км, а на своде вала Шатского около 1 км. В 2003-2004 г.г. ОАО "Газпром" планирует поисковые работы в юго-восточной части Азовского моря в районе Прибрежного ГКМ (суша) [83], где добычу газа и конденсата проводит ООО "Кубаньгазпром". Основные предполагаемые газоконденсатные залежи; здесь приурочены к отложениям чокрака. Глубина залегания залежей — 2800-3200 м. В результате изучения данного района сейсморазведкой выявлено шесть локальных поднятий, с которыми главным образом связываются перспективы поиска месторождений. Несомненный интерес представляет и: район Таманского шельфа Черного моря [95], где выполнена сейсморазведка МОГТ в объеме 15 000 км. Здесь выявлены: антиклинальные зоны северо-западного простирания, ступенчато погружающиеся к центральной части Керченско-Таманского прогиба, и 20 локальных поднятий по кровле майкопских отложений, из которых 6 — подготовлено к глубокому бурению (Рифовое, Пионерское, Субботина, Вольского, Лы-чагина и Абиха). По результатам проведенных сейсморазведочных работ перспективность НТК в российском секторе моря оценивается следующим образом: - Северо-Азовский прогиб - относится к бесперспективным НТК; - Для Азовского вала перспективны все выделяемые НТК; - Майкопский комплекс имеет большие перспективы в восточной части российского сектора моря; - Индоло-Кубанский прогиб- практически перспективны все НТК; - весь российский сектор, за исключением Северо-Азовского прогиба следует признать весьма; перспективным для поисков залежей УВ. Особенно перспективны Азовский вал, северная и юго-восточная часть Индоло-Кубанского прогиба.
Оценка объема жидкости, накапливающейся на забое по результатам измерения устьевых давлений
В работег [53]. предложен метод расчета- притока и. объема воды на основе измерения устьевых давлений, который положен в основу решения данной;задачи. Суть метода заключается:в том, что с уменьшением пластовой энергии не обеспечивается полный вынос: всей воды, в силу чего в скважине происходит её накопление с объёмным расходом: ?н = Q\- в; (2Л) где QB - расход воды (жидкости), притекающей в скважину; ув - расход воды, выносимой из скважины на поверхность. Объем накопившейся воды в стволе скважины за время /после прекращения её полного выноса (или после очередного удаления воды любым из известных способов) равен: t І VB(0=jq„ ft=j(QB-qM (2.2) о о При этом согласно [15] обводняющиеся газовые скважины» целесообразно эксплуатировать с лифтовыми трубами, спущенными до нижних отверстий фильтра. В этом случае происходит накопление воды в насосно-компрессорных трубах, что приводит к утяжелению потока. Это сопровождается повышением давления у башмака подъемных труб и, как результат, ростом затрубного давленият?зетр. В скважине ив пласте происходят сложные неустановившиеся процессы. Представляя их как последовательную смену стационарных состояний, записываем для сечения, соответствующего положению башмака подъемных труб уравнение баланса давлений в подъемных трубах и в затрубном пространстве: Р зятр. +Р г = РЬ-+ Рг+ Pip + Р1 (2 3) гдер г,р"г- давления, создаваемые массой столба газа соответсвенно в затрубном пространстве и в подъемных трубах; ; р6 — давление на устье скважины; ртр — давление, расходуемое на преодоление гидравлических сопротивлений (трение) в подъемных трубах; рв — давление, создаваемое столбом жидкости, накопившейся в подъемных трубах. Изменениями р п р"Р и/7тр по мере накопления воды можно пренебречь. Тогда рост давления в затрубном пространстве будет равносилен увеличению гидростатического давления воды в затрубном пространстве. Отсюда можно записать В этом уравнении вполне допустимо принятьр г р"г и пренебречь величиной ртр, тогда можно получить известную приближенную оценку объема воды на момент срыва работы скважины У — \р«п -Ри1 (2.9) gPu Эти зависимости использованы для определения Qa и VB в любой текущий момент работы скважины по результатам измерения устьевого и за-трубного давлений. В приложениях А и Б приводятся соответственно: программа расчета притока и объема накапливающейся воды и блок-схема расчета. При расчете используется интерполяционный ряд производной первого порядка. Система телеметрического контроля MOSCAD с морской стационарной платформы обеспечивает формирование на ПЭВМ ПК текущего, почасового и суточного отчетов о трубном (устьевом) р5 и затрубном /?затр давлениях путем телеизмерения по каждой скважине. Для оценки дебита притекающей к забою скважины воды необходимо дополнительно установить узел для периодического поочередного измерения расхода выносимой воды qJJ) из каждой скважины. В качестве примера в табл. 2.1 и на рис. 2.1 показаны изменения за-трубного давления /?зетр(0 во времени и дебита выносимой из скважины воды q f). Таблица 2,1 Данные об изменении во времени t дебита выносимой воды qa(t), затрубного и буферного давлений после очередного принудительного удаления воды, а также расчетные величины Рис. 2.1. Изменение во времени дебита выносимой воды q t) и затрубного давления ргшр(0 Приведенная выше методика дает возможность качественно оценить процесс выноса и, как следствие, накопления жидкости на забое скважини. Для проведения расчетов в автоматическом режиме была составлена компьютерная программа (Приложение А). Результаты расчетов приведены в табл. 2.1. (для условий: рв= 1030 кг/м3; dSH= 0,0503 м). 2.2. Оценка условий выноса жидкости по результатам измерения дебита газа Согласно экспериментальным исследованиям считается, что максимальная величина скорости, обеспечивающая вынос воды, находится в пределах 2-Ю м/с. Зависимости для расчета величины минимального дебита (соответственно скорости), обеспечивающего установившийся вынос жидкости из скважины, приведены в работах [49, 61, 62]. Движение газоводяного потока в обводняющейся газовой скважине происходит обычно при очень высоких расходных газосодержаниях p 0,8. Так, в обводнившихся скважинах Битковского газоконденсатного месторождения Р 0,999, срыв работы происходил при р 0,997. Это дает возможность представить поток, как барботаж газа через динамический столб воды. Тогда объем этого столба равен граничному значению искомого объема воды Va, накопившейся в скважине на тот или иной момент времени, и составляет
Расчет скорости свободного движения твердой сферической частицы в вязкой среде
Во многих процессах газо- и нефтедобычи имеет место движение дисперсных систем (вынос песка или капель жидкости1 с забоя скважины на поверхность, движение газожидкостных смесей, нагнетание в трещины песка при гидравлическом разрыве пласта, подача дисперсных материалов в пласт по технологиям гидравлического разрыва пласта, термохимических обработок и изоляции; притока пластовой воды, управление движением пластовых вод и т.д.). Движение дисперсных систем изучалось многими исследователями [8, 16, 75]. При проектировании таких процессов важна оценка относительного движения; дисперсной фазы в дисперсионной среде при различных гидрогазодинамических условиях.
На твердую частицу, которая движется; в погруженном состоянии: в капельной или сжимаемой (газообразной) среде, действует динамическое сопротивление, которое зависит от характера обтекания, степени вихреобразования и сопротивления трения, зависимого от вязкости [66]. Согласно [68] сопротивления от действия динамических сил. пропорционально плотности среды, площади миделевого сечения тела и квадрату скорости, то есть произведению динамического давления на площадь. Полное сопротивление определяется размерами и формой тела, плотностью и вязкостью среды, скоростьюи направлением движения;
Диаграмма зависимости коэффициента сопротивления у от критерия Рейнольдса (Re) для тел сферической формы [68], построенная в логарифмических координатах на основе известных данных, выражается одной кривой для геометрически подобных тел любой величины и в любой среде (рис. 3.1). Расчетные кривые С.Стокса (ламинарная область обтекания при 0 Re 1), К. Озеена, С. Гольдштейна (частично учтены динамические силы приО Re 3), А. Алена (переходная область при Re = 30 — 200), ВіА.Олевского (Re = 0 -6000), П. Риттингера (Re 1000), Б.Б. Кудряшова (Re = 0,2 — 105), приведенные на этой диаграмме, показывают, что они далеки от универсальности и могут быть применены только в обусловленных диапазонах изменения числа Рейнольдса. Рис. ЗЛ. Диаграмма Релея (I), построенная по экспериментальным данным, и расчетные кривые: 1 - Стокса [68]; 2 - Риттингера [68]; 3 - Алена; 4 - Озеена [68] 5 - Гольдштейна[68]; 6 - Олевского [68]; 7 - Кудряшова [66 В ламинарной области обтекания при Re 1 ("ползучее движение" - капельки тумана, маленькие песчинки в воздухе), где сопротивление среды пропорционально первой степени скорости, очень хорошее совпадение с опытом дает классическая зависимость Стокса, полученная аналитическим путем. Теоретические решения Озеена и Гольдштейна [69] незначительно шире решений Стокса и для практических расчетов интереса не представляют. В турбулентной области при Re 1000, где сопротивление пропорционально квадрату скорости, график функции ц/ (Re) по широко употребляемой на практике формуле Риттингера [68] Re2=-Ar, (3.1) полученной аналитическим путем, пересекает экспериментальную кривую в трех точках, что показывает ее грубую приближенность. В переходной области формула Аллена Re3=U96_Ar2) (32) -с3 g полученная аналитическим путем из предположения о пропорциональности со противления величине скорости в степени 1,5, приближенно справедлива в интервале Re30 - 200, но полное совпадение с опытом дает лишь при одном значении Re = 100. Всеми другими авторами подобраны эмпирические зависимости с той или иной степенью приближения. Согласно работы [69] формулу для коэффициента сопротивления можно преобразовать к виду [66]: 2 nd pg(p4-p ) % \/Re = —г = -Аг, (3.3) би. 6 где \у - коэффициент сопротивления движению тела; Re = —— - число V Рейнольдса; w — конечная скорость равномерного падения тела в неограниченном объеме неподвижной жидкостной или газообразной дисперсионной среде, если сила сопротивления среды движущемуся телу становится равной движу 77 щей силе веса тела в среде (при вычитании архимедовой выталкивающей силы), а в соответствии с принципом относительности в классической механике при этой скорости восходящего потока среды данное тело будет находиться во взвешенном состоянии покоя (критическая скорость); d4 — диаметр частицы (тела);, ц, р - динамический коэффициент вязкости и плотность дисперсионнойкритерий Архимеда; g - ускорение свободного падения; v = ц. / р — кинематический коэффициент вязкости жидкости. На основе экспериментальных данных Релея П.В. Лященко [69] построил диаграмму lg(\/ Re ) от lgRe. Тогда, рассчитав параметр у Re , то есть рассчи тав величину — Аг, которая определяется по предварительно известным вели-6 чинам, из диаграммы П.В. Лященко [69] находим соответствующую величину Re, а с учетом формулы для числа Re - и скорость w. Этот метод обеспечивает точность определения w не выше ± 10% [66]. В.Д. Горошко, Р.Т. Розенбаум и О.М. Тодес [32] на основании аппроксимации диаграммы П.В. Лященко [69] получили эмпирическую критериальную зависимость, справедливую в диапазоне Re = 0,01-Ю5, в виде;
Интенсификация отборов углеводородов с морских месторождений путем применения горизонтальных и многозабойных скважин
Одним из современных и эффективных направлений повышения эффективности морской разработки месторождений нефти и газа является использование горизонтальных скважин. Дебит горизонтальной скважины в 3-5 раз больше дебита вертикальной скважины в аналогичных условиях. Использование горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными скважинами позволяет обеспечить извлечение углеводородов из обойдённых водой целиков. Причинами широкого применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых месторождений являются: а) значительное повышение дебитов скважин; б) создание новой геометрии дренирования пласта; в) рост производительности при наличии вертикальных трещин; г) создание условий эксплуатации, при которых повышается компоненто отдача тонких пластов; д) создание условий, когда разработка низкопродуктивных и практически истощенных пластов становиться рентабельной [7, 20, 21, 22, 31, 65, 80, 89, 92, 112, 125, 129, 132, 133, 135]. Вместе с тем следует подчеркнуть, чего ранее никто не отмечал, что увеличенный дебит горизонтальной скважины создаёт более благоприятную гидрогазодинамическую обстановку в стволе для выноса жидкости на поверхность, особенно для доразработки истощённых газовых и газоконденсатных месторождений, каковыми является ряд месторождений акваторий Чёрного и Азовского морей. В ГАО «Черноморнефтегаз» совместно с ВНИИБТ пробурена наклонная скважина № 28-Штормовая с большим отклонением от вертикали и горизон 126 тальным заканчиванием ствола (рис. 4.1). Это позволило снизить стоимость разработки месторождения, увеличить темп отбора газа и рационализировать схему разработки. Горизонтальная скважина №28 Штормовая Рис. 4.1. Схема профиля горизонтальной скважины, пробуренной совместно ГАО "Черноморнефтегаз" и ВНИИБТ Длина ствола скважины составляет 3430 м, глубина скважины по вертикали 1905 м, общий отход от вертикали - 2405 м, длина горизонтального участка с учётом дренажного ствола 670 м. Гидродинамические особенности притока пластового флюида к горизонтальному участку ствола скважины В процессе бурения скважины искривляются в той или иной мере вследствие естественных и технологических причин [46], то есть каждая скважина в определенной мере искривлена. Условно такие скважины считают вертикальными. Какой-либо критерий, который бы обосновал это утверждение, отсутствует. Критический анализ предшествующих исследований; притока к горизонтальным скважинам и эффективности дан в диссертациях Бойко Р.В. [21], Черных В:А. [1-25];и монографиях [7, 133]!. В работе [22] показано, что взаимодействие рядов наклонных скважин или кустов скважин в продуктивном пласте можно рассчитывать по известным.. формулам для взаимодействия вертикальных скважин. При этом необходимо радиус скважины принимать равным приведенному радиусу, который; определяется параметрами этих стволов, а местонахождение рядов скважин - брать по среднему пласту, равноотдаленному от кровли и подошвы пласта.. В.П.Табаков [22] рассмотрел ряд задач установившегося притока жидкости к отдельным наклонным, многозабойным скважинам и скважинам сложного профиля в горизонтальном пласте и к рядам: наклонных и двухзабойных скважин. В работе [22] предложен простой способ расчета взаимодействия многозабойных скважин с использованием формул интерференции вертикальных скважин, когда за радиус скважин, принимается; некоторый эквивалентный: радиус [23, 73, 81], что позволило учесть интерференцию многозабойных скважин с горизонтальными и пологонаклонными стволами. Гидродинамические исследования влияния угла: наклона скважины (включительно с переходом в горизонтальное положение) выполнялись многими учеными. В.П. Табаков [22] теоретически показал применительно к фильтрации по линейному закону, что практическое увеличение дебита наклонной скважины относительно дебита вертикальной скважины в предельно анизо 128 тропном пласте составляет не более 50%. Значительно большее повышение дебита, которое наблюдается на практике, автор объясняет неоднородностью продуктивного пласта. Аналогичный.результат относительно наклонной скважины получили В.П. Меркулов и М.Л. Сургучев [74] и американские исследователи на электролитических моделях [22]. Установлено, что толщина пласта очень слабо влияет на увеличение дебита.
М.Г. Данелян [37] предложил формулу дебита прямолинейного ряда скважин в пласте при фильтрации по закону Дарси. Приближенные формулы для дебита ряда наклонных скважин в пласте были: получены в работах [74]. П;Я: Полубаринова-Кочина[86] получила решение для случая, когда толщина пласта намного больше длины ствола наклонной скважины. B.C. Бойко [13] оценил эффективность наклонной газовой скважины при фильтрации по двучленному закону. Оценку точности некоторых приближенных формул притока жидкости по линейному закону Дарси к наклонным и горизонтальным скважинам на основе упрощенных решений В.П. Пилатовского [22] дали B.C. Евченко и В.П. Максимов [70]. Они подтвердили значительную погрешность, формул В.П. Табакова [22] и учли анизотропию пласта. В.П. Пилатовскии [92] разработал теорию притока однородной жидкости к горизонтальным скважинам ограниченной протяженности, точнее к вертикальным трещинам, в тонком пласте постоянной толщины, без учета фильтрационного сопротивления-в вертикальном направлении. В.технической литературе для определения дебита нефти единичной горизонтальной скважины, которая размещена в круговом пласте,. известны формулы Ю.П. Борисова [22], С. Джоши [133], более точная Ренарда [ 133], В.Г. Григулецкого [33]. Теоретические работы И.А. Чарного [122, 123] и A.M. Пирвердяна [94] посвящены притоку жидкости к горизонтальным скважинам бесконечной длины в полосообразных пластах конечной толщины. В частности, в работе [94] 129 показано, что даже при значительной анизотропии однородного пласта дебит практически не зависит от размещения скважины относительно кровли пласта. Приближенную формулу дебита можно получить, если горизонтальную или наклонную скважину разделить на отрезки, равные толщине пласта, возвратив любой из них в вертикальное положение [22]; При этом сравнение с экспериментальными данными В.И: Щурова и В.П.. Меркулова [73] показало, что погрешность составляет от -2,41 до + 3,95%. Аналогично получена формула для; многоярусной многозабойной скважины [22]. В работе [132] приведены формулы для определения производительности: горизонтальной нефтяной скважины, вскрывающей круговой: пласт,, толщина которого приблизительно равна диаметру ствола, и ее середина находится в центре пласта. Кроме того в этой же работе рассматривается горизонтальная скважина, которая размещена в пласте-параллелепипеде с двумя контурами питания,, которые параллельны,скважине. Для сравнения выводится радиус эквивалентной по дебиту вертикальной скважины в круговом пласте. B.C. Евченко: [101], рассматривая неустановившуюся фильтрацию к горизонтальным, скважинам; установил, что для-времени;г ктк горизонтальная скважина равнозначна совершенной вертикальной трещине одинаковой;с нею-длины (h — толщина пласта; к — пьезопроводно по вертикальной оси). При этом вместо: длины наклонной; скважины необходимо; рассматривать длину ее горизонтальной проекции. Горизонтальные участки ствола скважины могут быть расположены по отношению к кровле и подошве пласта следующим образом: по центру пласта, у кровли (или подошвы). Используя метод отображения источников-стоков B.G. Евченко [101] показал, что на расстоянии
