Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. 9
1.1. Краткий обзор нефтяных месторождений Ирака 9
1.2. Основные приближенные методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших однородные анизотропные пласты 13
1.3. Опыт разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин 41
Глава 2 . Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин 57
2.1 .Влияния параметров пласта на производительность горизонтальных скважин 57
2.1.1.Толщины пласта 59
2.1.2. Анизотропии пласта 60
2.1.3 .Проницаемости пласта и депрессии на производительность скважины 64
2.1 АПлощади дренирования 64
2.2. Влияние расположения горизонтального ствола на производительность скважины 67
2.3- Влияние потерь давления в горизонтальном стволе на производительность горизонтальной нефтяной скважины 68
2.3.1.Определение распределения забойного давления и дебита в горизонтальном стволе при отсутствии фонтанных труб 76
2.3.2,Определение распределения забойного давления и дебита в горизонтальном стволе частично оборудованном фонтанными трубами 81
2.4 Определение критического безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины вскрывшей залежь с подошвенной водой с применением различных методов 90
2.4.1 Метод Алиева З.С. '- 91
2.4.2 Метод Joshi S.D. 93
2.4.3 Метод Giger F.M. 93
ГлаваЗ . Изучение целесообразности освоения месторождения Эль-нор с использованием горизонтальных скважин 99
3.1. Теоретические основы исследования процесса фильтрации многофазных флюидов к горизонтальным скважинам 101
3.2.Исходные данные для построения геолого-математической модели фрагмента нефтегазового месторождения Эль-Нор 108
3.3.Создание геолого-математических моделей фрагментов месторождения Эль-нор 109
3.4. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородных пластов, вскрытых горизонтальными, вертикальными и горизонтально-наклонными скважинами 114
3.4.1. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородного горизонтального пласта, вскрытого горизонтальными скважинами 121
3.4.La. Влияние длины горизонтального ствола на показатели разработки фрагмента при режиме истощения 132
3.4.1.6. Влияние режима работы фрагмента на показатели разработки при использовании горизонтальных скважин 133
3.4.1.в. Влияние величины критической насыщенности (порога подвижности) нефти на показатели разработки фрагмента при использовании горизонтальной скважины 135
3.4.2. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородного горизонтального пласта, вскрытого вертикальными скважинами 136
3.4.2.а. Влияние величины депрессии на пласт на показатели разработки фрагмента 137
3.4.2.6. Влияние размера сетки на показатели разработки фрагмента вертикальными скважинами 139
3.4.3-Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородного горизонтального пласта, вскрытого горизонтально-наклонной скважиной 141
3.5. Анализ распределения пластового давления и насыщенности пористой среды при вскрытии различными типами скважин 143
3.5.1..Распределение пластового давления и насыщенности фазами привскрытии фрагмента пласта горизонтальными скважинами 144
3.5.1.6. Распределение пластового давления и насыщенности пор при вскрытии фрагмента горизонтальной скважиной с поддержанием пластового давления 146
3.5.1.в. Распределение пластового давления и насыщенности пор при вскрытии фрагмента горизонтальной скважиной при величине порога подвижности нефти SHKr =18% 150
3.5.2. Распределение пластового давления и насыщенности пористой среды при вскрытии фрагмента горизонтально-наклонной скважиной 153
3.5.3. Распределение пластового давления и насыщенности фазами при вскрытии фрагмента вертикальной скважиной 155
3.6. Распределение забойного давления вдоль горизонтальных стволов 158
Заключение 161
Список использованной литературы 164
- Краткий обзор нефтяных месторождений Ирака
- Опыт разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин
- Влияние потерь давления в горизонтальном стволе на производительность горизонтальной нефтяной скважины
- Теоретические основы исследования процесса фильтрации многофазных флюидов к горизонтальным скважинам
Введение к работе
Актуальность работы. Ирак является второй в мире страной по запасам нефти. Доказанные запасы нефти на 01.01.2004г оцениваются в размере 16,47 млрд.т., а газа — 3,1 трил.нм . Вероятные запасы нефти Ирака оцениваются в 32,4 млрд.т. По отношению к мировым запасам запасы Ирака на 01.01.2004г составляет 9,1% нефти и 1,8% газа. К настоящему времени в стране открыто более 100 месторождений нефти и газа с различными запасами. В разработке находятся около 20 месторождений с числом добывающих скважин 1685ед. Этот фонд обеспечивал средне суточную добычу нефти на 2003г в количестве 282,43 тыс.т. (около 74 млн.т. в год)
Основным способом разработки наиболее крупных нефтяных месторождений Ирака является заводнение (как естественный водонапорный режим, так и искусственный) с применением вертикальных скважин.
Месторождения (Киркук, Джамбур, Эль-форат, Эль-нор и др.)на севере Ирака характеризуются наличием сложнопостроенными коллекторами, трешиноватостью пород, неоднородностью и анизотропией пласта. В процессе эксплуатации вертикальных скважин происходит образование конуса воды и газа. Нефть отличается высокой вязкостью, в ряде случаев превышающим 15 мПа.с и плотностью превышающей 900 кг/м . Эти свойства нефти приводят к значительному снижению дебита нефтяных скважин.
Мировая практика разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и опыт России показывают, что одним из перспективных направлений разработки таких залежей нефти является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличить нефтеизвлечение. Характеристики продуктивных пластов и свойства флюидов многих месторождений Ирака идентичны общепризнанным критериям применения этой технологии в мире, но национальная нефтяная промышленность в настоящее время (до начала работы над этой диссертацией) не располагает достаточным опытом в области данной технологии. Поэтому для Ирака применение горизонтальных скважин является одной из актуальных задач.
Целью диссертационной работы является определение эффективности применения горизонтальных скважин в процессе разработки нефтегазовых месторождения Эль-Нор и Эль-форат путем сравнения полученных результатов при вскрытии пласта горизонтальными, горизонтально-наклонными и вертикальными скважинами. Выбор конструкции горизонтальных скважин при разработке месторождения на режиме истощения и с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Обоснование конструкции горизонтальных скважин приближенными методами на примере фрагмента нефтяного месторождения Эль-форат с учетом влияния на их производительность геологических, технологических и технических факторов. Для достижения указанной цели были решены следующие задачи:
1. Произведен анализ и сравнены результаты расчетов дебита горизонтальной скважины с применением различных приближенных аналитических методов, на примере нефтяного месторождения Эль-форат.
2. Установлено влияние параметров пласта, расположения горизонтального ствола и потерь давления на горизонтальном участке на производительность горизонтальной скважины;
3. Определены предельно-безводные дебиты горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших залежь с подошвенной водой.
4. Произведен анализ ..показателей прогнозирования разработки фрагмента нефтегазового месторождения Эль-Нор горизонтальной скважиной с учетом влияния различных параметров на их производительность ( длины ствола, величены критической насыщенности нефти и режима работы фрагмента).
5. Установлена эффективность применения различных типов скважин (горизонтальных, горизонтально-наклонных и вертикальных), вскрывших фрагмент месторождения Эль-Нор, путем сравнения полученных результатов для обоснования и выбора типа и конструкции скважин.
6. Установлен характер зависимости влияния разработки фрагмента месторождения Эль-Нор на распределение водоносыщенности и пластового давления продуктивных пропластков, вскрытых различными типами скважин на режиме истощения и с поддержанием пластового давления.
Методы исследования.
Для решения поставленных задач использовались аналитические и численные методы, основанные на системе уравнений многомерной многофазной нестационарной фильтрации в анизотропной и неоднородной по толщине залежи. Научная новизна диссертации заключается:
1. В оценке критериев применения горизонтальных скважин при разработке месторождений Ирака;
2. Обосновании с использованием аналитических методов устойчивого безводного технологического режима эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин на примере месторождения Эль-форат.
3. Установлении характера влияния потерь давления вдоль горизонтального ствола на производительность горизонтальной скважины при наличии и отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке ствола на примере месторождения Эль-форат.
4. Установлении эффективности применения различных типов скважин (горизонтальных, горизонтально-наклонных и вертикальных) путем сравнения показателей разработки на примере фрагмента многообъектной залежи Эль-нор, с использованием численных методов на геолого-математических моделях. Практическая ценность.
Развитие возможностей применения горизонтальных скважин для повышения нефтеотдачи на месторождениях Ирака. Апробация работы и публикации.
Основные положения работы доложены на:
- IV международном семинаре " Горизонтальные скважины ", Москва, 2004 г.
- 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2005 г.
По теме диссертации опубликовано 4 статьи.
Автор выражает сердечную благодарность своему научному руководителю проф. Алиеву 3. С. за постоянную помощь, внимание и поддержку при выполнении работы. Автор благодарен проф. Сомову Б.Е. за научные консультации и помощь при выполнении математических экспериментов на моделях фрагментов месторождений с различными геологическими характеристиками.
Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, проф. Басниеву К.С., преподавателям и сотрудникам кафедры за помощь при выполнении диссертации.
Краткий обзор нефтяных месторождений Ирака
Ирак находится в юге - западной части Азии, его площадь составляет 434900 км2, население около 24 млн. человек. Ирак является второй в мире страной по запасам нефти, доказанные запасы нефти на 01.01.2004г оцениваются в размере 16,47 млрд.т., а газа - 3,1 трил.нм3, а вероятные запасы нефти оцениваются в 32,4 млрд.т[107]. По отношению к мировым запасам на 01.01.2004г это составляет 9,1% нефти и 1,8% газа. К настоящему времени в стране открыто более 100 месторождений нефти и газа с различными запасами. В разработке сейчас находятся около 20 месторождений с числом добывающих скважин в количестве 1685шт. Этот фонд обеспечивает среднее суточную добычу нефти на 2003г в количестве 182,43 тыс.т. (около 66,6 млн. т. в год) [107].
На территории Ирака первое нефтяное месторождение промышленного значения было открыто на площади Нефтхана в 1923 г. в карбонатной толще свиты кальхур. В 1927 - 1930 гг. в этой области было открыто месторождение Киркук, оказавшееся одним из крупнейших месторождений не только Среднего Востока, но и всего мира. В последующие годы новые нефтяные месторождения открывались как на рассматриваемой территории Северного Ирака (Айн-Зала,Бутма, Бай-Гассан, Джамбур, и др.), и так и в южной части страны (Зубейр,Румейла,и др.)(см.рис.1) [8].
Разведочные и поисковые работы в Ираке сначала осуществлялись зарубежными нефтяными компаниями. В 1964г была организована национальная нефтяная компания, которой правительство передало большую часть концессионных площадей принадлежавших иностранным компаниям. В 1972г Ирак национализировал все остальные нефтяные компании, работавшие в стране. Месторождения Южного Ирака в геотектоническом отношении находиться в пределах Аравийской платформы. Нефтяные месторождения северного Ирака расположены в пределах Месопотамской предгорной впадины. В северном Ираке основные продуктивные горизонты приурочены к карбонатной свите кальхур. Здесь эта толща объединяет отложения среднего и верхнего эоцена, олигоцена и нижнего миоцена. Залежи нефти обнаружены в отложениях мелового возраста - в карбонатных породах свиты Щираннон, Камчука и Масстрихта. В разрезе южной части страны представлены как известняки (свиты Хасиб, Мещриф, Мауддуд и др.), так и терригенные отложения (свита Нахр-умар - песчаник с прослоями известняков, Зубейр - песчаники). Общая характеристика продуктивных горизонтов наиболее крупных месторождений Ирака приведена в табл.1.1 [61], [62], [63], [77]. Наибольшое число залежей нефти в Ираке приурочено к известнякам, т.е. к сложнопостроенным коллекторам. По литологической характеристике продуктивные пласты представлены известняками мергелистыми, рифогенными, доломитизированными и глинистыми. Глубина залегания залежей нефти различная и составляет от 200 до 4031м. В северной части Ирака продуктивные пласты представлены известняками свит Киркук, Джеддала, Шираниш, Кометан и Камшчука, в северо-западной части - известняками свит Евфрат, Шираниш и Курачине. В разрезе южной части страны представлены как известняки (свиты Хасиб, Мещриф, Мауддуд и др.), так и терригенные отложения (свита Нахр-умар - песчаник с прослоями известняков, Зубейр - песчаники).
Из представленных данных по литолого-стратиграфическому строению разреза следует, что в направлении с севера на юг известняки замещаются на терригенные отложения. На юге страны наиболее крупные залежи нефти приурочены к терригенным коллекторам. Месторождения севера Ирака связаны с длинными узкими антиклиналями иногда значительных размеров. При этом углы наклона пластов увеличиваются в направлении с северо-востока на юго-запад. Такой структурой характеризуются залежи нефти месторождений Киркук, Бай-Гассан, Джамбур, Нефт-Хана и др. Самым крупным нефтяным месторождением этого района является Киркук. Продуктивные пласты нефтяных месторождений северо-запада Ирака (Айн-Зала, Бутма и др.) представлены относительно плотными породами (известняки) нижнего миоцена. Структуры являются симметричными складками с довольно крутыми крыльями, оси которых имеют субширотное направление. В сводах брахиантиклиналей соленосная толща нижнего Фарса отсутствует вследствие эрозии и поэтому известняки оказались непродуктивными. Залежи нефти приурочены к более глубоким отложениям — известнякам свиты Шираниш. Перспективной в плане нефтеносности является и центральная часть Ирака. Здесь выделяется совокупность антиклинальных складок. В этом районе уже открыт ряд нефтяных месторождений (Восточный Багдад, Балад, Тикрит и др.). Месторождения южной части Ирака (Румейла, Нахр-Умар, Ратауй, Зубейр, Лухейс, Сиба, Туба, и др.) отличается от месторождений северной и центральной частей. В первую очередь отличается тип коллектора. Он в большей части является терригенным. Кроме того, крылья структур характеризуются меньшими углами падения (единицы градуса). Самым крупным нефтяным месторождением этого района является Румейла. Схема распространения наиболее крупных нефтяных месторождений на территории Ирака приведена на (рис. 1.1). На 01.01.2001 г в разработке находилось 20 нефтяных месторождений. Общая характеристика ряда существующих и действующих (где указано число добывающих скважин) месторождений Ирака дана в таб. 1.2 [77] , [109]. Из таб. 1.2 видно, что основными производителями легкой нефти в стране являются месторождения Киркук (337 скважин), Румейла (663 скважин), Зубейр (127 скважин), Бай-Гассан (89 скважин), Джамбур (50 скважин) (всего 24 объекта разработки). Тяжелую нефть (с плотностью более 900 кг/м3) добывают на месторождениях Абу-Граб, Балад, Гайара, Бузурган, Восточный Багдад и др. (всего 15 месторождений). Фонд добывающих скважин на 01.12.2003 составил 1685 вертикальных скважин. Средняя суточная добыча нефти по стране в 2003г составляла 202,7 тыс.т, что соответствует годовому отбору в количестве 74 млн.т. Указанное количество нефти несколько меньше, чем за 2002г (320,2 тыс.т и 116,6 млн.т соответственно) [109]. К 2000г. на территории Ирака не была пробурено ни одной горизонтальной скважины, большинство добывающих скважин являются вертикальными, реже наклонно направлениями. Нефтяные месторождение Ирака, характеризуются наличием сложнопостроенных коллекторов, высокотвердых трещиноватых пород особенно на территории Северного (Киркук, Гайара и др.) и центрального Ирака (Восточный Багдад). Образование конусов воды и газа при эксплуатации вертикальных скважин одно из сложных проблем для извлечения ресурсов месторождения нефти, это приводит к значительному снижению дебита нефти, так как несколько месторождений Ирака имеют слоистую неоднородную структуру и содержат высоковязкую нефть. Наиболее перспективным является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличивать нефтеизвлечения, что подтверждается мировой практикой разработки нефтяных месторождений и опытом разработки в России. Мировая практика разработки нефтяных месторождений и опыт России показывают, что одним из перспективных направлений разработки таких коллекторов является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличивать нефтеизвлечения.
Опыт разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин
Методы разработки залежи углеводородов, с использованием вертикальных и наклонно направленных скважин, являются наиболее распространенными в России при их освоении [18], [47], [55], [56]. Наиболее низкий коэффициент извлечения нефти имеет место из карбонатных коллекторов, в залежах, содержащих нефть с аномальными свойствами. Доля запасов углеводородов в мире, относящихся к трудно извлекаемым (что обусловлено низкой проницаемостью коллекторов меньше 0,05 мкм2, наличием трещин преимущественно в вертикальном направлении, высокой послойной и зональной неоднородностью, малой эффективной толщиной коллекторов, высокой вязкостью нефти (больше 30 мПа.с), наличием газовых шапок и обширных водонефтяных зон, неуклонно возрастает и достигает по ведущим нефтегазодобывающим регионом Россия 60 80 %. Поэтому разработки новых технологий, позволяющих повысить коэффициент извлечения углеводородов является весьма актуальной задачей. Одним из основных технологии разработки залежей углеводородов является использование горизонтальных скважин. Такие скважины эффективно, применяются в широком диапазоне горно-геологических условий и экологически безопасны [56].
В США в штате Техасе, первые скважины с боковым стволом были пробурены в 1929г. [71], причем протяженность такого ствола не превышала 8 м на глубинах до 1000 м. Вновь, внимание нефтяных компаний США, к горизонтальному бурению, возродилось только в 70-х годах.
В СССР метод разработки месторождений с применением горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин был создан и успешно апробирован в практике в начале 50-х годов [6], [7], [23], [31], [37], [41], [67], [71], [72], [74]. В различных районах бывшего СССР были пробурены десятки горизонтальных скважин, дебиты которых в 3 - - 30 раза превышали дебиты вертикальных [23], [72].
В Европе первые существенные результаты бурения горизонтальных скважин были получены Французской фирмой Эльф Акитен при разбуривании месторождения Роспо-Маре в 1978 году в Италии [5], [78]. Залежь высоковязкой нефти в плотном трещиноватом известняке с помощью обычных вертикальных скважин имела низкие дебиты.
В 70 - е годы, западные нефтяные компании интенсивно занимались разработкой техники и технологи бурения горизонтальных скважин [6], [41], [43], [69], [80]. Новые технологии, основанные на горизонтальное бурение, коренным образом изменили теорию и практику мировой добычи нефти. Стало обычным бурение горизонтальных стволов более 600 м, а мировой рекорд длины горизонтального ствола составляет 11184 м. Скважина пробурена в 1999 году компанией Тотаї [67] на месторождении Тьерра дель Фуэго (Аргентина).
В начале 80-х годов количество пробуренных в мире горизонтальных скважин исчислялось сотнями, а уже через десять лет это число составляло несколько тысяч в год [2], [5], [6], [20], [41], [67], [70], [71], [72], [74], [89], [102], [111]. На 1999 год в США пробурено порядка 70% всех горизонтальных скважин в мире. На 1995 год [89], около 90% всех горизонтальных скважин США пробурены в карбонатных коллекторах, которые составляют 24% коллекторов в США, в них сосредоточено только 30% запасов нефти и газа.
В 1993 году в Канаде, пробурены около 900 горизонтальных скважин, где ежегодно наращивается темп бурения таких скважин [89]. За период 1990 - 1996 гг., в Российской Федерации, темпы внедрения горизонтальных скважин не велики, но важно отметить, что в 18 нефтедобывающих районах России на 64 месторождениях закончены бурением 385 горизонтальных скважин и введены в эксплуатацию 333 скважины[89].
Возможность бурения горизонтальных скважин, созданными в 70 - е годы техникой и технологией, повлияла на интенсивность научных исследований для создания теоретических основ процессов многофазной фильтрации к горизонтальному стволу и ее движению в горизонтальной части скважины.
К настоящему времени, опубликовано много работ по технике и технологи бурения и конструкции горизонтальных скважин, по вскрытию скважинами пластов, по освоению, исследованию и эксплуатации горизонтальных скважин, по оценке использования горизонтальных скважин и по другим показателям.
Наибольшее количество работ посвящено: увеличению нефтеотдачи месторождений за счет использования горизонтальных скважин, вскрытию пластов горизонтальными в залежах с трудно извлекаемыми запасами, многопластовых залежей и шельфовых месторождений, а также совершенствованию технологи разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами.
В работах [1], [4], [17], [19], [22], [24], [27], [29], [31], [32], [33], [36], [37], [38], [45], [46], [47], [51], [60], [73], [76], [86], [87], [97], [102], и др., рассмотрены аспекты разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Авторы рассматривают разработку нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин, как одну из перспективных технологий совершенствования освоения низкопроницаемых, неоднородных, маломощных пластов, водоплавающих залежей и нефтяных месторождений с высоковязкими и парафинистыми нефтями. Предлагаются различные системы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами, которые прошли апробацию и используются на месторождениях Российской Федерации. В работе Муслимова Р.Х. [59] отмечается, что использование системы горизонтальных скважин позволит увеличить эффективность доразработки многопластовых месторождении Республики Татарстан.
Авторы работ [42], [100] изучали влияние нескольких параметров (площади дренирования, толщины пласта, анизотропии пласта, расположения скважины и скин-эффекта) на коэффициент продуктивности горизонтальной скважины с применениями формул Борисова Ю.П. и др., Giger F.M. и Joshi S.D. и отмечали следующие показатели: площадь дренируемая горизонтальной скважиной больше по сравнению с вертикальной; снижение проницаемости пласта в вертикальном направлении значительно уменьшает продуктивность горизонтальной скважины (см. рис. 1.10); степень снижения давления в загрязненной зоне для горизонтальной скважины значительно меньше, чем вертикальной. В работе [103], изучено влияние потерь давления в горизонтальном стволе на производительность скважины нефтяного месторождения Трола (глубина залегания равна 300м) с помощью геолого-математических моделей при следующих изменения параметров: коэффициента шероховатости в диапазоне от 2.5х10 5 до 2.5х10"3 м; внутреннего диаметра обсадной колонны в диапазоне от 0.1016 до 0.1524 м; длины ствола в диапазоне от 500 до 1000 м; время эксплуатации скважин от 10 до 300 дней; отношениях депрессии на пласт к потере давления в стволе (Арп /Арпотр) от 1 до 100 (см. рис. 1.11-1.12).
Влияние потерь давления в горизонтальном стволе на производительность горизонтальной нефтяной скважины
Вычислить влияния потерь давления по длине горизонтального ствола на производительность скважины необходимы в случае движения: - высоко вязкой нефти (тяжелая нефть) [101]; - легкой нефти, если дебит скважины при различных диаметрах ствола колеблется в интервале! 500-5000 м /сут. 0.99 20 Такой дебит имеет место при вскрытии коллекторов с высокой проницаемостью. В таких коллекторах депрессии на пласт имеет незначительную величину и тогда потери давления в стволе становится сопоставимой с величиной депрессии на пласт. При забойном давлении значительное увеличение длины ствола на начальной стадии разработки не адекватно увеличивает производительность скважины. В таких случаях рекомендуют максимальную длину, бурение больше этой длины не приводит к интенсивному росту производительности. В нефтегазовым коллекторе с подошвой воды чрезмерные потери давления по длине ствола могут существенно повлиять на образование конусов газа и воды в зоне с минимальным давлением. Эта зона соответствует участке ствола где горизонтальный ствол переходит к искривленному участку. При значительной длине горизонтальной части ствола, больших дебитах скважины и наличии фонтанных труб в горизонтальном стволе из-за существенного перепада давления максимальная интенсивность притока нефти к стволу будет иметь место вблизи башмака фонтанных труб. Необходимость ограничения величины, создаваемой на пласт депрессии, обуславливается возможностью разрушения призабойной зоны, образованием конуса подошвенной воды, прорывом верхнего газа, дегазацией нефтью и.т.д. Следует подчеркнуть, что потери давления по длине горизонтального ствола влияют на производительность скважины и на ее конструкцию. Изменение забойного давления и дебита нефти по длине горизонтального ствола может быть определено приближенным аналитическим и точным численным методами. Табл.2.1. Результаты расчета производительности горизонтальной скважины при различных методов. No. п/п Rk м Lм Н м К мкм2 ЛР МПа JoshiS.D.Q М3/сут Giger F.M.Q М3/сут Renard G.I.Q М3/сут Алиев З.С.Q М3/сут Борисов Ю.П.Q М3/сут 2.3.1.0пределение распределения забойного давления и дебита в горизонтальном стволе при отсутствии фонтанных труб Приближенный аналитический метод предложен для определения потери давления при движения нефти по горизонтальному стволу с отсутствием и наличием фонтанных труб в стволе. Этот метод основан на использовании двух уравнений в частности; первая, уравнения фильтрации нефти к горизонтальному стволу (формула З.С.Алиева) имеет вид: APn=Pn-R=- (2-И) а вторая, уравнения описывает отношение между градиентом давления по стволу и потоком вдоль горизонтального ствола, имеет вид: = Х PVL (2.12) АР=Х PQ2 Ді 2DF2 где- АРП —депрессии на пласт; Pi - давление на сечении горизонтального ствола; Рп- пластовое давление; L-длина горизонтального ствола; Re; RK—радиусы скважины и контура питания соответственно; JJ,H - вязкость нефти; Вн - объемный коэффициент нефти; -коэффициент гидравлического сопротивления труб; рн -плотность нефти; F-площадь поперечного сечения горизонтального ствола; D-внутренний диаметр обсадных колон; с - параметр, связанный со свойствами пористой среды, нефти и геометрией дренируемой зоны и определяется по формуле: (2.13) (2к/ц„В.) с = =— Rk-(h-2R.) + 2h 2R« . 2R, 1 + In h-2Rc h Формулы (2.11) и (2,12), были совместно решены с использованием метода последовательных приближений. -Шаги решений 1-Допустим депрессия на пласт, ДРП АРП =РП-Рі Р,=РП-ДРП 2-Подставим ДРП в формуле (2.11) и вычислим Q З-Вычислим число Рейнольдса Re_no формуле имеющей вид: При отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке ствола, При наличии фонтанных труб, Re = PQ 4-Вычислим коэффициент гидравлического сопротивления труб если Re 2000 через равенство A,i=64/Re а если Re 4000 то через Лг = [l.l4-2Log((or/D)+21.25Re-0 9)]"2 где а - коэффициент шероховатости в случае 2000 Re 4000 ( 4000 - Re V . (х __ ("4000 - Re v + Я: ЛІ = Л 2000 J V \ І 2000 5-Подставим А, в формуле потери давления по горизонтальному стволу (2,12) и вычислим ДР, АР,=Р2-Рь Р2= Pb + ДР, 6- Сравнения Pj и Р2 если Рі=Р2 решение кончается и ДР, Pi, Q известны 7X если Pi P2 повторяем решение с 1-м шагом используем Р2. Для определения зависимости изменения дебита горизонтальной скважины по длине горизонтального ствола и потерь давления в нем были приняты следующие исходные данные вертикальной скважины No.80: Рп = 2.35 МПа; Р3 = 1.674 МПа; h = 55м; к = 1 Д.; RK = 425м; В„ = 1.069; ц„ = 15 мПа.с; р„ = 900 Kr/M3;D= 164 мм; dH= 0,062; 0,073; 0,0889 и 0,114 м. Вычисление потерь давления, дебита и распределения давления по стволу горизонтальной скважины происходят при наличии и отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке ствола. На рис.2.12 показана схема горизонтальной скважины при отсутствии фонтанных труб на горизонтальном участке ствола. В уравнении движения нефти по стволу горизонтальной скважины, площадь поперечного сечения определяется по формуле; F= nD2/4 dQ Рис.2.12. Схема горизонтального ствола для расчета дебита скважины и потери давления при движении нефти по стволу. FJJ-J-LLJ і Q Ш і і D (11 Pt- давление на стенке горизонтального ствола в интервале 0 І L (L-длина горизонтального ствола) Решение системы (2.11) и (2.12) с использованием метода последовательных приближений позволяет определить характер изменения интенсивности притока нефти, потери давления и распределения забойного давления на участке 0-L при движении нефти к сечению перехода от горизонтального положения ствола к искривленному. Из полученных результатов при отсутствии фонтанных труб в горизонтальном стволе, следует, что при увеличении длины ствола, влияние потери давления на дебит горизонтальной скважины увеличивается и приводит к снижению степени роста дебита. Максимальная длина горизонтального ствола в рассматриваемом случае оказалась L=3400M при QH=3600M3/cyr. Дальнейшее увеличение этой длине приводит к снижению интенсивность роста дебита нефти. Величина забойного давлении вдоль ствола снижается от торца к переходу от горизонтального направления ствола в вертикальное и равна Р3=1,674МПа (см.рис.2.13.). На рис.2.13, также, показано что дебит горизонтальной скважины практически линейно нарастает по длине ствола p3=consT. в случаи без учета влияния потери давления на производительность скважины.
Теоретические основы исследования процесса фильтрации многофазных флюидов к горизонтальным скважинам
Из изложенных выше материалов следует, что истинные значения производительности и других параметров горизонтальных нефтяных скважин могут быть определены только численным решением системы уравнений фильтрации с использованием геолого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных пластов. Система уравнений фильтрации в пористой среде многофазной смеси к забою горизонтальной скважины и движение по стволу позволяет точно прогнозировать дебиты по фазам только 102 при правильном учете: влияния параметра анизотропии пласта (пропластков); изменения свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления и от фазовых переходов; изменения насыщенности в процессе дегазации нефти при забойном давления ниже давления насыщения, при прорыве свободного газа и обводнении скважин; взаиморастворимости флюидов; капиллярных и гравитационных сил; Фазовых проницаемостей; Упругих сил водоносного бассейна и многих других факторов. При создании геолого-математических моделей большое значение имеют: последовательность залегания и вскрытия высоко к низкопроницаемых пропластков; наличие гидродинамической связи между пропластками; величина вертикальной проницаемости — параметра анизотропии; наличие тектонических нарушении; порог подвижности газа и жидкости в высоко и низкопроницаемых проиластках; активность подошвенных и краевых вод и количество растворенного в нефти и воде газа.Обусловленная выше научная основа требует решения системы уравнений, описывающих изотермическую (возможно, и неизотермическую) фильтрацию многокомпонентной, многофазной смеси в пористой среде, имеющей вид [34]; div[kT (gndP.-p.g.gradz)l-m [2m-P-liS.]-Q5»0 (ЗЛ) где к — число компонентов, к =1.2,3„..к; а — число фаз. Система (3.1) дополняется следующими соотношениями: I Г = 1; I 5. = 1; Рт - Р, = РГ С . ) 3-2 Для системы, состоящей из трех компонентов, т.е. к= 3 из трех фаз а = 3,получим: р. = р(?ЛК = ИГЛ/ . = М(РЛ«. = Щ{РЛК = К5 i кл = k(S2,S,},k = k{St); Р,-Рг= P S,); Рг Р = PSAS,) 3 3 где к и т - соответственно проницаемость и пористость пласта в точке координатами x,y,z; величины Р„, р» к ц Sa и 1я . соответственно давление, плотность, относительная фазовая проницаемость, вязкость, насыщенность и доля k-го компонента в а -й фазе. Так например изменение пористости от давления в уравнениях (3.1) и (3.3) принимается в виде; т = т + /3 (Р - Р ), (З-4) где та- пористость, зависящая от давления; Вс- коэффициент сжимаемости пласта; тат- пористость при атмосферном давления. Изменение фазовых проницаемостей от насыщенности в уравнениях (3.1) и (3.3) принимается согласно [64] в виде: В формулах (3.5-3.11) использованы следующие обозначения: кг квкн- относительные фазовые проницаемости по газу, воде и нефти SH, Sr, SB, S - насыщенность пористой среды нефтью,газом,водой и жидкостю; SBO, Sro -остаточная насыщенность нефти и воды в системе( газ-жидкость) и (нефть-вода), соответвенно; VB, У в, Уг. У г -условные границы, в пределах которых фазовые проницаемости приняты постоянными (см. [64]). Производительность источника к-го компонента, моделирующего скважину в системе (3.1), определяется формулой где индексы 1,2,3 относятся соответственно к газовой, нефтяной и водяной фазам. Решение системы (3.14) при соответствующих граничных условиях позволяет получить распределение давлений в фазах и величины насыщенности пористой среды произвольной форме с произвольным размещением скважин. Система (3.14) является нелинейной и ее решение возможно только численным методом интегрирования. Методы численного решения подобных систем могут быт различными. В данном случае был использован метод неполной разностной факторизации, который изложен в работах [34], [75], [52], [65], [95].В матричном виде разностное уравнение, аппроксимирующее систему (3.14), можно выразить в следующем виде: М-матрица коэффициентов разностных уравнений; N- вспомогательная матрица, позволяющая факторизовать систему (3,20); Р -искомая функция-вектор; q -правая часть разностных уравнений Значения векторов Р и q находится из определений: P" и n" -фазовое давление и правая часть уравнения (3.17), соответствующая определенному компоненту смеси. Сущность используемой методики неполной разностной факторизации заключается в следующем: семидиагональная матрица системы разностных уравнений, к которым сводится дифференциальная система(3.14) при соответствующих граничных и начальных условиях представляется в виде производной двух-верхней и нижней - треугольных матриц. Обычное разложение- факторизация матрицы М на верхнюю U и нижнюю L треугольные матрицы приводит к появлению ненулевых членов между диагоналями как нижней, так и верхней матрицы, При значительном числе узлов разностной сетки решение точной факторизованной, т. е. разложенной на множители системы требует большой памяти для хранения членов матриц и значительных затрат машинною времени на решение. Однако матрицу М можно модифицировать добавлением некоторой вспомогательной матрицы N таким образом, чтобы ненулевые члены сохранялись только на главных диагоналях. При этом моднфпшфованная матрица М + N легко факторизуетея на произведения матриц L + U Граничные условия на скважинах задаются в виде производительности источника или стока, приходящейся на один узел разностной сетки. Если не все границы пласта непроницаемы, то можно задавать переток флюида через внешнюю границу пласта при помощи источников, расположенных в граничных узлах пластов. Изложенный выше метод решения многомерной, многофазной, нестационарной фильтрации в пористой среде был использован для определения: производительности горизонтальных скважин выбора типа и конструкции скважин; глубины депрессионной воронки, газонасыщенности и обводнения пропластков; и других параметров скважин.
