Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ существующих решений о притоке к пологим и горизонтальным нефтяным и газовым скважинам .
Краткий обзор и анализ теоретических работ об установившемся притоке жидкости и газа к горизонтальным скважинам
Основные факторы, влияющие на производительность горизонтальных газовых скважин
Основные факторы, влияющие на профиль горизонтальной части ствола скважины
Преимущества применения многозабойных скважин
Вскрытие нефтяных пластов месторождений США многозабойными горизонтальными скважинами
Выводы по разделу 1 .
2 Решение задач притока к горизонтальным и многозабойным скважинам без учета гидравлических сопротивлений ствола .
Типовые профили многозабойных скважин
Гидродинамическое обоснование эффективности совместно-раздельного способа отбора воды и нефти горизонтальными скважинами .
Неустановившийся приток к двухзабойной горизонтальной скважине с подошвенной водой .
2.3.1 Решение для двустороннего контура питания .
2.3.2. Решение для бесконечного пласта .
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2 .
3 Гидравлические сопротивления в стволе пологих и горизонтальных скважин
Сопротивления и шероховатость прямых труб
Потери давления в стволе горизонтальной скважины
Способы снижения высоких потерь давления в стволе скважины
Гидравлические сопротивления в пологом (горизонтальном) стволе скважины
Вытяжной тройник .
Сопротивления вытяжного тройника
Сопротивления вытяжного тройника с коническим проходом
Выводы по разделу 3
4 Приток к пологой и горизонтальной скважине с учетом гидравлических сопротивлений ствола .
Развивающийся поток
Профиль притока к пологой нефтяной скважине
Скорость фильтрации к горизонтальному стволу газовой скважины .
Падение давления в перфорированном стволе газовой скважины за счет перфорационных отверстий
Профиль притока к пологому стволу газовой скважины .
Влияние песчаных пробок в стволе на работу скважины .
Регулирование профиля притока и эпюры скоростей по стволу скважины .
Режим работы пологой газовой скважины
Результаты замеров профиля притока газа для горизонтальных скважин .
Выводы по разделу 4
5 Приток к многоствольным скважинам с учетом гидравлических сопротивлений стволов
Приток к пологому стволу с гравийной набивкой
Приток к пологому стволу с гравийной набивкой с учетом зависимости вязкости газа от давления .
Приток к пологой газовой скважине с боковым стволом
Пологая скважина в ограниченном пласте с непроницаемыми верхней и нижней границами .
Пологая скважина в полосообразном пласте с непроницаемой кровлей и подошвой
Пологая скважина с боковым стволом в полосообразном пласте с непроницаемой кровлей и подошвой .
Пример расчета для пологой газовой скважины с боковым стволом в полосообразном пласте .
Нефтяная скважина в пласте с подошвенной водой
Выводы по разделу 5
6 Некоторые вопросы гидроразрыва в горизонтальных, пологих и вертикальных скважинах
Образование направленной трещины в горизонтальных скважинах и каналах
Поинтервальный гидроразрыв в вертикальных и пологих газовых скважинах .
Дебит газовой скважины с трещиной ГРП
Примеры расчета поинтервального гидроразрыва .
Выводы по разделу 6
Заключение
Список использованных источников
- Основные факторы, влияющие на производительность горизонтальных газовых скважин
- Гидродинамическое обоснование эффективности совместно-раздельного способа отбора воды и нефти горизонтальными скважинами
- Способы снижения высоких потерь давления в стволе скважины
- Регулирование профиля притока и эпюры скоростей по стволу скважины
Введение к работе
Актуальность проблемы
В настоящее время при проектировании конструкции забоев и режимов работы пологих, горизонтальных и многоствольных нефтяных и газовых скважин используются расчетные методы для скважин с открытым забоем, которые не позволяют учитывать изменение скорости потока флюида по стволу в зависимости от расположения интервалов перфорации, фильтров, местных сопротивлений в стволе, интерференции стволов при различных видах заканчивания стволов у многоствольных скважин.
Решение данных задач возможно при создании эффективных математических моделей притока к обсаженным и перфорированным пологим и горизонтальным стволам нефтяных и газовых скважин с учетом изменения режима течения флюида в стволах.
В должной мере не исследованы факторы, влияющие на профиль притока к пологим и горизонтальным стволам. Все это не позволяет достаточно эффективно проектировать сложный профиль ствола скважин в интервале продуктивного пласта и использовать их потенциал при разработке нефтяных и газовых месторождений.
Перечисленные проблемы определяют актуальность темы диссертационной работы.
Цель работы - разработка математических моделей притока к пологим, горизонтальным и многоствольным нефтяным и газовым скважинам с учетом всех видов гидравлических сопротивлений в стволах и их применение при обосновании траекторий и длин стволов в продуктивном пласте, конструкций забоев для повышения добычных возможностей скважин.
Основные задачи исследований
-
Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных нефтяных скважин в продуктивном пласте.
-
Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных газовых скважин в продуктивном пласте.
-
Разработка математической модели и методики расчета профиля притока и траекторий стволов многоствольных нефтяных и газовых скважин с различными конструкциями забоя.
Научная новизна выполненной работы
-
Впервые получена система уравнений для распределения давления вдоль ствола и дебита перфорационных отверстий для пологой и горизонтальной нефтяной и газовой скважины с обсаженным и перфорированным стволом с учетом всех видов гидравлических сопротивлений в стволе.
-
Впервые исследован профиль притока к пологой и горизонтальной нефтяной и газовой скважинам и влияние на него параметров продуктивного пласта, плотности перфорации различных участков ствола.
-
Впервые получено гидродинамическое обоснование длины пологого и горизонтального участка стволов нефтяной и газовой скважин в зависимости от режимов эксплуатации скважины, параметров пласта и конструкции забоя скважины.
-
Впервые получена система уравнений для распределения давления и профиля притока вдоль ствола газовой скважины с гравийной набивкой, исследована зависимость профиля притока газа от технических и технологических параметров, а так же от фильтрационных параметров пласта.
-
Впервые получена система уравнений для распределения давления и профиля притока вдоль стволов многоствольной газовой и нефтяной скважин с различными видами конструкций забоя.
Практическая значимость полученных результатов
С использованием полученных решений для распределения давления и профиля притока вдоль стволов пологих и горизонтальных скважин можно производить проектирование профиля стволов скважин по пласту с учетом реальных свойств пласта и эффективных толщин. Разработанная методика расчета притока к пологой и горизонтальной скважинам с обсаженным цементированным и с открытым забоями позволяет провести сравнительный анализ работы стволов с различными конструкциями забоев.
Разработанные методики расчета пологих и горизонтальных стволов использовались в проекте доразработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения на заключительной стадии эксплуатации при расчете боковых стволов, при проектировании горизонтальных и пологих газоконденсатных скважин Бованенковского ГКМ в рамках выполненного ООО «ТюменНИИгипрогаз» договора с ОАО «Газпром» № 0275-06-5 «Разработать основные технические решения по строительству высокопроизводительных и многозабойных скважин на Бованенковском месторождении». Авторские разработки использованы так же в нескольких руководящих документах по интенсификации добычи углеводородов на месторождениях Западной Сибири.
Апробация результатов исследований
Результаты работы докладывались на: международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, ОАО «Запсибгазпром», 1999 г.), всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовка кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, ТюмГНГУ, декабрь 2001 г.), Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2002 г.), конференции ТюмГНГУ «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки» (Тюмень, 2002 г.), II Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (Ставрополь, 2007 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликована 31 работа, в том числе 2 монографии, 8 патентов Российской Федерации.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из «Введения» и шести разделов, текст изложен на 212 страницах, иллюстрирован 79 рисунками, 7 таблицами, список использованной литературы состоит из 179 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность и признательность д-ру техн. наук, профессору Телкову А.П., д-ру геол.-минерал. наук, профессору Клещенко И.И. за консультации и помощь в выполнении работы.
Основные факторы, влияющие на производительность горизонтальных газовых скважин
Как видим, данные определения не охватывают весь диапазон возможных траекторий стволов скважин по пласту.
В последнее время в научной литературе появились такие термины как «пологая» и «субгоризонтальная» скважины. Некоторые исследователи дают следующее определение траекторий скважин по пласту [97]: «наклонно-направленная» - с зенитным углом 0 a 25о; «пологая» - скважина с зенит-ным углом 25о a = 55о; «горизонтальная» - скважина с зенитным углом 80 о a = 100о.
Между тем термин «наклонно-направленная» скважина применяется так же для скважин при кустовом способе бурения, в случае, если они отходят от вертикали в верхней части своей траектории вне пласта. Такое двойное опреде-ление термина затрудняет понимание.
На наш взгляд для каждого участка траектории ствола скважины необхо-димы свои определения.
С целью упрощения изложения, в данной работе примем следующие оп-ределения видов траекторий скважин по пласту: «пологая» - скважина с зенит-ным углом 0 a 90о; «горизонтальная» - скважина с зенитным углом a = 90о.
Вопросам притока к горизонтальным скважинам посвящено несколько сот научных работ. При этом весьма ограниченное число работ посвящено го-ризонтальным и газоконденсатным скважинам и практически не исследованы вопросы притока к пологим нефтяным и газовым скважинам.
К настоящему времени наиболее существенными среди научных иссле-дований, посвященным горизонтальным газовым скважинам, являются работы З.С.Алиева и В.В.Шеремета [4], В.А.Черных [174]. Основная часть работ опуб-ликована начиная с 1995г. Среди них следует выделить так же [90] и [92]. В этих работах предложены методы определения распределения забойного дав-ления в горизонтальных газовых скважинах, оборудованных фонтанными тру-бами в горизонтальной части ствола и без них, в скважинах с большим и со средним радиусом кривизны для перехода ствола от вертикального положения к горизонтальному.
По предлагаемым методам расчета забойных давлений приведены приме-ры определения распределения забойного давления и профиля притока по дли-не горизонтального ствола в зонах отсутствия фонтанных труб и в затрубном пространстве для различных диаметров обсадной колонны, длины и диаметров спускаемых фонтанных труб.
Работы, посвященные производительности горизонтальных газовых скважин, в целом делятся на три группы:
1. Сравнительно точное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации, т.е. при линейном законе сопротивления, путем использования функции Лейбензона для заданной формы схемы фильтрации дано в работах [16], [175] и др.
2. Приближенное решение задачи о притоке газа к горизонтальной сква-жине при нелинейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации для полосообразного пласта, вскрытой горизонтальной скважиной изложенное в работах [94] и др.
3. Точное численное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при нелинейном законе фильтрации, изложенное в работах [4], и ли-нейном законе, изложенное в работах [17] и др.
Перечисленные выше группы отличаются не только схематизацией задач при поиске приближенных решений, но и принятием условия постоянства за-бойного давления по длине горизонтального ствола и отсутствием влияния ве-личины устьевого давления на производительность горизонтальных скважин. Поэтому при заданных геометрии зоны, дренируемой горизонтальной скважи-ной, вскрытия пласта, различных проницаемостях и депрессии на пласт полу-чено, что чем длиннее горизонтальный ствол, тем больше дебит горизонталь-ной скважины. В приближенной постановке из множества факторов, влияющих на рабо-ту горизонтальной газовой скважины, по отдельности было исследовано влия-ние: длины и диаметров обсадных колонн и фонтанных труб, устьевого давле-ния, параметра анизотропии, потерь давления по длине горизонтального ствола (без учета местных сопротивлений), степень вскрытия пласта в плане и распо-ложения горизонтального ствола по толщине пласта и относительно контуров питания в работах З.С.Алиева и др. [4], [94] так и от толщины пласта. Расчеты показали, что при заданных параметрах вскрываемого пласта и депрессии на пласт дебит горизонтальной скважины снижается при толщинах пласта 10 = h = 50м в пределах 2-31% от дебита, полученного при симметричном располо-жении горизонтального ствола.
Влияние асимметричного расположения горизонтального ствола относи-тельно контуров питания при вскрытии полосообразного пласта изучено в ра-ботах [4, 16]. На примерах полосообразного пласта с различными толщинами и различными значениями радиуса контура питания определено влияние асим-метричного расположения горизонтального ствола относительно контуров пи-тания на производительность газовой скважины. Из этих расчетов следует, что при расположении горизонтального ствола у контура питания производитель-ность скважины за счет асимметрии по Rk существенно снижается и составляет 52,0-70,3% от дебита, получаемого при симметричном расположении ствола. В [6] получено приближенное решение задачи, одновременно учитывающее асимметричное расположение горизонтального ствола по толщине и относи-тельно контуров питания.
Влияние неполноты вскрытия в плане пласта полосообразной формы, приходящейся на долю горизонтальной скважины, при параллельном располо-жении соседних скважин, на производительность также рассмотрено в работе [4]. Приближенное решение этой задачи возможно только при заданной форме границы дренируемой области.
В определенной степени эта задача по постановке сопоставима с задачей, решенной многими исследователями, для определения производительности го-ризонтальных нефтяных скважин, когда форма границы дренируемой области принимается в форме эллипса [37],[52].
Гидродинамическое обоснование эффективности совместно-раздельного способа отбора воды и нефти горизонтальными скважинами
Между конструкцией скважины, дебитом и потерями давления по стволу существует тесная связь. Как правило, при обосновании режима эксплуатации скважин и прогнозировании показателей разработки первичным считается про-дуктивность пласта. По результатам исследований устанавливают связь между дебитом скважины и депрессией на пласт (забойным давлением). По известно-му дебиту и глубине залегания с учетом необходимой минимизации потерь давления по стволу выбирают конструкцию обсадной колонны и фонтанных труб. При использовании горизонтальных и пологих скважин к этим потерям добавляют потери в горизонтальной (пологой) части ствола. Эти потери могут быть снижены путем обоснования длины горизонтальной (пологой) части ство-ла, длины и диаметра спускаемых фонтанных труб, характера вскрытия соот-ветствующих пропластков, расположения фильтровой части ствола относи-тельно кровли и подошвы пласта и выбора соответствующего устьевого давле-ния.
Для определения оптимальной конструкции горизонтальных (пологих) скважин необходимо установить факторы, от которых зависит производитель-ность таких скважин. В [6] эти факторы разделяются на три группы: геологи-ческие, технические и технологические.
К геологическим относят факторы, связанные с геологической характери-стикой залежи: неоднородностью, типом залежи, параметром анизотропии, на-личием тектонических нарушений, емкостными и фильтрационными парамет-рами пластов, устойчивостью коллекторов к разрушению, капиллярными дав-лениями, размером переходных зон, активностью подошвенных и контурных вод, наличием нефтяной оторочки и т.д. Для нефтяных скважин можно доба-вить также близость газо- и водонефтяных контактов, расположение нагнета-тельных скважин значение предельной депрессии и т.д.
К технологическим факторам относятся: величина забойного давления и давления в газосборном коллекторе, вскрытие пласта (пропластков), профиль горизонтального ствола, радиус кривизны, обеспечивающий переход ствола от вертикального к горизонтальному положению, способ вскрытия пласта, форма зоны дренирования и условия на границах зоны дренирования, принятые при схематизации задачи и т.д. К техническим факторам относятся: качество используемых труб, арма-туры и скважинного оборудования, характеристики фильтровой части (плот-ность перфорации и диаметры перфорационных отверстий, характеристики се-точных фильтров и т.д.).
Наиболее существенно на производительность горизонтальных (пологих) газовых скважин влияют: 1. Форма зоны дренирования горизонтальной (пологой) газовой скважи-ны; 1. Условный радиус контура питания, зависящий от заданной формы зо-ны дренирования; 2. Характер вскрытия пласта; 3. Степень вскрытия каждого пропластка; 4. Расположение горизонтального (пологого) ствола относительно кон-туров питания и по толщине пласта; 5. Величина пластового давления с учетом расположения горизонтально-го ствола и гравитационных сил; 6. Проницаемость пласта; 7. Параметр анизотропии; 8. Диаметр и длина обсадных колонн и фонтанных труб; 9. Устьевое давление. Влияние на производительность горизонтальных газовых скважин боль-шинства из перечисленных факторов изучено в работах [4, 5, 52, 92] и др. Joshi S.D. [52] по результатам анализов работы горизонтальных скважин сделаны следующие выводы: - расчлененность продуктивного пласта непроницаемыми пропластками резко снижает дебит горизонтальной скважины; - в высокоанизотропных, расчлененных пластах горизонтальные сква-жины недостаточно эффективны, а дебит горизонтальной скважины приближа-ется к вертикальной; - в пластах, где горизонтальная проницаемость менее чем в 2 раза пре-вышает вертикальную фактические дебиты горизонтальных скважин выше де-битов наклонно-направленных скважин в 3-4 раза; - увеличение протяженности горизонтального ствола с целью повыше-ния дебита имеет смысл до 500 м, причем для конкретных геолого-технологических условий необходим тщательный анализ экономической эф-фективности строительства горизонтальной скважины.
Неизученным остается влияние на производительность пологих скважин профиля ствола скважины, расположения участков перфорации и фильтров по длине ствола, всех видов гидравлических сопротивлений в стволе. Это так же относится и к многоствольным скважинам. К неизученным вопросам для многоствольных и разветвленных скважин относятся: 1. Взаимовлияние стволов; 2. Все виды гидравлических сопротивлений в стволах; 3. Все вышеперечисленные факторы для горизонтальных скважин при условии взаимодействия стволов.
Способы снижения высоких потерь давления в стволе скважины
Скорость потока газа уменьшается вдоль ствола скважины с прибли-жением к его концу. Это в свою очередь сказывается на образовании песча-ных пробок в пологом либо горизонтальном стволе. Если учесть, что ствол скважины не идеально ровный, а так же то, что угол наклона пологого либо горизонтального ствола может меняться, в отдаленных участках ствола мо-жет накапливаться песок. При этом увеличиваются гидравлические сопро-тивления на соответствующих участках ствола скважины. Если же скорость потока не велика, то песчаная пробка будет увеличиваться. Рассчитав рас-пределение скорости потока вдоль ствола, можно определить где начинает-ся опасный участок. Характерным примером является опыт бурения первых двух горизон-тальных газовых скважин, пробуренных в конце 50-х – начале 60-х годов в Ставропольском крае на Расшеватском месторождении. При освоении гори-зонтальных скважин были получены высокие дебиты газа, которые вскоре привели к накоплению в стволе песчано-глинистых пробок. Удалить эти пробки не удалось и эксплуатация этих скважин не проводилась [2].
В результате такого перемещения максимальная скорость потока по горизонтальному участку ствола может быть достигнута в его начале, в конце, либо любой другой точке. Это положительно скажется на выносе механических примесей с забоя скважины, на очистке фильтров, а так же приведет к изменению профиля притока флюида к горизонтальному участ-ку ствола скважины. Изменение профиля притока, в свою очередь, приведет к изменению фильтрационных потоков в пласте, в результате чего увели-чится охват пласта заводнением при разработке нефтяных пластов. Для скважин в пластах с подошвенной водой изменение профиля притока поло-жительно скажется на динамике обводнения подошвенной водой.
Расчет профиля притока к пологому стволу газовой скважины и эпю-ры скоростей потока газа по пологому стволу для указанного случая произ-водится в результате решения тех же самых уравнений, что и в случае от-сутствия НКТ в пределах пологого участка ствола. Единственное отличие заключается в том, что на участке пологого ствола, в пределах которого на-ходится НКТ, поток газа будет двигаться по межтрубному пространству между НКТ и обсадной колонной. На этом участке в качестве диаметра ствола скважины следует взять эквивалентный диаметр Dэ, определяемый из равенства площадей поперечного сечения эквивалентного ствола и меж-трубного пространства: и перфорированным горизонтальным участком ствола 1 (рисунок 4.8) диаметром 168 мм и длиной 300 м оборудована заколон-ным пакером 2 (рисунок 4.8). Пластовое давление 20 МПа, проницаемость по горизонтали 2 мД, проницаемость по вертикали 1 мД, депрессия 8 МПа, толщина пласта 10 м, угол наклона ствола к вертикали 88о, скважина вскрывает пласт от кровли до подошвы и имеет 10 интервалов перфорации. Координаты интервалов перфорации 3 (рисунок 4.8) по оси Z считая от кровли пласта (м): 0-0,3; 1-1,3; 2-2,3; 3-3,3; 4-4,3; 5-5,3; 6-6,3; 7-7,3; 8-8,3; 9-9,99.
Расчеты профиля притока газа и эпюры скоростей газового потока по пологому стволу скважины производились путем совместного решения уравнений движения газа в пласте к перфорационным отверстиям и уравне-ния движения газа по пологому стволу. При расположении насосно-компрессорных труб в начале ствола эпюра скоростей потока флюида вдоль горизонтального участка ствола имеет вид 4 (рисунок 4.9). Как показывают расчеты, на конечном участке ствола скорость потока недостаточна для вы-носа песка с забоя. Кроме того, приток к первым фильтрам более интенсив-ный 5 (рисунок 4.10) и существует угроза его обводнения подошвенной во-дой. С течением времени произойдет заиливание песком последних интер-валов перфорации и подтягивание подошвенной воды к первым интервалам перфорации (в пласте с подошвенной водой).
В скважину (после промывки ствола) спускают колонну насосно-компрессорных труб 6 (рисунок 4.8) длиной 250 м и диаметром 0,114 м, оборудованных пакером и якорем 7 (рисунок 4.8). Башмак НКТ располага-ют на расстоянии 8,5 м от кровли пласта. В результате, эпюра скоростей в стволе скважины примет вид 8 (рисунок 4.9) и скорость потока на большей части конца ствола станет достаточной для выноса песка. Для выноса песка из начальной части ствола теперь требуется меньшая скорость потока, т.к. движение газа по начальному участку ствола идет теперь сверху вниз. Кроме того, произойдет перераспределение фильтрационных потоков к стволу, профиль притока примет вид 9 (рисунок 4.10), отбор из первого фильтра уменьшится, что приведет к осаждению конуса подошвенной воды у первого фильтра
Пример 2. Горизонтальная нефтяная скважина с обсаженным и пер-форированным горизонтальным участком ствола 1 (рисунок 4.8) диаметром 0,114 м и длиной 500 м оборудована заколонным пакером 2 (фиг.1). Пла-стовое давление 20 МПа, проницаемость по горизонтали 2 мД, проницае-мость по вертикали 1 мД, депрессия 8 МПа, толщина пласта 10 м, угол на-клона ствола к вертикали 88о, скважина вскрывает пласт от кровли до по-дошвы и имеет 10 интервалов перфорации. Координаты интервалов перфо-рации 3 (рисунок 4.8) по оси Z считая от кровли пласта (м): 0-0,3; 1-1,3; 2-2,3; 3-3,3; 4-4,3; 5-5,3; 6-6,3; 7-7,3; 8-8,3; 9-9,99.
Расчеты профиля притока нефти и эпюры скоростей нефтяного пото-ка по пологому стволу скважины производились аналогично предыдущему примеру. При расположении насосно-компрессорных труб в начале ствола (1,5 м от кровли) эпюра скоростей потока флюида вдоль горизонтального участка ствола имеет вид 10 (рисунок 4.11), а профиль притока вид 12 (ри-сунок 4.12). Как показывают расчеты, на конечном участке ствола скорость потока недостаточна для выноса песка с забоя. С течением времени про-изойдет заиливание песком последних интервалов перфорации.
В скважину (после промывки ствола) спускают колонну насосно-компрессорных труб 6 (рисунок 4.8) длиной 450 м и диаметром 0,089 м (диаметр НКТ определяется по результатам расчетов), оборудованных па-кером и якорем 7 (рисунок 4.8). Башмак НКТ располагают на расстоянии 8,5 м от кровли пласта. Увеличивают депрессию на пласт до расчетной - 10 МПа. В результате, эпюра скоростей в стволе скважины примет вид 11 (ри-сунок 4.11) и скорость потока на большей части конца ствола станет доста-точной для выноса песка. Для выноса песка из начальной части ствола те-перь требуется меньшая скорость потока, т.к. движение нефти по начально-му участку ствола идет теперь сверху вниз. Для выноса песка из начальной части
Регулирование профиля притока и эпюры скоростей по стволу скважины
Естественно предположить, что при определенном значении напря-жения в пласте, направление которого перпендикулярно направлению ство-лов, трещины будут образовываться перпендикулярно стволам, а не вдоль них. Значение этого порогового напряжения должно определяться экспери-ментальным путем.
В связи с развитием радиального бурения, появляется возможность забуривания из вертикальной скважины радиальных каналов в одной верти-кальной плоскости с последующим проведением гидроразрыва. Образую-щаяся при этом вертикальная трещина (рисунок 6.2) между каналами будет, очевидно, ограниченной высоты. Опытно-промышленные работы по созда-нию трещин ГРП между радиальными каналами ведутся в настоящее время в нефтяной компании «ЛУКОЙЛ».
На газовых и газоконденсатных пластах месторождениях севера За-падной Сибири в настоящее время все активнее производят гидроразрыв. Достигнута высокая эффективность ГРП на ачимовских залежах Уренгой-ского НГКМ, валанжинских залежах Ямбургского ГКМ. В условиях слож-ного геологического строения и многопластовости объектов разработки ак-туальным становится проведение поинтервального гидроразрыва, позво-ляющего образовать трещины ГРП с различными характеристиками в пла-стах объекта разработки. Поинтервальный ГРП можно производить как в вертикальных, так и в пологих и горизонтальных скважинах. В пологих и горизонтальных скважинах поинтервальный ГРП особенно актуален, т.к. подобный ГРП позволяет интенсифицировать приток их отдаленных частей ствола скважины. Кроме того, пологие и горизонтальные скважины, ввиду своей протяженности, часто вскрывают несколько пропластков и пластов.
Выработка запасов пластов газоконденсатных объектов Ямбургского ГКМ происходит неравномерно. Разность пластовых давлений достигает 3 МПа. При проведении ГРП необходимо создавать трещины такой продук-тивности, чтобы была достигнута равномерность выработки запасов. Это достигается созданием в каждом эксплуатируемом пласте объекта разра-ботки трещин ГРП с различной проводимостью. В качестве критерия рав-номерности выработки запасов можно принять равенство темпов отбора для пластов, эксплуатируемых одним фильтром.
При проведении поинтервального ГРП в пластах, разделенных непро-ницаемыми глинистыми перемычками, создаются трещины с различными характеристиками. Трещины могут различаться как геометрическими пара-метрами (длина, высота, ширина), так и проводимостью. В результате про-ведения ГРП продуктивные возможности каждого пласта возрастают. Воз-никает задача определения параметров трещин в каждом из пластов. При-чем трещины должны быть такими, чтобы обеспечивать равномерное паде-ние давления в каждом из пластов. Равномерное падение давления в каждом из пластов будет в том случае, если темпы отбора для всех пластов будут одинаковыми. В качестве критерия выбора оптимальных параметров тре-щин (длина, ширина, проводимость) в каждом из пластов многопластовых объектов предложено исходить из того, что темп отбора Ni определяется как отношение накопленного отбора газа из iго пласта на момент времени t после ГРП к текущим запасам Wi, м3, в зоне дренирования данной скважи-ны на момент проведения ГРП, б/р: , (6.6)
В настоящее время не существует простых аналитических решений, позволяющих определить изменение во времени дебита газовой скважины после ГРП. Если принять, что дебиты пластов будут снижаться равномерно во всех пластах, то в выражении (6.6) вместо текущего накопленного отбора можно поставить выражение для дебита скважины с трещиной ГРП. В про-тивном случае можно воспользоваться программным комплексом, напри-мер «Eclips», моделирующим работу скважины с трещиной ГРП. Варьируя параметрами трещин, необходимо стремиться к выполнению условия (6.7). В противном случае эффект от ГРП будет ниже запланированного по при-чине более быстрого падения пластового давления в наиболее проницаемом продуктивном пласте (особенно с небольшими запасами) по сравнению с пластами с меньшей проницаемостью, менее продуктивными, но с больши-ми запасами.
