Применимость методов разработанных для вертикальных скважин при обработке результатов исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтраций.

Применимость методов разработанных для вертикальных скважин при обработке результатов исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтраций.

Использование методов, разработанных для обработки КВД, сня­тых в вертикальных скважинах, для обработки КВД, снятых в горизон­тальных скважинах. Этот математически неоправданный способ оцен­ки параметров пластов по КВД был использован при предположении, что в пределах толщины вскрываемого горизонтальным стволом пласта без учета сил гравитации и при его симметричном расположении по толщине однородного пласта, процесс восстановления давления по сечениям, перпендикулярным горизонтальному стволу в пределах 0 ≤ Х ≤ Lгop, происходит аналогично процессу, происходящему после ос­тановки вертикального. При этом в расчетных формулах вместо k_г, оп­ределяемой по КВД в вертикальных скважинах, следует использовать к_в. Это весьма существенное условие, если вскрываемый горизонтальным стволом пласт анизотропный, т.е. к_в≠k_г, При использовании метода обработки КВД, полученной для вертикальной скважины в пласте с ограниченными размерами, т.е. в условиях взаимодействия исследуе­мой скважины с соседними, при обработке КВД в горизонтальных скважинах необходимо исходить, прежде всего, из значения толщины вскрываемого пласта, а не из расстояния между горизонтальными ство­лами. Это связано с тем, что обычно расстояние между горизонталь­ными стволами значительно больше, чем между вертикальными.

Численный метод определения параметров пласта по КВД и КСДиД. Теоретические основы это­го метода представляют собой систему урав­нений многофазной, многомерной, многокомпонентной, нестационар­ной фильтрации в неоднородных изотропных и анизотропных пористых средах при соответствующих начальных и граничных условиях и замы­кающих соотношениях с учетом влияния многочисленных геологичес­ких, технических и технологических факторов.

Этот метод использован для определения пригодности име­ющихся приближенных методов и разработки рекомендаций по опре­делению параметров пластов по результатам исследования горизон­тальных скважин на нестационарных режимах фильтрации. Метод по­зволил установить достоверность определяемых параметров пластов при использовании различных участков КВД. Этим методом было по­казано, что используемые конечные участки КВД, снятые в верти­кальных скважинах, на КВД горизонтальных скважин не гарантируют точность определяемых параметров. Численный метод не имеет аль­тернативы для определения параметров неоднородных и анизотроп­ных пластов при асимметричном расположении горизонтального ство­ла по толщине; неполном вскрытии пропластков многопластовых мес­торождений; существенном изменении забойного давления по длине ствола перед закрытием скважины.

Определение распределения температуры газа по стволу горизонтальной скважины, с большим радиусом кривизны при наличии в окружающей ствол скважины среде многолетне мерзлых пород в вертикальном и частично искривленном участках ствола.

Как было отмечено выше, в реальных условиях в зависимости от толщины интервала зоны мерзлоты и глубины залегания месторождения встречаются случаи, когда мерзлотой охвачены полностью вертикальный и частично искривленный участок ствола горизонтальной скважины, схематично показанной на рисунке 9.

 

В представленной схеме выделяются следующие участки, в которых методы расчета потерь температуры приведены ниже:

1. Потери температуры газа в пласте в результате создания депрессии на пласт, определяемые у торца горизонтального участка ствола по формуле:

2. Потери температуры газа на горизонтальном участке ствола, связанные с потерями давления при движении газа от торца ствола к начальному сечению горизонтального участка. На этом участке условно выделенных узлов расчеты определения температуры по стволу осуществляются по формуле:

где Тзт, Тзпов – температура газа у торца ствола и у начала горизонтального участка ствола (конечное сечение искривленного участка); Dср.г – коэффициент Джоуля-Томпсона на горизонтальном участке ствола при средних значениях давления и температуры по длине, т.е.

Рср.=(Рзт+Рзпов)/2 и Тср=(Тзт+Тзпов)/2, (66)

где Рзт, Рзпов – соответственно давления у торца и у начала горизонтального участка ствола. Размерная функция α_г, входящая в формулу (65) определяется по формуле:

где Lг – длина горизонтального участка; Q –дебит газа кг/час; Срcр.г – теплоемкость газа, определяется для средних давления и температуры в пределах длины горизонтального ствола, определяемых по формуле (66); d – диаметр горизонтального ствола; k – коэффициент теплопередачи между газом в горизонтальном стволе и пластом, значение которого определяется по формуле:

где h – глубина размещения горизонтального ствола в пределах толщины пласта; ⎯ρ - относительная плотность газа.

3. Потери температуры газа от конца искривленного участка ствола до нижней границы мерзлоты на искривленном участке ствола приближенно определяется по формуле:

где Тз пов, Тнм иск – температура газа у начала горизонтального участка ствола, т.е. у поворота к вертикальному направлению и у нижней границы мерзлоты на искривленном участке; Гиск – геотермический градиент искривленного участка, где отсутствует мерзлота, определяется по формуле:

Гиск=(Тз пов – Тнм иск)/Lнм иск, (70)

где Lнм иск – расстояние от нижнего конца искривленного участка до нижней границы мерзлоты, находящейся на искривленном участке. Размерный параметр α_{иск без м} – в интервале от нижней границы искривленного участка до нижней границы мерзлоты определяется формулой:

где λ_{п Lнм иск} – теплопроводность пород, находящихся в интервале от нижней границы искривленного участка до нижней границы мерзлоты, средневзвешенное значение которой приближенно может быть определено по формуле:

где λ_{п.i Lнм иск} – теплопроводность i-го пропластка толщиной hi в интервале от нижней границы искривленного участка до нижней границы мерзлоты. Теплоемкость C_рср L_{нм иск} в интервале искривленного участка длиной Lнм иск, определяемая по средним в этом интервале давлению и температуре, значение которых определяются равенствами:

Рср. Lнм иск =(Рзпов+Рнм иск)/2 и Тср. Lнм иск=(Тзпов+Тнм иск)/2, (73)

G – массовый дебит газа кг/час. Безразмерная функция времени на рассматриваемом участке определяется по формуле:

 

где τ - продолжительность работы скважины после последней ее остановки, час; С_{п Lнм иск} – объемная теплоемкость горных пород в интервале от нижней границы искривленного участка до нижней границы мерзлоты на искривленном участке.

4. Потери температуры газа на искривленном участке ствола, охваченном мерзлыми породами, приближенно могут быть определены по формуле:

где Тнм иск, Твм иск – температура газа на нижней и верхней границах искривленного участка ствола; Гиск м – геотермический градиент искривленного участка, охваченного мерзлыми породами; Lнм иск и Lнм иск – соответственно длина всего искривленного и занятого мерзлыми породами участков ствол; α_иск.м – параметр, определяемый по формуле:

где λп м иск – теплопроводность пород на искривленном участке ствола, охваченный мерзлыми породами, значение которой приближенно может быть определено по формуле:

где λп.м иск i –теплопроводность i-го пропластка толщиной hi на искривленном участке ствола, охваченный мерзлыми породами; G – массовый дебит газа кг/час; Cрср м иск – теплоемкость газа на искривленном участке ствола, охваченный мерзлотой при средних давлениях и температурах, определяемых по формулам:

Рср. м иск =(Рнм иск+Рвм иск)/2 и Тср. м иск =(Тнм иск+Твм иск)/2. (78)

Безразмерная функция времени на рассматриваемом участке вычисляется с использованием формулы:

где τ - продолжительность работы скважины после последней ее остановки, час; Сп Lнм иск – объемная теплоемкость горных пород в зоне, охваченной мерзлотой, на искривленном участке ствола.

5. Потери температуры на вертикальном участке, практически полностью охваченном мерзлотой, приближенно определяются по формуле:

 

где Гмв – геотермический градиент на вертикальном участке ствола, практически полностью охваченном мерзлотой. Нм – глубина вертикального участка, охваченная мерзлотой. Параметр α_мв, входящий в формулу (80) для вертикального участка ствола, полностью охваченного мерзлотой, определяется по формуле:

где λ п. м в – теплопроводность пород, окружающих вертикальный участок ствола, охваченного мерзлотой. С приемлемой точностью эту величину можно определить как средневзвешенную по толщине, используя при этом равенство:

где hi – толщина i-го пропластка с теплопроводностью λп. мвi, n – число пропластков. Следует подчеркнуть, что в имеющейся литературе практически отсутствует информация о теплопроводности мерзлых пород различного минералогического состава. G – массовый дебит газа в кг/час; Ср ср.м.в - коэффициент теплоемкости газа на вертикальном участке глубиной Нм = Нв, охваченном мерзлотой, определяемый приближенно для средних давления и температуры газа на рассматриваемом участке. Средние значения давления и температуры на этом участке определяются по формулам:

Рср.мв.=(Рн.мв+Рв.мв.)/2 и Тср.мв.=(Тн.мв+Тв.мв.)/2. (83)

Безразмерная функция времени определяется из равенства:

где Спм в – объемная теплоемкость пород на вертикальном участке ствола, полностью охваченного мерзлотой и определяемая по формуле:

где Сп.м.вi – объемная теплоемкость i-го пропластка c толщиной hi. Dср.м.в – коэффициент Джоуля-Томсона на вертикальном участке ствола, охваченного мерзлотой и определяемый для средних значений давления и температуры, значения которых вычисляются по формулам (83). Величина Срср.мв идентична теплоемкости, входящей в формулу (81) и по этой причине условия при которых определяется Срср.мв не приводятся.

Из изложенного содержания пунктов 1.5 по потерям температуры на характерных участках ствола горизонтальных скважин, с учетом профиля горизонтального участка ствола, где имеет место три случая: горизонтальный профиль, когда Г_вh_г=0, восходящий профиль, когда Г_вh_вос имеет отрицательный знак и нисходящий, когда Г_вh_н имеет положительный знак, устьевая температура может быть определена:

на любой стадии разработки месторождения, при любой конструкции горизонтального ствола по радиусам кривизны и профилям горизонтального участка, а также при любых депрессиях на пласт и потерях давления в стволе.

Характер изменения температуры газа на устье горизонтальных скважин для встречаемых на практике параметров месторождения и скважин установлен примерами расчетов и показан на рисунке 6.

 

Начальная производительность горизонтальной скважины является основным аргументом для выбора размеров удельной площади на скважину. При сравнительно невысокой начальной производительности горизонтальной скважины большие размеры фрагмента приведут к существенному увеличению продолжительности разработки фрагмента, следовательно, и месторождения в целом.

 

Применимость методов разработанных для вертикальных скважин при обработке результатов исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтраций.

Использование методов, разработанных для обработки КВД, сня­тых в вертикальных скважинах, для обработки КВД, снятых в горизон­тальных скважинах. Этот математически неоправданный способ оцен­ки параметров пластов по КВД был использован при предположении, что в пределах толщины вскрываемого горизонтальным стволом пласта без учета сил гравитации и при его симметричном расположении по толщине однородного пласта, процесс восстановления давления по сечениям, перпендикулярным горизонтальному стволу в пределах 0 ≤ Х ≤ Lгop, происходит аналогично процессу, происходящему после ос­тановки вертикального. При этом в расчетных формулах вместо k_г, оп­ределяемой по КВД в вертикальных скважинах, следует использовать к_в. Это весьма существенное условие, если вскрываемый горизонтальным стволом пласт анизотропный, т.е. к_в≠k_г, При использовании метода обработки КВД, полученной для вертикальной скважины в пласте с ограниченными размерами, т.е. в условиях взаимодействия исследуе­мой скважины с соседними, при обработке КВД в горизонтальных скважинах необходимо исходить, прежде всего, из значения толщины вскрываемого пласта, а не из расстояния между горизонтальными ство­лами. Это связано с тем, что обычно расстояние между горизонталь­ными стволами значительно больше, чем между вертикальными.

Численный метод определения параметров пласта по КВД и КСДиД. Теоретические основы это­го метода представляют собой систему урав­нений многофазной, многомерной, многокомпонентной, нестационар­ной фильтрации в неоднородных изотропных и анизотропных пористых средах при соответствующих начальных и граничных условиях и замы­кающих соотношениях с учетом влияния многочисленных геологичес­ких, технических и технологических факторов.

Этот метод использован для определения пригодности име­ющихся приближенных методов и разработки рекомендаций по опре­делению параметров пластов по результатам исследования горизон­тальных скважин на нестационарных режимах фильтрации. Метод по­зволил установить достоверность определяемых параметров пластов при использовании различных участков КВД. Этим методом было по­казано, что используемые конечные участки КВД, снятые в верти­кальных скважинах, на КВД горизонтальных скважин не гарантируют точность определяемых параметров. Численный метод не имеет аль­тернативы для определения параметров неоднородных и анизотроп­ных пластов при асимметричном расположении горизонтального ство­ла по толщине; неполном вскрытии пропластков многопластовых мес­торождений; существенном изменении забойного давления по длине ствола перед закрытием скважины.