Выбор конструкции горизонтальных скважин при вскрытии неоднородных пластов. Основные недостатки при вскрытии таких пластов со значительной длиной горизонтального участка.

Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения. Проектирование гори­зонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженно­сти, формы и направления горизонтального участка ствола. Эти характери­стики скважины зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, прочности пород и устойчивости разреза. В продуктивных пластах небольшой мощности (5—15 м) при глубине их зале­гания до 2000 м рекомендуется вписывать горизонтальный участок ствола в среднюю часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве. Низкопроницаемые пласты значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью целесообразно разбуривать параллельным горизонтальным стволом. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, когда продуктивные зоны чередуют­ся с непродуктивными прослойками, причем сведения о таком «слоеном» пироге не достаточно точные, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, рас­члененных непроницаемыми прослойками, рекомендуется продуктивную часть разреза пересекать полого-наклонным стволом от ее кровли до по­дошвы. В этом случае гарантируется вскрытие всех продуктивных пластов и пропластков.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью более 500 м планируют с большим радиусом кривизны, чтобы минимизировать силы сопротивления бурильной колонне и обеспечить достаточную нагрузку на долото.

Скважины с малым радиусами кривизны исполь­зуются для проектирования профиля дополнительного ствола, бурение ко­торого производится через окно, вырезанное в обсадной колонне, а также для вскрытия горизонтальным стволом пластов малой мощности.

Недостатки:

· Образование пестаных пробок

· Удорожание бурения погонного метра горизонтальной скважины

· Образование гидратов

· Разрушение призабойной зон

М/у конструкцией скв, дебитом и потерями Р по стволу существует тесная связь. Основными факторами для определения оптим конструкции горизонт скв явл-ся те, от котор зависит их производительность: геологич, технич, технологич. Наиб существенные из них: число вскрытых пропластков, полнота вскрытия, создаваемые депрессии и интенсивность притока газа, параметры проницаемости и анизотропии каждого пропластка, наличие фонтан труб и их длина и диаметр, форма зоны дренирования, велич пласт Р, гидродинамич связь м/у пропластками. Последоват вскрытия пропластков рассм с позиции минимизации потерь давления на горизонт участке ствола, также учитыв неравномер продвиж контурн вод по пропласткам.

Q 1-вскрытие снизу-вверх, k3

1 k1>k2>k3

2-вскрытие сверху-вниз, k2

2 k1<k2<k3

L k1

2 1

Для поиска оптим конструкции необходимо установить последоват-ть залегания пропластков с различ фильтрацион св-ми. Высокопроницаемые пропластки должны быть вскрыты в первую очередь:

1) если таковые залегают у подошвы залежи, то вскрытие продуктивного разреза снизу-вверх; 2) если он залегает первым от кровли, то сверху вниз; 3) при наличии фотанных труб вскрытие пропластка должно быть у их башмака.

Одним из определяющих факторов, влияющих на оптимальность конструкции и коэфф газоотдачи, явл-ся располож горизонт ствола относит-но контакта «газ-вода»: правильным будет паралл-ное располож-е. для избегания обводнения ниж пропластка: 1) регулируют отбор из него пропорционально запасам газа; 2) он должен иметь наихудшие фильтрац-ные св-ва. При значительной длине горизонт участка сниж-ся интенсивность притока газа и существенным потерям Р по стволу.

42. Определение распределения температуры газа по стволу горизонтальной скважины при наличии многолетне мерзлых пород на вертикальном участке ствола.

Распределение Тх от торца к устью скважин с большим и малым радиусом кривизны будет:

1) на горизонтальном участке по формуле:

, где

2) на искривленном участке до верхней границы этого участка Tх определяется:

 

 

3) до нижней границы зоны мерзлоты вертикального участка Тх определяется:

, где

 

 

4) в зоне мерзлоты:

, где

 

С малым радиусом кривизны из расчётов удаляются Тх иск, определяются Тз пер, затем Тх нв, а затем Тх м

Н,м

зона ММП (Нвм)

верт участок Нв

 

искрив уч-к R схема скважины с ММП

Rиск

горизонт уч-к

Т,⁰С

Изм-е Т по стволу скважины Lг

Обозначения: λ – теплопроводность пород, С – теплоёмкость пород или газа, Тх – температура в искомой точке на расстоянии Х, Х – расстояние до определяемой точки, Р – давление в искомой точке, Г - геотермический градиент, Di – коэфф Джоуля-Томпсона, G – массовый расход газа, ρ – относит плотность газа, Н - толщина пласта, α – коэфф теплоотдачи, τ – время работы скважины после последней остановки, Rc – радиус скважины, Rк – радиус контура питания.