Обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых скважин

Факторы, влияющие на производительность горизонтальных скважин, могут быть разделены на три группы: геологические, тех­нические и технологические.

К геологическим относятся факторы, связанные с геологической характерис­тикой залежи: неоднородностью, типом залежи, параметром анизотропии, нали­чием тектонических нарушений, емкостными и фильтрационными параметрами пластов, устойчивостью коллекторов к разрушению, размером переходных зон, активностью подошвенной и контурных вод, наличием нефтяной оторочки и т.д.

К технологическим факторам относятся: допустимые величины забойного и устьевого давлений, вскрытие пласта (пропластков), профиль горизонтального ствола, радиус кривизны, обеспечивающий переход ствола от вертикального к го­ризонтальному положению, способ вскрытия пласта, форма зоны дренирования, принятая при схематизации задачи и т.д.

К техническим факторам относятся: длины и диаметры обсадных колонн и фонтанных труб, схема подключения скважины к уста­новке по подготовке газа, качество используемых труб, арматуры и скважинного оборудования и т.д.

Наиболее существенно на производительность горизонтальных газовых сква­жин влияют: расстояние до контура питания и форма зоны дре­нирования; вскрытие пласта (пропластков при освоении неоднородно-многослойных залежей); полнота вскрытия одного или нескольких пропластков в плане; расположение горизонтального ствола относительно контуров питания и по толщине залежи; величина пластового давления с учетом расположения горизонтального ствола и гравитационных сил; изменение забойного давления по длине горизонтального ствола с учетом ин­тенсивности роста дебита; устьевое давление; проницаемость и анизотропия вскрываемого пласта; диаметр и длина обсадных колонн и фонтанных труб; гидродинамическая связь между пропластками; продолжительность работы скважины после пуска.

Некоторые из перечисленных факторов с достаточной для практики точностью могут быть учтены приближенными методами.

При обосновании технологического режима работы необходимо исходить из фактического расположения горизонтального ствола по толщине и относительно контуров питания. При асимметричном по толщине однородного пласта расположении горизонтального ствола производительность скважины снижается до 30 %. Значительное снижение дебита происходит и при асимметричном расположении горизонтального ствола относительно контуров питания. Наихудшим вариантом является вариант расположения горизонтального ствола асимметрично одновременно по толщине и относительно контуров питания. Такое расположение может привести к снижению дебита горизонтальной скважины до 50 % от потенциальной возможности таких скважин.

Существует технологические возможности снижения потерь давления и на горизонтальном участке ствола, связанные с очередностью вскрытия высоко и низкопроницаемых пропластков и длиной и диаметром фонтанных труб. Следует отметить, что максимальные потери давления на горизонтальном участке имеют место при вскрытии высокопроницаемых пропластков в последнюю очередь. Влияние неполноты вскрытия было изучено численным методом путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Результаты этих исследований приведены в безразмерных единицах в виде универсальных кривых, пригодных для использования при определении производительности горизонтальных скважин вскрывших пласты с различными геологическими характеристиками.

Все приближенные методы определения производительности горизонтальных скважин разработаны в предположении постоянства забойного давления вдоль горизонтального ствола. Такая постановка предопределяет одинаковую интенсивность притока газа к скважине по всей длине ствола.

Определение производительности горизонтальных газовых скважин возможно и с учетом изменения забойного давления по длине горизонтального ствола при наличии и отсутствии фонтанных труб на горизонтальном участке скважины. Учет изменения забойного давления предопределяет возможность существования оптимальной длины горизонтального ствола.

6.7.1 Определение дебита горизонтальной газовой сква­жины, вскрывшей слабоустойчивый полосообразный фрагмент залежи

Ограниченная величина градиента давления предопределяет незначительность дебита скважин. Создание условий для выноса частиц породы при допус­тимых величинах градиента давления путем применения фонтанных труб малого диаметра не всегда целесообразно из-за значительных потерь давления при движении газа по этим трубам. Техническое и технологическое решение этого вопроса возможно путем укрепле­ния призабойной зоны, в частности использования забойных фильтров.

Для оценки производительности горизонтальной газовой сква­жины полностью вскрывшей полосообразный пласт (см. рисунок 6.6) связь между градиентом давления и дебитом:

(6.44)

Рисунок 6.6 – Схема притока газа к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразный пласт на произвольном расстоянии от его кровли и подошве.

где P_зд – допустимая величина давления на стенке горизонтального ствола у поворота от вертикального положения к горизонтальному, при которой достигается допустимый градиент давления. При этом критический дебит горизонталь­ной скважины, вскрывшей изотропный полосообразный пласт, со­ответствующий допустимой величине градиента давления на стенке горизонтального ствола:

(6.45)

где ;

Допустимая величина давления на стенке гори­зонтального ствола Р_зд, при критическом дебите Q_кр может быть определена по формуле:

(6.46)