ОСОБЕННОСТИ ПРИТОКА ГАЗА К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ГАЗОВЫМ СКВАЖИНАМ

ОСОБЕННОСТИ ПРИТОКА ГАЗА К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ГАЗОВЫМ СКВАЖИНАМ

Сохошко Сергей Константинович

д-р техн. наук, проф. кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского индустриального университета,

 РФ, г. Тюмень

Аль-Башири Аммар Хади Абдулла

магистрант кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского индустриального университета, Республика Йемен,

РФ, г. Тюмень

Ахмед Тарик Джалал Абдулбари   

магистрант кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского индустриального университета, Республика Йемен,

РФ, г. Тюмень

FEATURES OF GAS INFLOW TO SHALLOW GAS WELLS

Sergey Sokhoshko

Doctor of Science in Engineering, Professor of Oil and Gas Field Development Faculty at the Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

Al-Bashiri Ammar Hadi Abdullah

Master's student at the Faculty of Oil and Gas Fields Development of the Tyumen Industrial University, Republic of Yemen,

Russia, Tyumen

Ahmed Tariq Jalal Abdulbari

Master's student at the Faculty of Oil and Gas Fields Development of the Tyumen Industrial University, Republic of Yemen,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Актуальность исследований обусловлена возросшим объемом бурения горизонтальных газовых скважин и необходимостью изучения особенностей притока газа к стволам горизонтальных, пологих и сложного профиля газовых скважин для их проектирования и установления режимов работы. В настоящее время данной проблеме посвящено малое число работ, особенно это касается пологих перфорированных газовых скважин. Кроме того, строительство интеллектуальных газовых скважин, оснащенных устройствами для регулирования притока, требует моделирования и изучения притока газа для различных режимов их работы.

Цель исследований: разработать методику расчета эпюры скоростей фильтрации к стволам пологих газовых скважин для определения траектории ствола скважин по продуктивному пласту или рабочей депрессии и обеспечения линейного закона фильтрации в призабойной зоне пласта (ПЗП) с учетом развивающегося характера потока газа по перфорированному стволу.

Объекты исследований: пологие перфорированные газовые скважины в однородно-анизотропных пластах, режимы фильтрации газа в призабойной зоне газовых скважин.

Методы исследований: математическое и компьютерное моделирование фильтрации реального газа к пологим скважинам в однородно-анизотропном пласте, с учетом развивающегося характера потока газа по стволу.

Результаты исследований. Разработана методика расчета притока газа к пологой перфорированной скважине в однородно-анизотропном пласте с непроницаемыми кровлей и подошвой, позволяющая определять эпюру скоростей фильтрации и режимы фильтрации газа в ПЗП. Кроме того, разработанная методика позволяет определять траекторию ствола газовой скважины по пласту и рабочую депрессию, при которой режим фильтрации вдоль всего ствола скважины линейный.

ABSTRACT

Problem statement: the need for the study has been determined by the increasing number of horizontal gas wells being drilled and the need to study special aspects of inflow of gas to the horizontal, sloping and complex trajectory gas wells for the purposes of engineering a wellbore design and establishing a fluid flow mode.

Research objective: develop a methodology for generating a flow distribution curve to the sloping gas wells with the objective of determining a wellbore trajectory which are to be traced through the productive reservoirs or through operating drawdown areas, as well as to satisfy the fluid flow’s linear function in the near wellbore formation.

Subject of research: sloping gas wells in uniformly heterogeneous reservoirs.

Research methods: mathematical and computer modeling of actual gas flows towards the sloping wellbores in uniformly heterogeneous reservoirs.

Research results: A method has been developed for calculating gas inflow to a sloping perforated well traced through the uniformly heterogeneous reservoir with an impermeable top and bottom, which allows to generate the flow rate distribution curve and to determine the gas flow modes in a near wellbore formation. Additionally, the developed technique allows determining the trajectory of a gas wellbore along a reservoir and though the drawdown areas, whose flow mode along the entire wellbore is linear.

Ключевые слова: пологая газовая скважина, режим фильтрации, траектория ствола скважины, депрессия, перфорированный ствол, развивающийся поток.

Keywords: sloping gas well, flow mode, wellbore trajectory, drawdown.

Введение

Как известно [1 и др.], фильтрация газа к вертикальным скважинам происходит по нелинейному закону и описывается на стационарном режиме двучленным уравнением:

 ,                 (1)

где:

 - давление на контуре питания, Па;

 - давление на забое, Па;

A и B – фильтрационные коэффициенты;

Q – дебит скважины, приведенный к нормальным условиям, м3/сут.

В то же время из литературы известно, что фильтрация газа к горизонтальным скважинам может происходить по линейному закону [2 и др.] в рабочем диапазоне депрессий и дебитов. При линейном законе фильтрации газовая скважина может обеспечивать заданный дебит при меньше депрессии, чем при нелинейном законе. И наоборот, при одинаковой депрессии газовая скважина, у которой линейный закон фильтрации газа в ПЗП будет обеспечивать больший дебит, чем скважина с нелинейным законом фильтрации в ПЗП.

Режим фильтрации газа в призабойной зоне горизонтальных скважин может меняться, т.к. профиль притока вдоль ствола подобных скважин неравномерен [2 и др.].

Для определения закона фильтрации вычисляют число Рейнольдса, б/р: 

,                             (2)

где    V - скорость фильтрации, м/с;

a – величина, характеризующая пористую среду, разные авторы определяют ее по-разному, м;

r - плотность жидкости, кг/м³;

m - коэффициент вязкости жидкости, Па×с.

При линейном законе фильтрации (законе Дарси) число Рейнольдса, определенное по формуле (2), не должно превосходить критическое значение Re_к.

По В.Н.Щелкачёву [3] критическое значение числа Рейнольдса должно лежать в диапазоне 1 < = Re_к < = 12 при  

,                              (3)

где:

k - проницаемость, м2;

m – пористость, б/р.

Методика моделирования

Как было показано выше, приток газа к горизонтальному, либо пологому стволу происходит в большинстве случаев по линейному закону. Поэтому в качестве решения о распределении давления в пласте при постоянном дебите можно воспользоваться полученным в 4.2 решением для нефтяной скважины. Следуя И.А.Чарному [5], для получения решения нестационарной фильтрации газа можно использовать решение для нестационарной фильтрации упругой жидкости, в котором следует заменить давление на функцию Лейбензона, объёмный расход на весовой, а коэффициент пьезопроводности принять равным, м²/с: 

 .                 (4)

Таким образом, для получения распределения в пласте функции Лейбензона можно воспользоваться решением для точечного источника и процедурой нахождения решения для пологого ствола. Для точечных источников, моделирующих перфорационные отверстия в пологом стволе запишется система уравнений:

 , k=1¸N, i ¹ k,                      (5)

где    DF_k = (F_пл – F_з)_k – депрессия для функции Лейбензона для k^го отверстия, кг×Па/м³;

m_i – массовый дебит i ^го отверстия, кг/с;

c и c_z – пьезопроводность по направлениям x и z, определяемые по уравнению (1.1), остальные обозначения прежние.

Алгоритм расчета профиля притока к пологому стволу газовой скважины следующий:

1. Задаем начальное приближение для дебита скважины и распределения притока вдоль интервалов перфорации скважины и находим соответствующее распределение массовых расходов m⁰_i для каждого из перфорационных отверстий.
2. Находим распределение давления вдоль ствола.
3. Зная давление находим значения функции Лейбензона для каждого перфорационного отверстия.
4. Определяем депрессию для функции Лейбензона для каждого отверстия DF_k.
5. Решая систему уравнений (5) находим новые значения массовых расходов m_i вдоль ствола.
6. Если необходимая точность решения не достигнута, т.е. max êm_i –m⁰_i ê>e, то шаги 2-6 продолжаем уже для вновь найденного распределения массового дебита отверстий m_i.

В статье Алиева Р. и Бутаева Ф. [13] рассматривается возможность сохранения первоначального дебита горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. За счет увеличения депрессии на пласт это не всегда приемлемо из-за возможного разрушения призабойной зоны, обводнения скважины, необходимости раннего ввода ДКС, образования глубоких депрессионных воронок и т.д.

Указывается, что при классическом методе проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений с использованием вертикальных скважин сохранение начального дебита было возможно только за счет увеличения депрессии на пласт, а для сохранения постоянного годового отбора – бурения значительного числа новых скважин. Конструктивные особенности горизонтальных скважин позволяют сохранять их дебиты на начальном уровне только за счет удлинения горизонтального участка имеющихся скважин.

Сохранение начального дебита, выбранного путем поиска оптимальной конструкции горизонтальной скважины, на начальном этапе разработки залежи может быть осуществлено путем:

• бурения необходимой длины и диаметра горизонтального участка на ранней стадии;
• периодического удлинения горизонтального участка в процессе разработки (например, каждые 5 лет), в зависимости от интенсивности падения пластового давления.

Если запроектированную на конец разработки месторождения длину горизонтального ствола пробурить с начала разработки, то его значительная часть будет работать с низкой интенсивностью притока газа к скважине. В то же время по мере снижения пластового давления интенсивность притока по всей длине будет выравниваться. На рисунке 1 показана характер изменения дебита горизонтальной скважины по длине ствола на различных этапах разработки Штокмановского месторождения (пласты Ю₀ и Ю₁), рассчитанный по методике Алиева З.С.

Рисунок. 1. Характер изменения дебита горизонтальной скважины по длине ствола на различных этапах разработки Штокмановского месторождения

В условиях неоднородного слоистого строения пластов необходимо будет строить пологие скважины с большим углом наклона. В этом случае вышеизложенный подход неприменим, т.к. работать будет начальный участок пологого ствола. Конец же ствола обводнится в первую очередь в результате подъема газо-водяного контакта. Здесь можно предложить технологию неравномерной перфорации пологого ствола скважины [16], когда удаленный участок ствола перфорируется с большей плотностью отверстий, чем начальный. Таким образом, обеспечивается больший отбор из удаленного участка ствола, который вскрывает нижнюю часть пласта. По мере подъема ГВК обводнившийся удаленный участок пласта может отсекаться путем установки цементного моста. Верхний же участок пологого ствола скважины при этом дополнительно перфорируют для сохранения первоначального дебита скважины.

Кроме того, в данных условиях может работать технология регулирования притока к пологому стволу скважины за счет передвижения НКТ по пологой части ствола [15].

На Оренбургском газоконденсатном месторождении проводились исследования профиля притока к горизонтальному стволу скважины. Скважина обсажена и перфорирована в интервалах 0-250м, 275-350м, 450-550м, 550-750м.

В результате замеров построена диаграмма, из которой следует, что из интервала 0 -250м происходит 75% притока, из интервала 250 – 450м 10% притока, из интервала 450 – 550м 5% и из интервала 550 – 800м 10% притока.

Эпюра скоростей потока по стволу приведена на рисунке 2. Обозначения на рисунке взяты из оригинала.

В результате ГИС, проведенных аппаратно-методическим комплексом «Горизонт» в горизонтальной скважине № 3514 Вавлинской площади так же отмечено уменьшение коэффициента нефтенасыщенности карбонатных пород турнейского яруса при приближении к забою [14].

Рисунок. 2. Диаграмма притока газа на горизонтальном участке газовой скважины длиной 800 м, с обсаженной перфорированной колонной

Зарубежный опыт эксплуатации продуктивной зоны горизонтальных скважин показал [17], что характеристики притока нефти в большинстве скважин являются крайне несовершенными: 75% притока приходятся на первые 30% протяженности горизонтального ствола. Результатом традиционной технологии заканчивания скважин – с обеспечением сплошного отбора продукции из всей продуктивной зоны – является низкая эффективность использования горизонтального ствола скважины. Невозможность создания необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов в начальном (30%) участке скважины, преждевременному подтягиванию воды.

Заключение

Разработана методика расчета притока газа к горизонтальной скважине с учетом с учетом гидравлических и местных сопротивлений ствола. Кроме того, для любой заданной траектории ствола можно определить предельную депрессию, при которой приток к стволу происходит по линейному закону.

Список литературы:

1. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. – М.: Недра, 1978.
2. Joshi, S. D. 1991 Horizontal Well Technology, PennWell Books, PennWell Publishing Company, Tulsa,OK.
3. Щелкачев В.Н. Избранные труды. – М.: Недра, 1990. – Т. I-II.
4. Лейбензон Л.С. Собрание трудов: В 4 т.: М.: Изд-во АН СССР, 1951-1955:Т. 2. Подземная гидрогазодинамика. 1953. 544 с.
5. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. ГТТИ, 1963.
6. Черных В.А., Славицкий В.С. Стационарные газодинамические исследования горизонтальных скважин // Газовая промышленность. - №12 – 1997. – С. 62.
7. Бобровский С.А., Щербаков С.Г., Гусейн-заде М.А. Движение газа в газопроводах с путевым отбором. - М: Наука, 1972г.
8. Иктисанов В.А. Особенности притока к скважинам с горизонтальным окончанием // Нефтяная провинция, 2017, №1(9), с.95-126.
9. Иктисанов В.А. Моделирование движения жидкости к скважинам различной конфигурации при помощи сферического потока // Нефтяное хозяйство, 2018, №5, с. 52-55.
10. Иктисанов В.А., Ахмадуллин Р.Х., Миронова Л.М. Метод определения оптимальной длины горизонтальных скважин // Нефтепромысловое дело, 2018, №8, с.17-21.
11. Мулявин С.Ф., Маслов В.Н. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Часть I. Тюмень: ТИУ, 2016.264 с.
12. Технология бурения нефтяных и газовых скважин/ В.П. Овчинников, Д.С. Герасимов, Ф.А. Агзамов, Т.О. Акбулатов, Н.А. Аксёнова, А.Е. Анашкина, Е.Г. Гречин, Т.В. Грошева, М.В. Двойников, Н.Н. Закиров, И.И. Клещенко и др. : учебник для студентов вузов.– в 5 т./под общ. ред. В.П. Овчинникова. – Тюмень : ТИУ, 2017. Том 2.
13. Алиев Р., Бутаев Ф. Экономико-технологические аспекты разработки газовых и газоконденсатных шельфовых месторождений горизонтальными технологиями. - // Технологии ТЭК, август 2005, с.10-14.
14.  Кнеллер Н.Е., Гайдуллин Я.С., Потапов А.П. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1996. № 4. С 26-33.
15. Сохошко С.К. Профиль притока к пологой газовой скважине // «Газовая промышленность». – 2005. - №6.
16. Сохошко С.К., Романов В.К., Клещенко И.И. Способ обеспечения выноса механических примесей с забоя горизонтальной скважины / (Россия). - Пат. 2299314 РФ, МПК Е 21 В 37/00, 43/08, 43/11. - Заявлено 20.04. 2005; Опубл. 20.05. 2007, Бюл. № 14, 2007.
17. Стокли С.О., Джинсен З.Г. Проектирование заканчивания скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1992. - №4. – С.20-25.