Влияние различных факторов на производительность горизонтальных газовых скважин

АННОТАЦИЯ

В статье рассматриваются факторы, влияющие на производительность горизонтальных скважин, выбор, с технологической точки зрения, конструкции и размещения горизонтального участка с учетом особенностей строения газоконденсатной залежи. Приведены результаты исследований в виде графических иллюстраций. В соответствии с результатами проведенных исследований приведены рекомендации по размещению горизонтального участка ствола газовых и газоконденсатных скважин.

ABSTRACT

The article discusses the factors affecting the productivity of horizontal wells, the choice of design and placement of the horizontal section from the technological point of view, taking into account the structural features of the gas condensate reservoir. The research results are presented in the form of graphic illustrations. In accordance with the results of the studies, recommendations are given on the choice of placement of the horizontal section of the trunk of gas and gas condensate wells.

Ключевые слова: производительность, горизонтальный участок, анизотропия пласта, вертикальная и горизонтальная проницаемости, симметричное и ассимметричное расположение, фрагмент залежи, дренирование, коэффициенты фильтрационного сопротивления, забой скважины.

Keywords: productivity, horizontal section, reservoir anisotropy, vertical and horizontal permeability, symmetrical and asymmetric location, reservoir fragment, drainage, filtration resistance coefficients, bottom hole.

В условиях высокого темпа роста населения и, соответственно, потребления всех видов энергии в Республике Узбекистан более актуальным становится вопрос увеличения добычи газа и газового конденсата. Падение годовых отборов за счёт истощения традиционных крупных месторождений ставит перед нефтегазодобывающими предприятиями задачу введения в разработку ранее консервированных, ввиду их нерентабельности, и своих малых запасов, месторождений с применением передовых технологий. Одним из таких направлений является применение горизонтальных скважин в разработке газовых и газоконденсатных месторождений.

Проблема выбора конструкции и размещения может быть вызвана, например, при эксплуатации горизонтальных скважин с поддержанием годовых отборов постепенным увеличением длины горизонтального ствола, что создаст больше поверхности дренирования к забою скважин, в связи с чем и достигается прирост дебита.

При обосновании производительности горизонтальной газовой скважины практический интерес проявляет:

– изучение зависимости дебитов горизонтальной скважины от длины горизонтального ствола;

– влияние параметра анизотропии на дебит горизонтальной скважины, анализ характера этого влияния;

– обоснование удельных запасов, приходящихся на долю горизонтальной проектной скважины, размеров удельной площади фрагмента, обоснование начальной длины горизонтального участка, радиуса контура дренирования;

– изучение влияния размещения горизонтального ствола относительно кровли и подошвы на дебит газовый скважины [1].

Освоение газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными скважинами создает необходимость аналитического метода расчетов по определению параметров скважин и пластов, вскрываемых ими, учета влияния геологических технико- и технологических факторов на полноту вскрытия пласта, на распределение давления и температуры и т.д. Авторы работ [2] и [3] отмечают, что приближенные аналитические методы определения тех или иных параметров горизонтальной скважины и вскрываемых ими пластов принимают ряд допущений по схематизации залежи, относительно величин пластовых и забойных давлений, радиуса контура, полноты вскрытия пласта и т.д. В этой связи не всегда становится возможным получить параметры скважины с необходимой точностью, полученным по зависимостям, определенным приближенным аналитическим методом.

Одним из допущений, принимаемым для решения задач фильтрации флюида к горизонтальному, является схематизация формы дренирования, которая принималась в виде круга, эллипса и прямоугольника.

В работах [1], [2] и [3] авторами отмечается, что круговая и эллипсоидная формы дренирования имеют место только при определенном диапазоне длины.

В данном случае прямоугольная форма дренирования относительно оказывается более близким к реальной форме и исключаются большие погрешности в расчетах дебита.   Однако и прямоугольная форма принимает ряд допущений. В частности, предполагает постоянство забойного давления по всему горизонтальному участку и полное вскрытие фрагмента залежи.

Истинная же форма зоны, дренируемая горизонтальной скважиной предусматривает изменение забойного давления и дебита по длине горизонтального участка ствола (рис.1). Соответственно, радиус контура дренирования, в отличие от формы дренирования, будет переменной величиной [2]. 

Рисунок 1. Форма зоны дренируемой горизонтальной скважиной, с учетом изменения забойного давления по длине  горизонтального участка ствола: Rk(L) – радиус контура питания как функция от длины горизонтального участка ствола

Другим допущением является осреднение фильтрационно-емкостных характеристик залежи и свойств насыщающих ее флюида по всему выделенному фрагменту залежи. При определении коэффициентов фильтрационного сопротивления выделенного фрагмента эксплуатируемого горизонтальным стволом используется зависимости, предложенные проф. Алиевым З.С.  в работах [1], [3], [4] и др. (формулы (1) и (2)). 

                                                   (1)

                                                 (2)

где:

 , Z(P,T)  – коэффициенты вязкости и сжимаемости газа в пластовых условиях; Тпл, Тст – соответственно пластовая и стандартная температуры; k(P), l – коэффициенты проницаемости  и макрошероховатости пористой среды; Rк – расстояние до границы зоны, дренируемой горизонтальной скважиной с радиусом Rс; h1 – толщина, определяемая  по формуле h1=h/2–Rc; h – газонасыщенная толщина пласта; L – длина горизонтального участка ствола, принятая равной L=Lфр, где Lфр – длина полосообразного фрагмента залежи. Сами зависимости предполагают, что в пределах зоны, ограниченной длиной фрагмента и контурами питания, фильтрационно-емкостные свойства породы (эффективная толщина, проницаемость и др.) а также флюида принимаются постоянными, что исключает возможность учета местных нарушений, локальные неоднородности, наличие прослоек (горизонтов) гидродинамически несвязанных между собой.

Известно, что приток газа к скважине происходит по нелинейному закону фильтрации, что в свою очередь создает трудности в точной постановке решения задачи, а именно в представлении области фильтрации по длине горизонтального участка ствола. Для этого истинная область фильтрации газа представляется такой фиктивной областью, где суммарное сопротивление пласта эквивалентно истинному сопротивлению. При этом схема притока к горизонтальной скважине делится на две зоны (рис. 2):

-на расстоянии h₁≤R≤ R_k, где h₁=H/2-R_c, фильтрация – плоскопараллельная;

-в пределах 0≤R≤ h₁, где h(R)=α+β, т.е. естественная толщина пласта заменяется фиктивной переменной толщиной, а скважина  - галереей высотой 2R_c. Здесь α и β – постоянные коэффициенты и определяются из граничных условий. Для случая, когда ствол скважины равноудален от кровли и подошвы пласта, эти коэффициенты могут быть определены для четверти показанной схемы, исходя из граничных условий: при R=0  h=R_c,  при R=h₁  h=R_c+h₁. Тогда коэффициенты: α= R_c; β=  и следовательно

h(x)=R_c+,                                                                                    (3)

Для принятой схемы во второй зоне зависимость между градиентом давления и дебитом газа для четверти полосообразного пласта будет иметь следующий вид

 ,                                                  (4)

где  – коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа;

k – проницаемость;  – плотность газа при стандартных условиях;

 – коэффициент макрошероховатости;  – длина горизонтальной скважины.

Из рисунка 2 несложно понять, рассматривая область фильтрации через фиктивные, что вся площадь фильтрации любом сечении скважины делится на 4 зоны и при симметричном расположении горизонтального участка ствола они будут равными.

Интегрируя (4) в пределах от 0 до  получим

,    (5)

Для первой зоны, рассматриваемая как зона плоскопараллельной фильтрации зависимость между дебитом и давлением

                                    (6)

Учитывая, что  (где  – дебит горизонтальной скважины), для всего пласта получим

 (7)

Если ввести обозначение  и , получим зависимости (1) и (2).

С учетом уравнения (7), выражая коэффициенты фильтрационного сопротивления через зависимости (1) и (2), получим формулу для определения дебита горизонтальной газовой скважины, полностью вскрывшей изотропный полосообразный пласт, равноудаленный от кровли и подошвы пласта

                                                                       (8)

Из уравнений (7) и (8) видно, что дебит горизонтальной скважины нелинейно зависит от длины горизонтального участка. Данный характер зависимости является основополагающим при обосновании начальной длины горизонтального ствола. Наряду с расчетом дебита решается экономическая задача, в частности расходы на бурение горизонтального ствола. В результате совместного решения вышеуказанных двух задач обосновывается начальная длина горизонтального участка и начальный дебит газовой скважины.

Рисунок 2. Схема притока газа к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразный пласт на произвольном расстоянии от его кровли и подошвы

Расчёты по изучению различных факторов на производительность горизонтальной скважины проведены на основе данных по газоконденсатному месторождению Узбекистана (на примере пластовых условий сеноманских отложений Бухаро-Хивинского региона, XV горизонт глубина залежи 2765 м.) с начальными запасами 635 млрд.м­³, текущий коэффициент извлечения газа составляет 78% и более острым остается вопрос удлинения срока постоянных годовых отборов.

Результаты проведенных расчётов показаны на рисунках, в частности, зависимость дебита газовой скважины от длины горизонтального участка (рис. 3), влияние параметра анизотропии на дебит горизонтальной газовой скважины (рис. 4), а также зависимость дебита газовой скважины  от расположения горизонтального ствола  по толщине пласта (рис. 5).

Результаты расчётов подтверждают тот факт, что с увеличением длины горизонтального ствола скважины увеличивается геометрия зоны дренирования газа к скважине, что приводит к уменьшению коэффициентов фильтрационного сопротивления (рис. 3, а). При этом характер влияния длины горизонтального ствола на производительность скважины является нелинейным (рис.3,б). Последнее является важным фактором подбора длины горизонтального участка скважины, поскольку дальнейшее увеличение горизонтального участка скважины приводит к всё меньшим приростам дебита горизонтальной скважины, а расходы на строительство горизонтального участка будут возрастать пропорционально длине горизонтального участка. Технологически оптимальной в этом случае станет  максимальная длина, где прирост дебита на удлиненный метр горизонтального участка начнёт уменьшаться.

а

б

Рисунок 3 – Зависимость дебита (а) и коэффициентов фильтрационного сопротивления (б) от длины горизонтального участка проектной газовой скважины

Выбор и технико-экономическое обоснование оптимальной длины горизонтального участка является многокритериальной  задачей, поскольку она может быть решена относительно условий:

-достижения максимума производительности или коэффициента извлечения газа и конденсата;

-достижения максимума прибыли;

-достижения минимума затрат на добычу условного объёма газа и конденсата. 

Рисунок 4. Изменение дебита горизонтальной скважины в фрагменте различной формы при различных параметрах анизотропии

По результатам расчётов влияния расположения горизонтального ствола скважины по толщине (рис. 5) можно увидеть нелинейную зависимость дебита от расположения горизонтального участка относительно кровли и подошвы пласта, причем при значительно больших отклонениях от центра пласта дебит газовой скважины значительно уменьшается. Технологически максимального значения дебита можно достичь симметричным расположением горизонтального участка скважины по толщине продуктивного пласта.

Рисунок 5. Зависимость относительного дебита скважины от относительного удаления горизонтального ствола от кровли и подошвы полосообразного пласта

Аналитически (расчётным путём) установлено, что в больших значениях анизотропии, т.е. при больших значениях проницаемости пласта по вертикали, что характерно для XV горизонта сеноманских отложений Бухаро-Хивинского газоносного региона, характер влияния расположения горизонтального участка по толщине на дебит газовой скважины растет (рис.5). При значении анизотропии пласта ν = 0,1 (проницаемость по вертикали в 100 раз меньше чем проницаемость пласта по горизонтали), что соответствует  пластовому условию исследуемого объекта, расположение ствола скважины у кровли пласта приводит к уменьшению производительности скважины на 25% (рис. 5). При значениях ν ≤ 0,01 смещение горизонтального участка скважины по толщине практически не влияет на дебит газовой скважины, максимальное отклонение, при расположении ствола непосредственно у кровли пласта, составляет всего 4,1% от дебита горизонтальной симметрично расположенной по толщине скважины.

Список литературы:
1. Алиев З.С. Технология применения горизонтальных газовых скважин: Учебное пособие / З.С. Алиев, Е.М. Котлярова. - Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина, 2015.- 156с.
2. Алиев З.С. Определение основных параметров горизонтальных скважин: Учебное пособие / З.С. Алиев, Е.М. Котлярова, Л.В. Самуйлова, Д.А. Мараков. - Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2012. - 228 с.
3. Алиев З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / З.С. Алиев З.С., В.В. Шеремет. Москва: Недра, 1995. - 131 с.
4. Котлярова Е.М. Разработка методов исследования и технологической эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших неоднородные низкопродуктивные пласты (на примере ОНГКМ): Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук (27.00.17) / Е.М. Котлярова. - Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина, 2006. - 175 с.