авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач

-- [ Страница 2 ] --

По результатам расчетов можно сделать вывод о том, что неподвижность ВНК достигается регулированием дебита воды, значение которого зависит в значительной степени от соотношения вязкостей воды и нефти, а так же от абсолютных фазовых проницаемостей для нефти и воды.

В третьем разделе рассмотрены гидравлические и местные сопротивления перфорационных отверстий, существующие в пологих и горизонтальных скважинах.

Проводя аналогию между стволом пологой скважины с перфорационными каналами и трубопроводом, который имеет соединения с другими трубопроводами меньшего диаметра, можно сделать вывод, что в пологом стволе скважины существуют аналогичные по характеру местные и гидравлические сопротивления.

Некоторые авторы в своих решениях производили учет лишь гидравлических сопротивлений (Седых А.Д. и Алиев З.С. – газовые скважины, E.G.Anklam и M.L.Wiggins – нефтяные скважины). Ими были получены приближенные решения для строго горизонтальных скважин.

H. Ashiem и др. предложили использовать «оптимальный коэффициент» трения, учитывающий местные и гидравлические сопротивления в трубе,

зависящие от общей интенсивности потока в стволе.

S.D.Joshi указывал на необходимость учета «развивающегося» характера потока в скважине по причине поступления флюида вдоль горизонтальной части ствола скважины.

У S.D.Joshi (1992г.) указывается, что в стволе горизонтальной скважины флюид, движущийся вдоль ствола скважины, встречает сопротивление флюида, поступающего в ствол скважины в разных зонах ствола скважины. Однако, как оценивать это сопротивление, какова его величина и влияние на потери давления вдоль ствола, не описано.

Между тем, величина и характер местных сопротивлений, возникающих в трубопроводе при слиянии двух потоков хорошо известны.

Место соединения перфорационного канала и ствола скважины будем рассматривать как вытяжной тройник (рисунок 3).

В случае простого слияния двух одинаково направленных потоков, движущихся с различными скоростями (рисунок 3), имеет место обычное турбулентное смешение потоков (удар), сопровождаемое, как известно, определенными потерями напора. В процессе этого смешения происходит обмен количествами движения между частицами жидкости, обладающими различными скоростями. Этот обмен количествами движения в дальнейшем ведет к выравниванию поля скоростей в общем потоке. При этом струя, движущаяся с большей скоростью, теряет часть своей кинетической энергии, передавая ее струе, движущейся с меньшей скоростью.

Для эксплуатационных труб различного диаметра рассчитан коэффициент местного сопротивления в перфорационных каналах в зависимости от отношения дебитов канала и ствола. Отрицательные значения коэффициента местных сопротивлений каналов говорят об эффекте «подсоса» флюида в ствол, т.е. об увеличении депрессии на пласт в канале по сравнению с тем случаем, если бы данный вид местного сопротивления не учитывался. Причем эффект «подсоса» увеличивается с уменьшением диаметра эксплуатационной колонны. По длине же ствола он увеличивается от конца ствола (для последнего отверстия эффект отсутствует) к его началу.

Для эксплуатационных труб различного диаметра рассчитан так же коэффициент местных сопротивлений над отверстиями в стволе в зависимости от отношения дебита отверстия (перфорационного канала) и ствола. Данные сопротивления наиболее существенны в конце ствола, где его дебит еще незначителен.

Коэффициент этого вида местных сопротивлений может принимать и отрицательные значения в случае конического расширения ствола скважины. Даже при угле расширения = 0,1о коэффициент местных сопротивлений может принимать отрицательные значения. Данный эффект усиливается с уменьшением угла между перфорационным каналом и стволом скважины.

Таким образом, гидравлические сопротивления в стволе скважины можно значительно снизить, подобрав угол конического расширения ствола и угол наклона перфорационных каналов.

В четвертом разделе рассмотрен приток к пологой и горизонтальной скважинам с учетом гидравлических и местных сопротивлений в стволе скважины. Разработка месторождений горизонтальными скважинами порождает ряд задач связанных, в частности, с выбором их конструкции, профиля ствола,

режимами работы и т.д. Расчетами притока к горизонтальным скважинам занимались З.С. Алиев, H. Ashiem, E.G. Anklam, К.С. Басниев, S.D. Joshi, В.Д. Лысенко, А.Д. Седых, А.П. Телков, M.L. Wiggins, В.А. Черных и другие исследователи.

У S.D. Joshi указывается, что в стволе горизонтальной скважины флюид, движущийся вдоль ствола скважины, встречает сопротивление флюида, поступающего в ствол скважины в разных зонах ствола скважины. Однако формула для падения давления в стволе, предложенная им и содержащая «кажущийся» коэффициент трения, не содержит суммирования падения давления на различных участках ствола, хотя участки перфорации могут иметь разную плотность перфорации, отношение скорости потока по стволу к скорости притока флюида в ствол через отверстия изменяется и т.д.

Технология бурения горизонтальных скважин в настоящее время такова, что строго горизонтально провести ствол скважины не удается, особенно при значительной длине горизонтального участка ствола. Поэтому будем рассматривать приток к пологой скважине.

Пологая скважина расположена в бесконечном пласте толщиной h с непроницаемой кровлей и подошвой. Координаты начала и конца перфорированного участка ствола скважины А(xА, zА) и В(xВ, zВ), соответственно (рисунок 4).

Рисунок 4 – Схема расположения пологого ствола скважины

Каждое перфорационное отверстие будем моделировать точечным источником с координатами (xi, zi).

Функция мгновенного точечного источника в пространстве имеет вид

, (4)

где P – депрессия, Па;

Q - количество мгновенно отобранной жидкости из пласта в момент времени t, м3;

- вязкость жидкости, Пас;

k – проницаемость по горизонтали, м2;

– коэффициент пьезопроводности по направлениям X и Y, м2/с;

z – коэффициент пьезопроводности по направлению Z, м2/с;

t – время, с.

Если удельный дебит линии стоков q (дебит на единицу длины стока), тогда за время dt будет отобрано жидкости Q = qdt.

Бесконечно отображая точечный сток с координатами (xi, zi) относительно кровли и подошвы пласта и интегрируя по времени, получим функцию точечного стока в пласте с непроницаемыми кровлей и подошвой

, (5)

где n – число отображений;

Pi – понижение давления в момент времени t в точке с координатами (x, z) в результате действия точечного стока с дебитом qi в точке с координатами (xi, zi), Па.

Понижение давления в точке с координатами (x, z) при действии всего пологого ствола в режиме постоянного дебита определится суммой

, (6)

где N – число перфорационных отверстий.

Движение жидкости по стволу скважины между точками В и А (рисунок 4) описывается уравнением Бернулли

, (7)

где PВ, PА, VВ, VА – давление, Па, и скорость, м/с, жидкости в точках В и А соответственно;

- потери напора между точками В и А, м.

Для расчета профиля притока к пологому обсаженному и перфорированному стволу скважины необходимо учитывать характер течения жидкости в стволе скважины и наличие в нем отверстий.

Потери давления за счет гидравлических и местных сопротивлений для каждого отверстия относительно забойного давления определятся выражением

, (8)

где - плотность жидкости, кг/м3;

k – номер отверстия начиная от забоя, б/р;

j – номера всех предшествующих ему отверстий, б/р;

Hм - потери напора за счет местных сопротивлений для отверстия с номером j, м;

H - потери напора за счет гидравлических сопротивлений на участке ствола между отверстиями с номерами j и j+1, м.

С учетом (8) уравнение (7) для отверстия с номером «k» относительно депрессии запишется в виде

. (9)

При движении жидкости от забоя к началу пологого участка ствола скважины скорость течения жидкости по стволу Vk будет возрастать по причине суммирования потока из отверстий и одновременно будет увеличиваться депрессия Pk. Однако увеличение депрессии Pk не приведет к пропорциональ-ному увеличению дебита перфорационного отверстия (точечного источника), т.к. здесь играет роль их взаимное влияние в пласте (интерференция) и положение точечного источника в пласте относительно кровли и подошвы пласта.

В соответствие с формулами (5) и (6) депрессия у отверстия с координатами (xk, zk) определится выражением

, (10)

если обозначить

, (11)

то в упрощенной форме уравнение (10) запишется в виде

. (12)

Если учесть падение напора в самом отверстии, то депрессия для отверстия с номером «k» примет значение

. (13)

Депрессия по стволу распределяется неравномерно. Так, при строго горизонтальном расположении ствола и одном и том же дебите отверстий, максимальная депрессия будет у отверстий, расположенных в середине ствола, а минимальная у отверстий, расположенных по краям. Это объясняется значительной интерференцией отверстий, расположенных в центре ствола и меньшей интерференцией отверстий, расположенных по краям.

Очевидно, что падения давления у отверстия с номером «k», определяемые по формулам (9) и (13), должны быть равны

. (14)

Если записать уравнение (14) для каждого отверстия, то получим систему из N уравнений, неизвестными в которой будут дебиты отверстий qi.

Данная система уравнений решается методом итераций.

Для расчета примем следующие исходные данные: толщина пласта h = 20 м; проницаемость по горизонтали K = 20 мД; проницаемость по вертикали Kz = 1 мД; вязкость нефти 3 мПас; скважина вскрывает пласт от Z1 = 2 м до Z2 = 20 м, от X1 = 0 м до X2 = 500 м; расстояние между перфорационными отверстиями 0,2м; депрессия на забое P = 5МПа.

Результаты расчета профиля притока и распределения депрессии по стволу приведены на рисунке 5. Расчеты проводились для момента времени t = 864103 с (10 суток) после пуска скважины в работу.

Анализируя результаты расчетов можно сделать вывод, что основное влияние на профиль притока жидкости к стволу скважины оказывает близость ствола к кровле или подошве пласта, а так же интерференция в пласте перфорационных отверстий, которая может быть уменьшена с увеличением расстояния между ними.

  Распределение дебита перфорационных отверстий и депрессии по стволу-17

Рисунок 5 – Распределение дебита перфорационных отверстий и депрессии по стволу скважины

В данном примере именно уменьшение влияния интерференции отверстий приводит к достаточно резкому увеличению притока в начале ствола. Приток в конце ствола уменьшается за счет влияния непроницаемой подошвы пласта. Местные гидравлические сопротивления, возникающие в стволе скважины, при значительной депрессии могут приводить к подсосу жидкости в начальном участке ствола. В данном примере гидравлические сопротивления незначительны ввиду малой скорости течения жидкости в стволе.

Многие зарубежные исследователи указывают на тот факт, что одной из особенностей горизонтальных газовых скважин является, в отличие от вертикальной газовой скважины, отсутствие эффекта нелинейности закона фильтрации газа в прискважинной зоне пласта. Это показывается простыми расчетами. Нелинейный закон фильтрации характерен для горизонтальных скважин с малой протяженностью горизонтального участка и одновременно с большим дебитом.

В таком случае, следуя И.А. Чарному, 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

, (15)

где k – проницаемость, м2;

Pпл – пластовое давление, Па;

m – пористость, б/р;

- вязкость газа, Пас.

Таким образом, для получения распределения в пласте функции Лейбензона можно воспользоваться решением для точечного источника и процедурой нахождения решения для пологого нефтяного ствола в бесконечном пласте с непроницаемыми кровлей и подошвой. Для точечных источников, моделирующих перфорационные отверстия в пологом стволе запишется система уравнений, аналогичных системе (10)

,

k=1N, i k, (16)

где Fk = (Fпл – Fз)k – депрессия для функции Лейбензона для kго отверстия, кгПа/м3;

mi – массовый дебит газа для i го отверстия, кг/с;

и z – пьезопроводности по направлениям x и z, определяемые по уравнению (15), м2/с; остальные обозначения прежние.

Функцию Лейбензона здесь принимаем в виде

, (17)

где - плотность газа, кг/м3; p – давление, Па.

Для нахождения распределения давления в стволе пологой газовой скважины можно провести аналогию со сборным газопроводом (рисунок 6).

  Схема потока по пологому стволу скважины Если учесть, что пологий ствол-21

Рисунок 6 – Схема потока по пологому стволу скважины

Если учесть, что пологий ствол скважины имеет участки с перфорационными отверстиями и участки без отверстий, причем участки без отверстий имеют гидравлическое сопротивление 1, а участки с отверстиями имеют гидравлическое сопротивление 2, то разность квадратов давлений между забоем (Рз) и концом пологого участка ствола скважины (Рк) будет определяться в результате суммирования падения давления на соответствующих участках ствола скважины.

Для участка после первого отверстия имеем

; (18)

на уровне второго отверстия

; (19)

после второго отверстия

; (20)

на уровне третьего отверстия

; (21)

на уровне jго отверстия

; (22)

после jго отверстия

, (23)

где L1 – расстояние между отверстиями, м;

L2 – длина участка с отверстием, м;

1 - коэффициент гидравлического сопротивления между отверстиями, б/р;

2 - коэффициент местного сопротивления над отверстием, б/р;

mi – массовый расход газа после iго отверстия, кг/с;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р;

R - универсальная газовая постоянная, Нм/(кгоК);

T - температура газа, оК;

L1 - расстояние между отверстиями, м;

L2 - диаметр перфорационных отверстий,м;

F - площадь поперечного сечения ствола,м2;

D - диаметр ствола, м;

b - коэффициент, учитывает влияние разности отметок начала и конца ствола, б/р;

cj – коэффициент, учитывает влияние изменения линейной скорости газа на рассматриваемом участке с номером j, б/р.

При течении газа вдоль трубы и поступлении газа в ствол скорость потока газа постоянно увеличивается. Соответственно, может меняться и режим течения. Поэтому при расчете гидравлических сопротивлений 1 между перфорационными отверстиями и на участках между интервалами перфорации их следует вычислять с учетом режима течения, кроме того, коэффициент местных сопротивлений 2 так же будет изменяться в зависимости от соотношения дебита рассматриваемого отверстия и ствола.

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 m0i для каждого из перфорационных отверстий.
  2. Последовательно решая уравнения (18) - (23) находим распределение давления вдоль ствола.
  3. Зная давление, находим депрессию для функции Лейбензона Fk для каждого перфорационного отверстия.
  4. Решая систему уравнений (16) находим новые значения массовых расходов mi вдоль ствола.
  5. Если необходимая точность решения не достигнута, т.е.

max mi –m0i >, то шаги 2 - 5 продолжаем уже для вновь найденного распределения массового дебита отверстий mi.

Если определены дебиты перфорационных отверстий, то нетрудно вычислить эпюру скоростей потока вдоль ствола скважины.

Разработанное программное обеспечение позволяет исследовать влияние на профиль притока и распределение скоростей потока в пологом стволе скважины:

  • параметров пласта и флюида (проницаемости по горизонтали и вертикали, толщины пласта, вязкости газа, пластового давления и депрессии на пласт и т.д.);
  • зенитного угла наклона ствола, его диаметра и протяженности;
  • расположения интервалов перфорации и плотности перфорации каждого из них.

На способ обеспечения выноса мехпримесей из пологого ствола за счет определенной схемы его перфорации, увеличивающей скорость потока газа на большей части ствола скважины, получен патент 2299314 РФ.

Нами исследована возможность регулирования профиля притока к пологой газовой и нефтяной скважинам с десятью интервалами перфорации за счет перемещения НКТ вдоль пологого ствола. Регулирование профиля притока дает возможность изменять направление фильтрационных потоков в пласте и эпюру скоростей потока в стволе скважины.

Исследовано так же влияние на длину работающей части ствола скважины рабочей депрессии, проницаемости пласта, диаметра ствола скважины, плотности перфорации.

Установлено, что чем выше проницаемость пласта, больше депрессия на пласт и плотность перфорации, тем меньше длина работающей части ствола газовой скважины.

Типичное распределение депрессии вдоль пологого ствола газовой скважины для высокопроницаемого пласта в зависимости от плотности перфорации и депрессии в начале ствола показано на рисунках 7 и 8 соответственно. Уменьшение работающей части ствола в обоих случаях объясняется возрастанием местных и гидравлических сопротивлений с увеличением скорости потока по стволу.

  Распределение депрессии P по стволу пологой скважины при различной-28

Рисунок 7 – Распределение депрессии P по стволу пологой скважины при различной плотности перфорации: 1  –  2 отв/м; 2 – 5 отв/м; 3 – 12 отв/м

  Распределение депрессии P по стволу пологой скважины при плотности-29

Рисунок 8 – Распределение депрессии P по стволу пологой скважины при плотности перфорации 12 отв/м и различной депрессии в начале ствола: 1 – 0,2 МПа; 2 – 0,3 МПа; 3 – 0,45 МПа; 4 – 0,6 МПа

В пятом разделе рассмотрен приток к многоствольным скважинам с учетом гидравлических и местных сопротивлений стволов.

Многоствольные скважины могут иметь сложную конструкцию со стволами различных диаметров, с различной траекторией и способами заканчивания.

Возникает необходимость обоснования параметров стволов, их конструкции и траектории.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.