Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов и технологий, повышающих эффективность применения горизонтальных скважин и достоверность получаемой информации по результатам исследований
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Разработка методов и технологий, повышающих эффективность применения горизонтальных скважин и достоверность получаемой информации по результатам исследований"
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И. М. ГУБКИНА
На правах рукописи УДК 622.279.342 + 622.279.5.000.42
Ребриков Андрей Александрович
Разработка методов и технологий, повышающих эффективность применения горизонтальных скважин и достоверность получаемой информации по результатам исследований
Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
2 з ш
Москва 2008
003459688
Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа
им. И.М. Губкина
Научный руководитель:
- доктор технических наук, профессор Алиев Загид Самедович Официальные оппоненты:
- доктор технических наук, профессор Мохов Михаил Альбертович
- кандидат технических наук Тупысев Михаил Константинович
Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН
Защита состоится «3 ? » ЯНВАРЯ_2009 г. в 15:00 часов в ауд. 731 на заседании Диссертационного совета Д 212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, Ленинский проспект, д.65.
С диссертацией можно ознакомиться библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Автореферат разослан «г ¡Г » делл^ол,_2008 г.
Ученый секретарь Диссертационного совета, д.т.н.
Сомов Б.Е.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы
Необходимость разработки методов и технологий повышения рентабельности освоения газовых и газоконденсатных месторождений с применением горизонтальных скважин, является важнейшей задачей. От правильного выбора типа и конструкции горизонтальных скважин, достоверности информации, получаемой по результатам исследования таких скважин, и обоснованности технологических режимов их работы зависят объемы капитальных вложений на раз-буривание месторождений и эксплуатационных затрат, а также надежность добычи газа.
С точки зрения качественного проведения газогидродинамических исследований, обработки полученных результатов, обоснования конструкции горизонтальных скважин, а также оценки их производительности и изменения термобарических параметров по стволу скважины актуальными являются вопросы:
- обоснования времени, необходимого для стабилизации забойного давления и дебита горизонтальной скважины;
- влияния изменений пластового и забойного давлений с учетом длины горизонтального участка ствола, радиуса кривизны и профиля такой скважины;
- влияния кольматации призабойной зоны на достоверность определяемых фильтрационных и емкостных свойств пласта;
- выбора размеров и форм зон дренирования.
Технология проведения газогидродинамических исследований горизонтальных скважин имеет свои особенности по сравнению с вертикальными скважинами. Это связано, прежде всего, с большими размерами и формой зоны дренирования и высокой производительностью таких скважин. Поэтому при проведении исследований горизонтальных газовых скважин необходимо учесть влияние их конструктивных особенностей на дебит и термобарические параметры.
Разработка теоретических основ по определению добывных возможностей горизонтальных газовых скважин аналитическими методами в пределах фрагмента, учитывающая форму зоны дренирования и полноту вскрытия, имеет существенное значение для качественного проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
К настоящему времени практически отсутствуют аналитические методы определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывших удельную площадь полосообразной или секторной формы. В реальных условиях секторная форма зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, имеет место при освоении шельфовых месторождений системой горизонтальных скважин с веерным их расположением вокруг платформы. На месторождениях, находящихся на материке, также применяется веерное расположение горизонтальных скважин, но с меньшим их числом. Отсутствие простых расчетных формул связано с геометрической формой зоны дренирования и взаимодействием скважин при секторной форме
удельной площади, приходящейся на долю каждой горизонтальной скважины. На практике, когда отсутствует информация о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов в объеме, необходимом для создания геолого-математической модели залежи и освоения ресурсов углеводородов системой горизонтальных скважин с веерным расположением, возникает потребность в оперативной оценке их ожидаемых производительностей.
С учетом современного состояния имеющихся технологий исследования и методов определения параметров пластов и самих скважин предлагаемая диссертация посвящена разработке технологий исследования горизонтальных скважин, повышению достоверности определения пластового и забойного давлений, коэффициентов фильтрационных сопротивлений и созданию методов по определению производительности скважин, вскрывших фрагменты залежи различной формы и размеров.
Цель работы
Цель работы заключается в создании технологий исследования горизонтальных скважин в зависимости от емкостных и фильтрационных свойств пласта, обосновании и выборе конструкции таких скважин в зависимости от формы зоны дренирования, полноты вскрытия и методов определения их производительности.
Задачи исследований
1. Обоснование технологии и продолжительности исследования горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные пласты с различными фильтрационно-емкостными свойствами, на стационарных режимах фильтрации.
2. Оценка коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по : результатам исследования несовершенных поисково-разведочных и эксплуатационных : вертикальных скважин, необходимая для расчета основных показателей разработки с использованием таких скважин.
3. Изучение влияния на результаты исследования горизонтальных газовых скважин способа вскрытия многопластовых залежей, кольматации призабойной зоны, наклона пласта, профиля горизонтального ствола и точности определения забойного давления на искривленном участке.
4. Обоснование выбора формы удельной площади дренирования и вскрытия полосообраз-ного пласта горизонтальной скважиной, обеспечивающего максимальную производительность такой скважины.
5. Разработка рекомендаций по обоснованию производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших пласты, с учетом влияния: параметра анизотропии, скин-эффекта, длины и диаметра горизонтального ствола, степени вскрытия дренируемой зоны с ис-
пользованием геолого - математических моделей фрагментов различных залежей секторной формы.
Научная новизна
- Обосновано время стабилизации забойного давления и дебита для эффективной технологии проведения исследования горизонтальных скважин, вскрывших пласты с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
- Разработана технология исследования на стационарных режимах фильтрации горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной и секторной форм.
- Разработана методика оценки коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных вертикальных скважйн
- Предложен метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывающих полосообразные пласты с различным соотношением длины и ширины;
- Разработан графоаналитический метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, дренирующих участок залежи круговой формы (или сектор), учитывающий его размеры и число скважин.
Методы решения поставленных задач Методы подземной газогидродинамики, методы численного решения уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации, геолого-математическое моделирование фрагментов газовых месторождений.
Практическая значимость
1. Разработанные рекомендации по технологии исследования горизонтальных скважин позволяют повысить точность определения пластового и забойного давлений при освоении газовых залежей горизонтальными скважинами по сравнению с существующими методиками.
2. Предлагаемые аналитические и численные решения, использующие геолого-математические модели фрагментов газовых месторождений, позволяют: достоверно оценить добывные возможности горизонтальных скважин; определить емкостные и фильтрационные свойства продуктивного пласта; распределение и изменение давления по стволу таких скважин; выбрать степень вскрытия пластов горизонтальным стволом, а также обосновать технологию проведения газогидродинамических исследований горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации.
3. Разработанные в диссертации методы определения параметров и технологии исследования горизонтальных скважин полностью включены в новую «Инструкцию по комплекс-
ным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин», которая принята соответствующим актом ОАО «ГАЗПРОМ», ООО «Газпром добыча Уренгой» я ООО «ВНИИ-
ГАЗ».
Защищаемые положения
1. Технология исследования на стационарных режимах фильтрации горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент полосообразной залежи.
2. Методика расчета пластового давления и забойного давления горизонтальных скважин, учитывающая их конструктивные особенности.
3. Метод оценки коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных вертикальных скважин.
4. Метод приближенного определения степени влияния кольматации на коэффициенты фильтрационного сопротивления,
5. Метод определения влияния размеров фрагмента залежи полосообразной формы на производительность горизонтальных газовых скважин.
6. Метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывших фрагмент (сектор) пласта круговой формы.
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и се- | минарах:
1. На IV Международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.
2. На VI Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2005 г.
3. На 60-й Юбилейной студенческой научной конференции, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2006 г.
4. На конференции "Современные проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2006 г.
5. На VI международном технологическом симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтегазоотдачи ", г. Москва 2007 г.
6. На VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2007 г.
7. На I Международной конференции «Новые проблемы в стоимости потребления нефти и газа» г. Трондхейм, Норвегия, 2007 г.
8. На V Международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2008 г.
9. На VII Международном технологическом симпозиуме "Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи", г. Москва, 2008 г.
10. На научных семинарах кафедры Р и ЭГГКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 17 работ, в том числе, три работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ. Основные положения диссертации отражены в опубликованных работах и в отчетах по НИР по темам № 332171728 (84-07) (Новая «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин»), 555-07-2 («Моделирование, оптимизация и управление технологическими режимами работы ПХГ»),
Благодарности
Автор диссертации выражает глубокую благодарность своему научному руководителю профессору Алиеву З.С. за постоянную помощь и внимание
Автор благодарен профессору Сомову Б.Е. за возможность использования авторского пакета программ для моделирования и советы по его использованию, за научные консультации и помощь при выполнении отдельных задач, включенных в диссертацию.
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем работы составляет гог'страниц, в числе /УЗ страниц машинописного текста, 42 рисунка, 20 таблиц и списка литературы из 131 наименования.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении коротко изложены: актуальность темы диссертации, ее цели, основные задачи и методы исследований, представлена научная новизна и практическая ценность диссертационной работы.
В первой главе проведен анализ предшествующих исследований в области изучения влияния геологических, технических и технологических факторов на производительность горизонтальных газовых скважин.
В имеющихся публикациях проблеме определения производительности горизонтальных газовых скважин уделено значительно меньше внимания, чем производительности горизонтальных нефтяных скважин. Такое положение связано с особенностями фильтрации газа и газоконденсатных смесей в пористой среде, обусловленными, в основном, изменением их физических свойств при различных давлениях и температурах. Для газовых скважин формулы притока газа многими авторами были основаны на корректировке формул притока нефти к скважинам
путем замены давления на потенциальную функцию и учете влияния температуры. К настоящему времени имеется ограниченное число публикаций и рекомендаций по определению производительности горизонтальных скважин аналитическими методами, учитывающими влияние отдельных факторов на производительность скважин, а не их совокупности. В частности, имеются только отдельные публикации и рекомендации по определению емкостных и фильтрационных свойств пластов, вскрытых горизонтальными скважинами, по результатам их исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации, ориентированных, в основном на технологии исследования вертикальных скважин. Теоретические основы методов определения параметров горизонтальных скважин и пласта по данным их исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации изложены в трудах Алиева З.С., Басниева К.С., Бонда-ренко В.В., Бузинова С.Н., Григулецкого В.Г., Закирова С.Н., Закирова Э.С., Зотова Г.А., Калинина А.Г., Кульпина Л.Г., Никитина Б.А , Сомова Б.Е., Черных В.А., Шагиева Р.Г., Babu D.K., Dupug I.M., Giger F.M., Joshi S.D., Kuchuk F.M., Renard G.I., Suzuki К. и др.
Одно из первых решений уравнения притока жидкости к горизонтальной трещине получено в 1855 г. Б. Риманом. Первые попытки отечественных ученых, проводивших теоретические и экспериментальные исследования по фильтрации флюидов в пористой среде, принадлежат JI.C. Лейбензону. Им получена формула притока несжимаемой жидкости к горизонтальному стволу большой длины, симметрично расположенному по толщине пласта, с малым радиусом контура питания, имеющая вид:
<3™ = ЧРПЛ-Рз)
In
ch(2TTRK/h-l)h2
2n2Rl
(1)
где Яо - радиус, при котором приток к перфорационному каналу из сферического переходит в плоскорадиальный; Л* - расстояние до контура питания; Ь - толщина продуктивного пласта; Рпл, Р3 - пластовое и забойное давления; С?„м - массовый дебит газа из погонного метра длины ствола.
Позднее А.И. Чарный получил решение притока несжимаемой жидкости к горизонтальному стволу, ассиметрично расположенному относительно контуров питания, удаленных на расстояния ЯК1 и Яй и контурными давлениями РК1 и Рй- При условии и Ь= дан-
ная формула преобразуется к виду:
-И
Q™ =
2 R-,
. Ь )
27t 27rR„ I b
1 , h -ln-
R.
(2)
В работах A.M. Пирвердяна рассмотрена задача, аналогичная исследованной А.И. Чар-ным для случая, когда одна из границ непроницаема, например, при RK=RKi, а на второй границе задано давление Рй.
В работе Табакова В.П. предложена методика определения дебита жидкости при несимметричном расположении горизонтального ствола по толщине.
В работах Борисова Ю.П. предложен метод расчета дебита горизонтальной скважины, с асимметрично расположенным по толщине стволом и различными давлениями на контурах.
Другой способ получения уравнения притока к горизонтальному стволу базируется на разделении области фильтрации на внешнюю и внутреннюю зоны. Во внешней зоне поток считается плоским (двухмерным в горизонтальной плоскости), а во внутренней зоне - трехмерным, имитирующим горизонтальный ствол с радиусом R«. Совместное решение уравнений притока жидкости в этих зонах было предложено В.П. Меркуловым в работе «Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности».
Возможность получения решения уравнения притока нефти путем разделения потока использована и в работе S.D. Joshi «Horizontal wells technology». При симметричном расположении горизонтального ствола по толщине уравнение имеет вид:
Q =
2rckh(PnJ1 -Р3) цВ
А + ^А2-(L /2)2 h, h
InA + ln-*-——— + —In-
Lr/2 Lr 2RC
где В - объемный коэффициент нефти, Lr>h и Lr/2<0,9RK.
i-П0,5
А = Ь 2
1
2 + vUJ +(Lr/2RK¡f
(3)
(4)
де:
При L<h более точной является формула Renard G.I., которая может быть записана в ви-
1 -i
(5)
Q~(P,-P3)fosh(2A/Lr) + fIn
Ph.
№
ИВ*- * " ьг тА„(Э + 1)]
Приведенные выше формулы получены при разделении области фильтрации на две зо-
ны.
Предложены схемы разделения области фильтрации на три зоны: цилиндрическая, сферическая и линейная (Чекалюк Э.Б. «Основы пьезометрии залежей нефти и газа»).
При разделении области фильтрации на 3 зоны уравнение притока жидкости, полученное на основе метода фильтрационных сопротивлений, Борисова Ю.П. имеет вид:
i-i
Q^.AP |iB
, h jiR. я , 2RK h
h-+ —-— ln—-
2R„ h 2 h 2R„
(6)
Аналогичное уравнение было получено Н^э Ь.Б.
В работах З.С. Алиева и др. получена формула притока газа к горизонтальной скважине при нелинейном законе фильтрации, имеющая вид:
<з=Е
-а!+^ + 4Ь,(Рк2-Р32)
1=1
а, = -
где
2Ъ,
Ь, + К„1п-
Я.
я.+ъ
Ь,.=
2Ь2
Лч
1п
\
+ -
1 у
(Яс+Ц)2
а =
■; Ь* =
(7)
(8)
(9)
кТ„ 1Т„
Проведенный анализ показал, что простые аналитические методы по определению производительности горизонтальных газовых скважин, частично вскрывших фрагмент залежи по-лосообразной и секторной форм отсутствуют.
Вторая глава посвящена изучению факторов, влияющих на достоверность получаемой информации при исследовании газовых скважин, анализу недостатков существующих методов и технологий, а также возможных путей их совершенствования.
При исследовании вертикальных скважин, вскрывших высокопроницаемые пласты, как например, сеноманские отложения Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего и других месторождений, время для полной стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме составляет от 2 до 16 часов в зависимости от проницаемости (500<к<1000 мД) и радиуса контура питания (500<Кк<1000 м) (рис. 1). С учетом того, что процессы стабилизации забойного давления и дебита после пуска скважины и восстановление давления после остановки происходят в одной и той же пористой среде, продолжительность восстановления Давления между режимами происходит за такое же время, которое необходимо для стабилизации забойного давления и дебита. При этом стабилизированным режим считается тогда, когда изменение давления и дебита на данном режиме не фиксируется применяемыми в настоящее время контрольно-измерительными приборами.
На продолжительность процесса стабилизации забойного давления и дебита влияют:
- емкостные и фильтрационные свойства пористой среды и термобарические параметры пласта;
- физические свойства пластовых флюидов;
- форма и размеры зоны, дренируемой исследуемой скважиной.
Если пласт однородный с постоянной толщиной, то при пуске вертикальной скважины на любом режиме предполагается, что вокруг ствола образуется зона дренирования, имеющая форму круга. Размеры этого круга зависят от расстояний до соседних скважин и режима их работы.
^=^=500 м
[?к=1000 и
0 250 500 750 1000 к,мД
Рис. 1 - Зависимость времени стабилизации от проницаемости при различных значениях 11«
Однако, с учетом того, что снижение давления на забое газовой скважины, сказывается незначительно на изменении пластового давления в отдаленных участках газоносной области, величину И* условно принимают 500<Нк<1000 м. На рис. 2 а,б показан фрагмент залежи с распределением давления в однородном пласте между работающими скважинами №№2, 5 и исследуемой скважиной № 1.
На этапе поисково-разведочных работ на месторождении с учетом реальных размеров зоны дренирования исследуемой скважины при различных режимах ее работы для ускорения процесса исследования скважин, вскрывших пласты с длительной стабилизацией забойного давления и дебита, при отсутствии соседних скважин следует пользоваться ускоренными (изохронный или экспресс) методами исследования скважин на стационарных режимах фильтрации. При наличии соседних работающих скважин целесообразно создавать в них максимально допустимые депрессии на пласт, с которыми они могут работать без осложнений, за время, в течение которого проводится исследование выбранной скважины. Это позволит уменьшить размеры зоны дренирования исследуемой скважины, а, следовательно, и продолжительность процесса стабилизации забойного давления и дебита. При этом на каждом режиме работы следует оценить зону влияния этой скважины. Такой подход связан с тем, что при исследовании на стационарных режимах фильтрации требуется создание в скважине различных депрессий на пласт. Характер распределения давления в пласте на каждом режиме исследования скважины следует оценить по формуле притока газа к скважине.
Если в окружающих соседних скважинах депрессии разные, а это равносильно тому, что расстояния до границы зоны влияния исследуемой и эксплуатируемых скважин будут разные при любом режиме исследования. Поэтому для данного режима необходимо исходить из эквивалентного расстояния до границы зоны исследуемой скважины. Эквивалентное расстояние влияния исследуемой скважины до зоны её влияния на данном режиме приближенно может
быть оценено по формуле к где ЯИа - эквивалентное расстояние до границы зоны
влияния исследуемой скважины на ¡-м режиме; - расстояние до границы зоны дренирования от каждой соседней скважины до исследуемой скважины на её 1-м режиме.
Предлагаемая технология исследования вертикальных скважин на стационарных режимах фильтрации направлена на совершенствование используемой в настоящее время стандартной технологии, ориентированной только на величину проницаемости исследуемого пласта. При выборе продолжительности процесса стабилизации давления размеры зоны дренирования наравне с проницаемостью, являются определяющими для продолжительности стабилизации и восстановления давления между режимами.
Рис. 2 - Схема распределения давления в однородном пласте, вскрытом тремя соседними
вертикальными скважинами
При весьма существенных дебитах горизонтальной скважины соблюдение условия стабилизации на каждом режиме потребует выпуска в атмосферу более десяти миллионов кубических метров газа. Поэтому, для горизонтальных скважин метод исследования на стационарных
режимах должен быть заменен одним из перечисленных ниже методов, не требующих значительных затрат времени и потерь газа. Это достигается использованием:
■ одного из ускоренных методов (изохронного или экспресс-метода);
■ кривых стабилизации забойного давления и дебита на одном единственном режиме, и, если месторождение разрабатывается, то на режиме, на котором скважина эксплуатируется;
■ результатов исследования вертикальных скважин, на основе исследования которых определяются коэффициенты а и ¿'(см. формулу (9)), а затем по формуле (8), если вскрываемый пласт изотропный, вычисляются коэффициенты фильтрационного сопротивления ат и Ьт\
■ линейной связи между разностью квадратов давления и дебитом скважины, при котором необходим только один режим (если ошибки, допускаемые при этом по определению проницаемости не велики); этот способ возможен при незначительной величине инерционной составляющей уравнения притока газа к скважине. -
Особые трудности достижения стабилизации забойного давления и дебита возникают при вскрытии горизонтальным стволом фрагмента залежи, имеющей форму сектора из-за изменчивости расстояния от стенки до границы зоны, дренируемой скважиной в диапазоне от О до Я, (Рис.3).
Рис. 3 - Схема равномерного размещения 8-ми горизонтальных скважин, дренирующих
круговую залежь
Продолжительность процесса стабилизации забойного давления и дебита при вскрытии горизонтальным стволом такого фрагмента зависит от: - проницаемости вскрываемого пласта;
- угла сектора, т.е. числа горизонтальных скважин, вскрывших круговую залежь;
- полноты вскрьггия сектора горизонтальным стволом;
- величины депрессий, создаваемых в скважинах.
Из рассмотренных во второй главе случаев обоснования и выбора рентабельной технологии исследования вертикальных и горизонтальных скважин следует:
1. Технология исследования скважин на стационарных режимах фильтрации зависит от состояния изученности месторождения. Если месторождение находится на поисково-разведочном этапе, то продолжительность стабилизации забойного давления и дебита, а так же восстановления давления между режимами теоретически не подлежат сокращению. Это связано с отсутствием эксплуатируемых соседних скважин на этом этапе изученности месторождения. В этом случае истинная продолжительность процесса стабилизации на каждом режиме предопредели- ; ется границей контура газоносности. Поэтому для таких случаев следует ограничиваться ориентировочными величинами Л, для вертикальных скважин (Як,~500 м) и горизонтальных скважин (Якг=1000 м), так как за пределами этих значений Ли изменение пластового давления, вызванное созданием депрессии на пласт, незначительно и это изменение меньше предела погрешности измерительных приборов и комплексов.
2. Если месторождение или его отдельные участки разбурены и эксплуатируются, то необходимо обосновать технологию исследования одной из скважин, окруженной работающими скважинами, на стационарных режимах с целью сокращения продолжительности процессов стабилизации забойного давления и дебита, а так же восстановления давления между режимами. Это является обязательным при исследовании скважин на стационарных режимах фильтрации.
3. Для использования теоретически обоснованной технологии исследования скважин на стационарных режимах фильтрации следует перед началом исследований составить план исследований с учетом изменения границы раздела между исследуемой и окружающими соседними скважинами для каждого режима работы исследуемой скважины. Изменение депрессии на пласт на различных режимах исследования скважин, при неизменных режимах работы окружающих скважин, приводит к изменению продолжительности процесса стабилизации забойного давления и дебита.
4. Основной недостаток предлагаемой технологии исследования скважин на стационарных режимах фильтрации заключается в том, что изменчивость расстояния до границы раздела между соседними скважинами от режима к режиму приводит к соответствующим изменениям коэффициентов фильтрационного сопротивления.
5. Аналогичная некорректность формул для обработки результатов исследования имеется и при классической последовательности исследования на стационарных режимах фильтрации.
При полном соблюдении стабилизации забойного давления и дебита на отдельных и заданных режимах работы соседних скважин, перераспределение давления приводит к изменению размеров зоны дренирования испытуемой скважины.
6. Идентичность расстояний на различных режимах может быть достигнута путем исключения взаимодействия исследуемой и соседних скважин и использования ускоренных методов, когда зона распространения давления в пласте при различных режимах работы исследуемой скважины ограничивается временем её работы 1р, не превышающем, как при изотропном, так и при экспресс-методе 60 минут.
Третья глава диссертационной работы посвящена разработке аналитических методов определения производительности горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов.
Проведенные исследования по определению производительности горизонтальных скважин показали, что вскрытие неоднородных пластов с различной проницаемостью единым зенитным углом горизонтального ствола приводит к их неравномерному дренированию. Для обеспечения равномерного дренирования пропластков с различными запасши газа и прони-цаемостями рекомендуется проводить их вскрытие ступенчатым профилем горизонтальной скважины. Причем длины участков ствола, вскрывающих пропластки, должны быть пропорциональны их запасам и обратно пропорционально их проницаемости. В реальных условиях практически все месторождения представляют собой многослойную неоднородную залежь, представляющую собой чередование высоко и низкопроницаемых пропластков, иногда разделенных непроницаемыми перемычками. Определение производительности горизонтальной газовой скважины, вскрывшей многослойную неоднородную залежь, приближенными методами возможно при слабой гидродинамической связи между пропластками или ее полном отсутствии.
В данной главе рассматривается определение производительности горизонтальных газовых скважин, имеющих различный профиль ствола: горизонтальный, восходящий и нисходящий. Анализ полученных результатов показал, что максимальная производительность горизонтальной скважины достигается при вскрытии однородного пласта скважиной, имеющей горизонтальный профиль ствола, симметрично расположенный по толщине.
Влияние загрязнения призабойной зоны на производительность горизонтальных скважин зависит от фильтрационных свойств вскрываемых горизонтальным стволом пропластков и его расположением по толщине пласта. Размеры зоны загрязнения и степень ее очищения от коль-матации в процессе эксплуатации зависят от: проницаемости вскрываемого пласта, свойств бурового раствора и продолжительности вскрытия продуктивного горизонта.
В диссертации предложена приближенная аналитическая оценка влияния кольматации на производительности горизонтальных скважин. Установлено, что чем больше проницаемость пласта, тем выше степень очищения призабойной зоны от бурового раствора. При вскрытии неоднородных пластов размеры зоны загрязнения зависят от емкостных и фильтрационных свойств пропластков. Численное моделирование, результаты которого приведены в работе Алиева З.С., Сомова Б.Е., Маракова Д.А. и др. («Влияние кольматации на достоверность определения фильтрационных свойств пласта по данным исследования скважин на стационарных режимах»), показало, что отношение коэффициентов фильтрационных сопротивлений зоны кольматации к истинным коэффициентам фильтрационного сопротивления пласта зависит от радиуса кольматации и отношения проницаемости зоны кольматации к истинной проницаемости пласта. От величины абсолютной проницаемости пласта данное отношение коэффициентов фильтрационных сопротивлений пласта и зоны кольматации не зависит. Анализ результатов проведенных исследований показал, что при значительном ухудшении проницаемости призабойной зоны и ростом радиуса зоны кольматации производительность горизонтальной газовой скважины снижается весьма существенно (табл. 1).
Таблица 1 - Исходные данные и результаты, полученные при моделировании фрагментов месторождений для изучения влияния кольматации на продуктивные характеристики горизонтальных газовых скважин
Радиус зоны кольматации, м Проницаемость пластов, мД Проницаемости зон кольматации, мД Скин-эффект Длина вскрытия^ Депрес-сияна пласт через 1 сут., МПа. Средний дебит газа первые сут., тыс.м /сут Прирост депрессии при кольматации, МПа Кратность роста депрессии ДРсо» ДР*—
без кольматации 100 однородн. 100 10 492 1,10 1994,0 0 1
0,25 -II- 10 -II- -II- 5,117 2174,0 4,017 4,65
6,25 -II- -II- -II- -II- 5,644 2086,0 4,544 5,13
10,25 -II- -//- -II- -II- 6,611 1920,6 5,541 6,01
без кольматации 20 однородн. 20 10 492 0,874 422,2 0 1
0,25 -II- 2 -II- -II- 4,474 420,4 3,60 5,12
6,25 -II- -II— -II- 4,995 405,0 4,121 5,71
10,25 -II- -11- -II- -41- 5,946 375,6 5,072 6,80
без кольматации к=100 однородн. 100 10 246 0,713 1061,2 0 1
0,25 -II- 10 -II- -II- 4,317 1061,4 3,604 6,05
6,25 -II- 41- -II- -II- 4,80 1026,4 4,087 6,73
10,25 -II- -II- -II- 5,389 981,2 4,676 7,56
В этой же главе приведена методика определения соотношения размеров между длиной и шириной фрагмента однородного полосообразного пласта, при полном вскрытии которого производительность горизонтальной скважины максимальна. Это означает, что для уменьшения величин коэффициентов фильтрационного сопротивления аг и Ьг необходимо обосновать длину и ширину полосообразного пласта, вскрываемого горизонтальным стволом.
На рис. 4 показаны зависимости дебита горизонтальной скважины при постоянной площади (8=2Кк'Ц и различных значениях длины (Ь) и ширины (211,) фрагмента однородного по-лосообразного пласта. Из этого рисунка следует, что наилучшим вариантом по размеру полосо-образного пласта является тот, при котором 1фРа™ - длина фрагмента равняется 2ЯК, а горизонтальный ствол полностью вскрывает пласт, т.е. £фраш=£тор- Аналогичные расчеты были проведены для вскрытия ¿гор=0,6Хфрагм и £гор=0,2£фРагм, которые показали, что наилучшими размерами полосообразного пласта для получения минимальных коэффициентов фильтрационного сопротивления и, следовательно, максимального дебита при заданной депрессии на пласт независимо от полноты вскрытия является 1фРа™=2йг. Совокупность перечисленных выше и других факторов не поддается учету приближенными методами. Отмеченные недостатки приближенной методики определения производительности горизонтальных скважин, позволяют сделать вывод об обязательном использовании численных методов, основанных на геолого-математическом моделировании залежи или ее фрагментов.
О, тыс.м5/сут
12000
■Ц=1-фраг -1_г=С,6 Ьфраг -и=0,2 Цфраг
2ИЛфр
Рис. 4 - Зависимости дебита горизонтальной скважины от отношения радиуса контура питания и длины фрагмента полосообразного пласта, при ■¿фрагм» ^-Г 0»6ХфрарМ; £г 0,2/^фр2гм
В четвертой главе диссертации приведены основные результаты расчетов по определению производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывших фрагменты залежи полосообразной и секторной форм.
Эти задачи были решены численно с использованием геолого-математических моделей фрагментов месторождений и расчетов по разработанной в диссертации программе. Расчеты
базировались на решении системы уравнений многофазной, многомерной, многокомпонентной нестационарной фильтрации газа в анизотропной пористой среде. Разработанная программа позволяет получить точное численное решение задачи определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывших фрагмент пласта полосообразной и круговой форм. Программа использовалась для проведения многовариантных расчетов с различными наборами исходных данных, значения которых выбирались близкими параметрам газовых месторождений РФ.
Решение названной выше системы уравнений при соответствующих начальных и граничных условиях возможно только численно, что позволяет получить распределение насыщенности пор фазами и пластового давления пропластков, вскрытых различными типами скважин, а также прогнозировать их дебиты скважины в процессе разработки.
При моделировании процессов разработки месторождения в целом оно разбивается на фрагменты с идентичными емкостными и фильтрационными свойствами и граничными условиями, что позволяет перейти к моделированию процессов разработки отдельного фрагмента.
К настоящему времени не разработаны аналитические методы определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывших удельную площадь в форме сектора. Форма зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, характерна для освоения шельфовых месторождений с веерным расположением скважин, а также при разработке залежей, находящихся на материке, но с меньшим числом скважин. Отсутствие простых расчетных формул связано со сложной геометрической формой зоны дренирования и взаимодействием скважин при их веерном размещении. На практике, когда отсутствует информация о фильтра-ционно-емкостных свойствах продуктивных пластов в объеме, необходимом для создания геолого-математической модели залежи и эффективного освоения ресурсов углеводородов системой горизонтальных скважин с веерным расположением, возникает потребность в оперативной оценке их ожидаемых производительностей.
Для случая, когда круговая изотропная залежь полностью вскрыта п горизонтальными скважинами, симметрично расположенными по толщине и по площади, формула, полученная Ю.П. Борисовым для определения дебита нефти, при преобразовании ее для оценки притока газа к такой скважине будет иметь вид:
где - радиус круга, дренируемого горизонтальной скважиной, Рш - пластовое давление, Р3 -забойное давление в горизонтальном стволе, принимаемое в данном случае постоянным (Р3(Ьг)=сопзО. Такое допущение возможно при небольшой длине горизонтального участка ство-
(10)
ла и незначительном дебите скважины, соответствующем вскрытию низкопроницаемых пластов при весьма незначительной депрессии на пласт.
К настоящему времени не разработаны аналитические методы определения дебита горизонтальной газовой скважины, не полностью вскрывшей сектор, обладающие приемлемой точностью. Для получения закономерности между производительностью горизонтальных скважин и относительным вскрытием сектора, изучено влияние на эти закономерности следующих параметров:
- длины горизонтального ствола Ьг, т.е. полноты вскрытия сектора;
- величины радиуса контура сектора И*;
- числа горизонтальных скважин, вскрывающих фрагмент залежи круговой формы;
- проницаемости газоносных пластов и параметров их анизотропии, э5=[кВср/кгор]0'5;
- степени загрязнения призабойной зоны, т.е. величины скин-эффекта;
- величины депрессии на пласт.
Для преодоления имеющегося пробела в определении производительности горизонтальных скважин, частично или полностью вскрывших сектор круговой залежи, предлагается поступить следующим образом. По формуле (10) приближенно определить производительность скважины, полностью вскрывшей сектор. Затем оценить дебит горизонтальной скважины, вскрывшей частично сектор, используя графическую зависимость 0г=Риш/Рт, от Е = ЬГ/Я, (см. рис. 6 а,б). Такая зависимость может быть получена с помощью численного моделирования сектора пласта с различными емкостными и фильтрационными свойствами, вскрытого горизонтальным стволом. По этой методике дебит горизонтальной скважины, определяемый по формуле (10), и относительный дебит, найденный с использованием графика зависимости <3Г(Ь)> позволяют оценить производительность горизонтального ствола, неполностью вскрывшего сектор по формуле:
(П)
где Опол может бьпъ определено с использованием формулы (10), а также по результатам математических экспериментов при Ьгор=Кк. Для определения производительности горизонтальной скважины, неполностью вскрывшей фрагмент залежи секторной формы, строятся зависимости относительного дебита от относительного вскрытия сектора горизонтальным стволом для различных размеров сектора по радиусу, различного числа скважин, проницаемости пласта, его толщины, параметра анизотропии, степени загрязнения призабойной зоны в процессе вскрытия пласта, депрессии на пласт и многих других факторов, т.е. (5; =1"(Ц). Из результатов математических экспериментов следует, что к числу основных параметров, предопределяющих закономерность между и Ь, относятся: угол сектора, его радиус контура дренирования и
проницаемость пласта. Зная по результатам комплексных исследований поисково-разведочных скважин емкостные и фильтрационные свойства пласта рассматриваемого месторождения, необходимо выбирать кривые зависимости (5Г от Е с близкими идентичными параметрами.
Такая возможность установлена многочисленными расчетами на четверти кругового пласта, принятого как геометрическая форма зоны дренирования горизонтальными скважинами с различными длинами вскрытия сектора (рис.5) и веерным расположением 4-х, 8-ми, 12-ти и 16-ти скважин. Исходные данные, принятые при этом, следующие: проницаемость фрагментов секторов к=10 мД; 50 мД; и 250 мД; параметр анизотропии Э5—[кВСр/кгор]^; ж—0,1 и 0,3162; скин-эффекг ^=15; 70; 99; 190; 300; пористость т=0,2; пластовое давление Рщ, = 28 МПа; угол сектора между горизонтальными стволами а=90°; 45°; 30°; и 22,5°; длины горизонтальных стволов Ьг=11к, т.е. Ь[=3000 м и Ьг=6000 м для двух принятых значений И* и Ьг=2200 м, 1400 м и 800 м при Кк=3000 м и Ьг=4400 м, 2800 м и 1600 м. Круговой пласт, имеющий толщину 11=56 м, при моделировании сектора был условно разделен на 7 пропластков с толщинами 111-7=8 м. Изучаемый сектор, состоящий из семи одинаковых пропластков по 8 метров, с одной из названных выше проницаемостей.
В диссертации использованы два значения радиусов сектора К.к=3000 м и 6000 м, что является достаточным для установления закономерности между производительностью горизонтальных скважин различной длины и размерами сектора, дренируемого этими скважинами.
Величины проницаемости были также выбраны, исходя из наиболее часто встречаемых на практике значений, и отличаются в 5*25 раз, что позволяет установить влияние фильтрационных свойств пласта на производительность горизонтальных скважин, дренирующих зоны в форме сектора.
а
б
Рис. 5 - Схема расположения горизонтального ствола: а - полностью, б - частично вскрывшего сектор пласта круговой формы при числе скважин п=8
Расчеты для принятого фрагмента выполнены при идентичных депрессиях и дебитах скважин в секторах. При веерном размещении скважин происходит образование глубокой де-прессионной воронки на начальных участках горизонтальных стволов, что существенно влияет на интенсивность изменения дебитов скважин в процессе разработки месторождения.
По результатам проведенных математических экспериментов автором получены зависимости относительного дебита <зг от полноты вскрытия Ьдля величин радиуса сектора равных Як=3000 м и 1^=6000 м и зависимость относительного дебита от значений Я* (Рис. 6 а, б, в).
[■ -0.733 к.а^,,
1,-0-7»
|ц-50 цД е -45" ]>,-!• ид а,-::.!' к^ИОкД
[. = 0.467 к ,11,5,
" Г. 1 2>,7
Г-0.267 к а,5.
И.
Рис. 6 - Зависимость относительного дебита от: а, б - сектора горизонтальной скважиной при радиусе зоны дренирования Кк=3000 м (а), Ик=6000 м (б) и числах скважин п=8 и 16 единиц, в - радиуса сектора: 1-3 при к=50 мД; 4-6
при к=10 мД; 7-10 к=250 мД
Зависимости относительных дебитов горизонтальных скважин от неполноты вскрытия сектора существенно отличаются от аналогичных зависимостей, полученных ранее при неполном вскрытии горизонтальным стволом полосообразного пласта. Зависимости относительных дебитов горизонтальных скважин от относительного вскрытия сектора имеют выпуклость к оси абсцисс, что свидетельствует о более существенном уменьшении относительного дебита скважин при дренировании ими фрагмента в форме сектора.
На характер изменения относительного дебита от относительного вскрытия горизонтальной скважины, дренирующей фрагмент в виде сектора, влияет проницаемость пласта. Установлено, что чем больше проницаемость пласта, тем меньше относительный дебит горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора.
Уменьшение угла сектора приводит к весьма незначительному изменению относительного дебита скважин.
Для заданных величин радиуса сектора параметра анизотропии ге, угла сектора а и проницаемости пласта к изменение скин-эффекга Бя несущественно влияет на относительный дебит горизонтальной скважины.
Закономерности, установленные по результатам проведенных расчетов на моделях фрагментов залежей, типы и конструкции скважин характерны только для принятых исходных данных, и могут быть использованы для оценки производительности горизонтальных скважин при аналогичных параметрах вскрывших пластов.
Основные выводы
1. Установлено влияние точности определения пластового и забойного давлений на результаты исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации и величины коэффициентов фильтрационного сопротивления.
2. Установлено влияние размеров фрагментов залежи полосообразной формы, дренируемые горизонтальными скважинами; показано, что при соотношении длины и ширины фрагмента: Ь=2ЯК достигается минимальная величина коэффициентов фильтрационного сопротивления, что для заданной депрессии на пласт и при полном вскрытии такого фрагмента обеспечивает максимальную производительность таких скважин.
3. Установлено влияние полноты вскрытия горизонтальной скважиной фрагмента поло-сообразного пласта при различных соотношениях длины и ширины на относительный дебит скважины.
4. Разработана технология исследования скважин на стационарных режимах фильтрации с учетом взаимовлияния режимов работы исследуемой и окружающих ее соседних скважин.
5. Разработаны рекомендации по определению продолжительности процесса стабилизации горизонтальных скважин, вскрывших пласт с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
6. Разработана численная методика обоснования конструкции горизонтальной скважины, учитывающая влияние геологических, технических и технологических факторов (параметра анизотропии, скин-эффекта, длины и диаметра горизонтального ствола, депрессии и др.) с использованием геолого-математических моделей фрагментов залежей с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
7. Разработан метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, частично вскрывших фрагмент в форме сектора, основанный на получении графических зависимостей относительного дебита от относительного вскрытия сектора.
Список опубликованных работ по теме диссертации
1. Алиев З.С., Ребриков A.A. "Анализ зон, дренируемых горизонтальной скважиной" М.: Журнал. "Oil & Gas Eurasia" №10,2005 г. с. 32-36.
2. Ребриков A.A. "Обоснование и выбор удельной площади дренирования горизонтальной скважины с целью снижения фильтрационных сопротивлений и депрессии на пласт при заданном дебите". Тезисы докладов Шестой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва 2005 г.-с.Зб.
3. Ребриков A.A. "Обоснование и выбор удельной площади дренирования горизонтальной скважины". Тезисы докладов 60-й Юбилейной студенческой научной конференции, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва 2006 г. - с. 9.
4. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А., Ребриков A.A. "Метод определения произвр-дительности горизонтальных газовых скважин с учетом полноты вскрытия фрагмента пласта". Тезисы докладов конференции "Современные проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва 2006 г. - с. 71-72.
5. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А., Ребриков A.A. "Влияние полноты вскрытия фрагмента пласта на методы оценки производительности горизонтальных газовых скважин". Тезисы докладов 7-й Всероссийской научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России ", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва2007г.-с. 73
6. Ребриков A.A. "Влияние профиля ствола горизонтальной скважины на ее производительность", М.: «ИРЦ Газпром» 2007 г. Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром». Материалы научно-практических конференций молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» - призеров 2007 года. Том 2.
7. Ребриков A.A. "Изучение влияния неоднородности многопластовых залежей на производительность горизонтальных скважин" Пенза: 2007 г. Сборник статей 5-ой международной научно-практической конференции «Природноресурсный потенциал, экология и устойчивое развитие регионов России», с. 197-200.
8. Ребриков A.A. "Влияние профиля горизонтальной скважины на ее производительность". Тезисы докладов Седьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва 2007 г.-с.50.
9. Алиев З.С., Ребриков A.A. "Приближенный метод поиска оптимальных размеров фрагмента прямоугольной формы и его вскрытия для обеспечения максимального дебита горизонтальной скважины", М.: Журнал "Бурение & Нефть" №2 2007 г., с. 17-19.
10. Алиев З.С., Ребриков А.А. "Влияние изменения пластового давления по длине горизонтального ствола, вскрывшего наклонный пласт на результаты исследования скважин на стационарных режимах фильтрации" М.: Журнал. " Технологии нефти и газа " №5 2007 г., с. 55-
11. Алиев З.С., Ребриков A.A. "Изучение продолжительности процесса стабилизации забойного давления и дебита горизонтальной скважины, вскрывшей сеноманскую залежь", М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2007 г., Труды VI Международного технологического симпозиума. "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтегазоот-дачи", с. 303-308.
12. Алиев З.С., Ребриков A.A. "Пригодность приближенного метода определения забойного давления горизонтальных скважин различных конструкций", М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2007 г., Труды VI Международного технологического симпозиума. "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтегазоотдачи", с. 309-312.
13. Алиев З.С., Ребриков A.A. "Влияние кольматации призабойной зоны на производительность горизонтальных газовых скважин ", М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008 г., Труды VII Международного технологического симпозиума. "Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи", с. 304-
14. Алиев З.С., Ребриков A.A. "Осреднение коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин", М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008 г., Труды VII Международного технологического симпозиума. "Новые технологии освоения и разработки трудно-извлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи", с. 311-313.
15. Алиев З.С., Ребриков A.A. "Влияние процесса стабилизации забойного давления и дебита скважины на достоверность определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений и параметров пласта", М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008 г., Труды VII Международного технологического симпозиума. "Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи", с. 308-310.
16. Алиев З.С., Ребриков A.A. "Обоснование технологии исследования газовых скважин на стационарных режимах фильтрации низкопроницаемых пластов", Журнал. "Нефть, газ и бизнес" №11 2008 г., с. 53-60.
17. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Ребриков A.A., Максимова М.А. " Определение производительности горизонтальной газовой скважины при неполном вскрьггии фрагмента залежи, имеющей форму сектора " Сборник тезисов докладов 5-го Международного семинара «Горизонтальные скважины». РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва 2008 г.-с.72-73.
Соискатель: Ребриков A.A. /¿^^
59.
307.
Напечатано с готового оригинал-макета
Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 23.12.2008 г. Формат 60x90 1/16. Усл.Печ.л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ 792. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ребриков, Андрей Александрович
Введение
СОДЕРЖАНИЕ
Глава I. Состояние изученности теоретических основ исследования и обоснования технологии применения горизонтальных скважин при освоении газовых и газоконденсатных месторождений.
1.1 Современное состояние изученности методов определения производительности горизонтальных газовых скважин.
1.2 Определение производительности горизонтальной скважины конечной длины.
1.3 Определение производительности многоствольной скважины.
1.4 Изучение влияния технологических факторов на производительность горизонтальных скважин.
Глава II. Факторы, влияющие на достоверность получаемой информации при исследовании газовых скважин.
2.1 Выбор технологии исследования вертикальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации.
2.2 Разработка технологии исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации, вскрывших фрагмент залежи полосообразной и секторной форм.
2.3 Изучение продолжительности процесса стабилизации забойного давления и дебита горизонтальной скважины, вскрывшей сеноманскую залежь.
2.4 Влияние процесса стабилизации забойного давления и дебита скважин на достоверность определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений и параметров пласта.
2.5 Пригодность приближенного метода по определению забойного давления горизонтальных газовых скважин различных конструкций.
2.6 Оценка коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных вертикальных скважин.
2.7 Осреднение коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин.
2.8 Влияние изменения пластового давления по длине горизонтального ствола, вскрывшего наклонный пласт на результаты исследования скважин на стационарных режимах фильтрации.
Глава III. Разработка аналитических методов по определению производительности горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов.
3.1 Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших неоднородные многообъектные залежи.
3.2 Влияние профиля ствола горизонтальной скважины на ее производительность.
3.3 Приближенный метод оценки влияния кольматации призабойной зоны на производительность горизонтальных газовых скважин.
3.4 Влияние загрязнения призабойной зоны пласта промывочной жидкостью при его вскрытии горизонтальным стволом на коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
3.5 Приближенный метод поиска оптимальных размеров фрагмента прямоугольной формы и его вскрытия для обеспечения максимального дебита горизонтальной скважины.
Глава IV. Определение производительности горизонтальной скважины с учетом различных форм и размеров зоны дренирования.
4.1 Обоснование и выбор удельной площади дренирования горизонтальной скважины, вскрывшую залежь полосообразной формы.
4.2 Оценка добывных возможностей горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии фрагмента залежи, имеющей форму сектора.
4.3 Теоретические основы определения производительности горизонтальных газовых скважин с веерным их расположением в пласте круговой формы зоны дренирования.
4.4 Создание модели фрагментов сектора кругового пласта, вскрытого горизонтальными скважинами.
4.5 Анализ результатов математических экспериментов по определению зависимости между относительным дебитом и относительным вскрытием горизонтального ствола, вскрывшего сектор залежи круговой формы.
4.6 Влияние величины скин-эффекта на относительные дебиты горизонтальных скважин, вскрывших фрагмент пласта в форме сектора.
4.7 О возможности использования результатов математических экспериментов для определения относительного дебита горизонтальных скважин, вскрывших сектора с различными радиусами.
4.8 Достоверность предлагаемых универсальных безразмерных кривых зависимостей относительных дебитов горизонтальных скважин от полноты вскрытия ими сектора круговой залежи при различных числах скважин.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов и технологий, повышающих эффективность применения горизонтальных скважин и достоверность получаемой информации по результатам исследований"
К настоящему времени разработана техника и технология, позволяющая бурить скважины со сложной архитектурой, отличающиеся радиусом кривизны, профилем вскрытия нефтегазоносных пластов по толщине и по площади. Такая возможность предопределяет необходимость создания теоретических основ учета влияния на производительность и термобарические параметры скважин с такой архитектурой. В отечественной литературе часто скважины со сложной конфигурацией называют «интеллектуальной», что равносильно бурению скважин соответствующим геологическим особенностям месторождений с любыми емкостными и фильтрационными свойствами с учетом неоднородности залежи, последовательности залегания высоко и низкопроницаемых пропластков с различными удельными запасами при наличии и отсутствии гидродинамической связи между ними. Освоение таких залежей «горизонтальными» скважинами требует разработки новых технологий исследования и методов определения параметров таких скважин и вскрываемых ими продуктивных пластов.
Теоретическим основам применения горизонтальных скважин для освоения ресурсов нефтяных и газовых месторождений посвящено несколько тысяч работ, ориентированных в основном на освоение нефтяных залежей. В Российской Федерации газогидродинамические основы ' применения горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений интенсивно развиваются с конца 1980-х годов.
К настоящему времени разработаны и рекомендованы для применения на практике значительное число приближенных методов по определению производительности и термобарических параметров горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. Эти методы и технологии по заказу ОАО «Газпром» были обобщены и предложены для применения на практике, и в июне 2008 г. приняты в качестве нормативных в новой «Инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин». В этой инструкции отмечено, что рекомендованные для практики некоторые методы и технологии из-за принятия допущений при их разработке носят временный характер. Поэтому по мере создания новых, более точных, а также сравнительно простых и доступных методов, они должны быть пересмотрены.
Конструктивные особенности горизонтальных скважин исключают возможность непосредственного использования разработанных методов и технологий для вертикальных скважин.
С учетом этих особенностей и приближенности имеющихся методов в данной работе предложены новые технологии исследования горизонтальных газовых скважин и не изученные методы по определению их производительности с учетом:
- неполноты вскрытия полосообразного пласта с различными соотношениями длины и ширины фрагмента залежи, и выдачей практических рекомендаций;
- неполноты вскрытия фрагмента залежи в виде сектора с различными углами (числом скважин в круговом пласте, используемом при освоении шельфовых месторождений).
Разработанные в диссертации технологии исследования и методы определения пластового и забойного давлений, производительности горизонтальных скважин, дренирующих различные формы фрагментов залежи, их вскрытия и коэффициентов фильтрационного сопротивления таких скважин, включены в названную выше новую инструкцию и не имеют аналогов.
Актуальность темы. Необходимость разработки методов и технологий повышения рентабельности освоения газовых и газоконденсатных месторождений с применением горизонтальных скважин, является важнейшей задачей. От правильного выбора типа и конструкции горизонтальных скважин, достоверности информации, получаемой по результатам исследования таких скважин, и обоснованности технологических режимов их работы зависят объемы капитальных вложений на разбуривание месторождений и эксплуатационных затрат, а также надежность добычи газа.
С точки зрения качественного проведения газогидродинамических исследований, обработки полученных результатов, обоснования конструкции горизонтальных скважин, а также оценки их производительности и изменения термобарических параметров по стволу скважины актуальными являются вопросы:
- обоснования времени, необходимого для стабилизации забойного давления и дебита горизонтальной скважины;
- влияния изменений пластового и забойного давлений с учетом длины горизонтального участка ствола, радиуса кривизны и профиля такой скважины; влияния кольматации призабойной зоны на достоверность определяемых фильтрационных и емкостных свойств пласта;
- выбора размеров и форм зон дренирования.
Технология проведения газогидродинамических исследований горизонтальных скважин имеет свои особенности по сравнению с вертикальными скважинами. Это связано, прежде всего, с большими размерами и формой зоны дренирования и высокой производительностью таких скважин. Поэтому при проведении исследований горизонтальных газовых скважин необходимо учесть влияние их конструктивных особенностей на дебит и термобарические параметры.
Разработка теоретических основ по определению добывных возможностей горизонтальных газовых скважин аналитическими методами в пределах фрагмента, учитывающая форму зоны дренирования и полноту вскрытия, имеет существенное значение для качественного проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
К настоящему времени практически отсутствуют аналитические методы определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывших удельную площадь полосообразной или секторной ? формы. В реальных условиях секторная форма зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, имеет место при освоении шельфовых месторождений' системой горизонтальных скважин с веерным их расположением вокруг платформы. На месторождениях, находящихся на , материке, также применяется веерное расположение горизонтальных скважин, но с меньшим их числом. Отсутствие простых расчетных формул связано с геометрической формой зоны дренирования и взаимодействием скважин при секторной форме удельной площади, приходящейся на долю каждой горизонтальной скважины. На практике, когда отсутствует информация о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов в объеме, необходимом для создания геолого-математической« модели залежи и I освоения ресурсов углеводородов системой горизонтальных скважин с веерным расположением, возникает потребность в оперативной оценке их ожидаемых производительностей.
С учетом современного состояния имеющихся технологий исследования и методов определения параметров пластов и самих скважин предлагаемая диссертация посвящена разработке технологий исследования горизонтальных скважин, повышению достоверности определения пластового и забойного давлений, коэффициентов фильтрационных сопротивлений и созданию методов по определению производительности скважин, вскрывших фрагменты залежи различной формы и размеров.
Цель работы заключается в создании технологий исследования горизонтальных скважин в зависимости от емкостных и фильтрационных свойств пласта, обосновании и выборе конструкции таких скважин в зависимости от формы зоны дренирования, полноты вскрытия и методов определения их производительности. Задачи исследований
1. Обоснование технологии и продолжительности исследования горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные пласты с различными фильтрационно-емкостными свойствами, на стационарных режимах фильтрации.
2. Оценка коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных поисково-разведочных и эксплуатационных вертикальных скважин, необходимая для расчета основных показателей разработки с использованием таких скважин.
3. Изучение влияния на результаты исследования горизонтальных газовых скважин способа вскрытия многопластовых залежей, кольматации призабойной зоны, наклона пласта, профиля горизонтального ствола и точности определения забойного давления на искривленном участке.
4. Обоснование выбора формы удельной площади дренирования и вскрытия полосообразного пласта горизонтальной скважиной, обеспечивающего максимальную производительность такой скважины.
5. Разработка рекомендаций по обоснованию производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших пласты, с учетом влияния: параметра анизотропии, скин-эффекта, длины и диаметра горизонтального ствола, степени вскрытия дренируемой зоны с использованием геолого - математических моделей фрагментов различных залежей секторной формы.
Научная новизна
- Обосновано время стабилизации забойного давления и дебита для эффективной технологии проведения исследования горизонтальных скважин, вскрывших пласты с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
- Разработана технология исследования на стационарных режимах фильтрации горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной и секторной форм.
- Разработана методика оценки коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных вертикальных скважин
- Предложен метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывающих полосообразные пласты с различным соотношением длины и ширины;
- Разработан графоаналитический метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, дренирующих участок залежи круговой формы (или сектор), учитывающий его размеры и число скважин.
Методы решения поставленных задач
Методы подземной газогидродинамики, методы численного решения уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации, геолого-математическое моделирование фрагментов газовых месторождений. Практическая значимость
1. Разработанные рекомендации по технологии исследования горизонтальных скважин позволяют повысить точность определения пластового и забойного давлений при освоении газовых залежей горизонтальными скважинами по сравнению с существующими методиками.
2. Предлагаемые аналитические и численные решения, использующие геолого-математические модели фрагментов газовых месторождений, позволяют: достоверно оценить добывные возможности горизонтальных скважин; определить емкостные и фильтрационные свойства продуктивного пласта; распределение и изменение давления по стволу таких скважин; выбрать степень вскрытия пластов горизонтальным стволом, а также обосновать технологию проведения газогидродинамических исследований горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации.
3. Разработанные в диссертации методы определения параметров и технологии исследования горизонтальных скважин полностью включены в новую «Инструкцию по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин», которая принята соответствующим актом ОАО «ГАЗПРОМ», ООО «Газпром добыча Уренгой» и ООО «ВНИИГАЗ». Защищаемые положения
1. Технология исследования на стационарных режимах фильтрации горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент полосообразной залежи.
2. Методика расчета пластового давления и забойного давления горизонтальных скважин, учитывающая их конструктивные особенности.
3. Метод оценки коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных вертикальных скважин.
4. Метод приближенного определения степени влияния кольматации на коэффициенты фильтрационного сопротивления.
5. Метод определения влияния размеров фрагмента залежи полосообразной формы на производительность горизонтальных газовых скважин.
6. Метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывших фрагмент (сектор) пласта круговой формы.
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:
1. На IV Международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.
2. На VI Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2005 г.
3. На 60-й Юбилейной студенческой научной конференции, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2006 г.
4. На конференции "Современные проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2006 г.
5. На VI международном технологическом симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтегазоотдачи г. Москва 2007 г.
6. На VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2007 г.
7. На I Международной конференции «Новые проблемы в стоимости потребления нефти и газа» г. Трондхейм, Норвегия, 2007 г.
8. На V Международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2008 г.
9. На VII Международном технологическом симпозиуме "Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи", г. Москва, 2008 г.
10. На научных семинарах кафедры Р и ЭГГКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 17 работ, в том числе, три работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ. Основные положения диссертации отражены в опубликованных работах и в отчетах по НИР по темам № 332171728 (84-07) (Новая «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин»), 55507-2 («Моделирование, оптимизация и управление технологическими режимами работы ПХГ»).
Структура и объем диссертации.
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем работы составляет 205 страниц, в том числе 143 страницы машинописного текста, 42 рисунка, 20 таблиц и список литературы из 131 наименования.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ребриков, Андрей Александрович
Основные результаты, полученные автором диссертации следующие:
1. Установлено влияние точности определения пластового и забойного давлений на результаты исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации и величины коэффициентов фильтрационного сопротивления.
2. Установлено влияние размеров фрагментов залежи полосообразной формы, дренируемые горизонтальными скважинами; показано, что при соотношении длины и ширины фрагмента: Ь=2ЯК достигается минимальная величина коэффициентов фильтрационного сопротивления, что для заданной депрессии на пласт и при полном вскрытии такого фрагмента обеспечивает максимальную производительность таких скважин.
3. Установлено влияние полноты вскрытия горизонтальной скважиной фрагмента полосообразного пласта при различных соотношениях длины и ширины на относительный дебит скважины.
4. Разработана технология исследования скважин на стационарных режимах фильтрации с учетом взаимовлияния режимов работы исследуемой и окружающих ее соседних скважин.
5. Разработаны рекомендации по определению продолжительности процесса стабилизации горизонтальных скважин, вскрывших пласт с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
6. Разработана численная методика обоснования конструкции горизонтальной скважины, учитывающая влияние геологических, технических и технологических факторов (параметра анизотропии, скин-эффекта, длины и диаметра горизонтального ствола, депрессии и др.) с использованием геолого-математических моделей фрагментов залежей с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
7. Разработан метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, частично вскрывших фрагмент в форме сектора, основанный на получении графических зависимостей относительного дебита от относительного вскрытия сектора.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенный анализ выполненных работ по определению влияния принятых форм зон дренирования и различной степени их вскрытия на производительность горизонтальных газовых скважин показал, что методические рекомендации по данной проблеме отсутствуют.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ребриков, Андрей Александрович, Москва
1. Абрашов В., Будилин М. Особенности обработки результатов ГДИ.// Oil & Gas Eurasia N7-8, 2005.
2. Адамов Г.А. Приближенный расчет гидродинамического сопротивления и движения газов и жидкостей в трубопроводах: Тр. ВНИИГаза. М.: Гостоптехиздат, 1953. с. 231.
3. Алиев З.С. Технология применения горизонтальных скважин М. Изд. «Нефть и Газ» 2007.
4. Алиев З.С. Разработка и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООП ГАНГ им. И.М. Губкина, Часть I и II, 1992.
5. Алиев З.С., Андреев О.Ф. Методика расчета основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений. Газовое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1970, вып.2.
6. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. 279с.
7. Алиев З.С., Арутюнова К.А. Определение необходимой длины горизонтального ствола газовой скважины в процессе разработки. // Газовая промышленность. 2005 N 12.
8. Алиев З.С., Бондаренко В.В. "Исследование горизонтальных скважин": Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 300 с.
9. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. — Изд. "Печорское время", Печора, 2002.
10. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Технология применения горизонтальных скважин М. Изд. «Нефть и Газ» 2006.
11. П.Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. М. Изд. «Нефть и Газ» 2001.
12. Алиев З.С., Бутаев Ф.Ф. Экономическая эффективность исследования горизонтальной скважины только на одномрежиме. ГП N 1, 2006.
13. Алиев З.С., Иванов С.И., Котлярова Е.М. Расчет вскрытия низкопроницаемых коллекторов горизонтальной скважиной приближенным методом на примере I объекта ОНГКМ. М.: ВНИИОЭНГ N 5 2006г.
14. Алиев З.С., Ребриков A.A. Анализ зон, дренируемых горизонтальной скважиной. // Oil & Gas Eurasia. 2005 г. №10,- с. 32-36.
15. Алиев З.С., Ребриков A.A. Влияние изменения пластового давления по длине горизонтального ствола, вскрывшего наклонный пласт на результаты исследования скважин на стационарных режимах фильтрации // Технологии нефти и газа. 2007 г., № 5. — с. 55-59.
16. Алиев З.С., Ребриков A.A. Обоснование технологии исследования газовых скважин на стационарных режимах фильтрации низкопроницаемых пластов. // Нефть, газ и бизнес 2008 г., № 11. — с.53-60.
17. Алиев З.С., Ребриков A.A. Приближенный метод поиска оптимальных размеров фрагмента прямоугольной формы и его вскрытия для обеспечения максимального дебита горизонтальной скважины. // Бурение и нефть. 2007 г., № 2. с. 17-19.
18. Алиев З.С., Ребриков A.A. Пригодность приближенного метода определения забойного давления горизонтальных скважин различных конструкций. Труды VI международного технологического симпозиума
19. Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтеотдачи", март 2007 г. с. 309-312.
20. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Изд. Техника, 2001.
21. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М. Изд. Техника 2001.
22. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Черных В.В. Продуктивность многоствольной скважины в условиях обводнения. // Газовая промышленность N 1, 1999.
23. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М. Недра 1995. 131с.
24. Басниев К.С., Алиев З.С., Критская C.JI. и др. Исследование влияния расположения горизонтального ствола газовой скважины относительно кровли и подошвы на её производительность. -М.: ИРЦ ОАО "Газпром", 1998.
25. Басниев К.С., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Жариков М.Г. Выбор режима работы горизонтальной скважины. // Газовая промышленность N 1, 1999.
26. Басниев К.С., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Ермолаев А.И. Определение оптимальной конструкции горизонтальных скважин. // Газовая промышленность N 1, 1999.
27. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. М. ИРЦ ОАО «Газпром». Обз. информация «Бурение газовых и газоконденсатных скважин» 1999.
28. Басниев К.С., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е. Исследование горизонтальных газовых скважин при неустановившейся фильтрации // Газовая промышленность 2001, N 1, стр.41-43.
29. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М. Недра 1964.
30. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Определение дебита многоярусной скважины в изотропном пласте большой мощности НТС по добыче нефти №16 ВНИИ М. 1962.
31. Горбунов В.Е., Алиев З.С. Влияние несовершенства газовых скважин на их производительность: Обз. Информ. ВНИИЭГазпром М.: Вып. 10: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.
32. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одной многозабойной скважине в анизотропном пласте. Жур. Нефтяное Хозяйство №1 1997.
33. ГриценкоА.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Черных В.А. Теоретические основы применения горизонтальных газовых скважин // Юбилейный сборник научных трудов М.: ИРЦ РАО "Газпром", 1996.
34. Джилмен Д.Р., Джаргон Д.Р. Оценка поведения горизонтальных скважин с учетом показателей для вертикальных скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N10-12- 1992.
35. Ермилов О. М., Алиев 3. С., Ремизов В. В., и др. Эксплуатация газовых скважин. М.: Наука, 1995. 359 с.
36. Жианиезини Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 3, 1989.
37. Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. М. Недра 1988.
38. Зотов Г.А. Прикладные проблемы использования горизонтальных газовых скважин при разработке месторождений. Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III. Сборник научных трудов. — М.: ВНИИГАЗ, 1998.
39. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин (Под ред. Г.А. Зотова и З.С. Алиева). М. Недра, 1980.
40. Кагарманов Н.Ф., Самигуллин В.Х., Халявкин В.И. Опыт горизонтального бурения в Башкирии. Экспресс-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин: ВНИИОЭНГ. Вып. 10 — М., 1990.
41. Казак A.C. Горизонтальные скважины и гидравлический разрыв пласта. Нефтяное хозяйство, N 12, 1992.
42. Кандаурова Г.Ф., Фазлыев Р.Т. и др. Некоторые проблемы разработки сложнопостроениых залежей нефти горизонтальными скважинами. Нефтяное хозяйство, N 7, 2005.
43. Каригсон X., Битл Р. Мировой опыт успешного горизонтального бурения // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -N 3, 1989.
44. Лейбензон JI.C. Собрание трудов. Том 2. Подземная гидрогазодинамика. М.: Издательство Академии наук СССР.
45. Левченко И.Ю., Левченко B.C. Способ обработки результатов гидродинамических исследований газовых скважин на стационарных режимах. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004.
46. Лейбензон Л.С. Нефтегазопромысловая механика Часть 2, М. Госгеонефтеиздат 1934.
47. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальных скважин. Нефтепромысловое дело. N 6-7 1997.
48. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М. Наука 1980.
49. Меркулов В.П. О дебитах наклонных и горизонтальных скважин жур. Нефтяное Хозяйство №6 1958.
50. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями. Труды Куйбышевского НИИ нефтяной промышленности т.2 1960.
51. Меркулов В.П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. Изв. ВУЗов Нефть и Газ №1 1958.
52. Меркулов В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. Изв. ВУЗов Нефть и Газ №3 1958.
53. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К .С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. -М.: Недра, 2003.
54. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. —N 11, 1988.
55. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ "Газпром", 1997. 30 с.
56. Никитин Б.А., Басниев К. С., Гереш и др. Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. М.: ИРЦ ОАО "Газпром", 1999, 67 с.
57. Полубаринова-Кочина П.Я. Задача о системе горизонтальных скважин. АгсЫхушп тесЬашк боууапе. 7 1955.
58. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины. Жур. Прикладная математика и механика 20 VI 1956.
59. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующихгоризонтальный пласт. Труды ВНИИГаза выпуск 32. М. Гостоптехиздат 1961.
60. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку Азнефтеиздат 1956.
61. Руководство по исследованию скважин (авт. А.И. Гриценко, З.С. Алиев и др.). М. Наука, 1995.
62. Рябоконь С. А., Бородин A.M. и др. Бурение горизонтальных скважин с сохранением их продуктивности на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз". Нефтяное хозяйство, N 9, 2005.
63. Сперанский Б.В., Котлярова Е.М., Кузнецова М.А. Проблемы эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки залежи. Достижения, проблемы, перспективы. Оренбург: ИПК "Газпромпечать" ООО "Оренбурггазпромсервис", 2002.
64. Табаков В.П. О притоке нефти к многозабойным скважинам в плоском пласте НТС по добыче нефти №13, ВНИИ М. 1960.
65. Табаков В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте НТС по добыче нефти №10 ВНИИ М. 1960.
66. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.
67. Чарный И.А., Мухидинов Н.М. Изменение пластового давления приразработке газового месторождения в неограниченном водоносном пласте, НП №11, 1962.
68. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа г. Киев ГИТЛ УССР 1961.
69. Черных В.А. Газогидродинамика горизонтальных газовых скважин. Дис. на соиск. д-ра техн. наук. -М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999. 250 с.
70. Черных В.А., Славицкий B.C. Стационарные газогидродинамические исследования горизонтальных скважин. rnN 12, 1997.
71. Шагиев Р.Г. Состояние современных гидродинамических исследований скважин. Труды международного Форума исследователей скважин и II научно-практической конференции— М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004.
72. Юдин В.М., Вдовенко B.JI. Эффективность разработки НГКМ многозабойными скважинами. // Газовая промышленность, N 2, 2000.
73. Abdolnabi Hashemi, Imperial College Laurent M. Nicolas, Gaz de France Alain C. Gringarten, Imperial College "Well Test Analysis of Horizontal Wells in Gas-Condensate Reservoirs". SPE Elibrary 89905-MS 2004.
74. Akhimiona N., SPE, Chevron North America E&P Co., and M.L. Wiggins, SPE, U. of Oklahoma "An Inflow Performance Relationship for Horizontal Gas Wells". SPE Elibrary 97627-MS 2005.
75. Armessen P., Andre Jourdan P., Mariotti Ch. Horizontal drilling has negative and positive factors. Oil & Gas Journal, May 23, 1988.
76. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of horizontal well. SPE 18928. 1998
77. Bosio J., Reiss L. H. Site selection remains key to success in horizontalwell operations. Oil & Gas Journal, Feb. 29, 1988.
78. Burton R.C., Davis E.R., Hodge R.M., Gilbert Т., Stomp R., Abdelmalek N., Bailey M. , ConocoPhillips. "Subsea Development of Shallow, Low-Pressure Gas Reservoirs With High-Performance Well Designs". SPE Elibrary 88988-MS 2004.
79. Cho, Kellogg Brown & Root Inc. "Integrated Optimization on a Long Horizontal Well Length". SPE Elibrary 83669-PA 2003.
80. De Montigny O., Sorreaux P., Louis A., Lessi J. Horizontal WellDrilling Data Enchance Reservoir Appraisal. // Oil & Gas Journal, 1988, N37.
81. Don Pearce, Johnson M., Bo Godfrey. Horizontal well drilled into deep, not Austin chalk. Oil & Gas Journal, Apr. 3, 1995.
82. Dussert P., Santoro G., Soudet H. A decade of drilling developments pays off in offshore Italian oil field (Horizontal well operations 1). Oil & Gas Journal, Feb 29, 1988.
83. Giger F. Evaluation theorique de l'effect d'arete d'eau sur production par pints horizontaux. Revue de L'lnstitut Francais du Petrole v 38 №3 1983.
84. Giger F., Combe J., Reiss L.H. L'interet du forage horizontaux pour l'explotation de gisements d'hydrocarbures Revue de L'Institut Francais du Petrole v 38 №3 1983.
85. Gregory Deskins W., William J. McDonald, Thomas B. Reid. Survey shows successes, failures of horizontal wells. Oil & Gas Journal, June 19, 1995.
86. Ian Martin. Study evaluates horizontal well. Oil & Gas Journal, July 24, 1995.
87. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and Horizontal wells. J. Petroleum Technology v 40 № 06 1988.
88. Joshi S.D. Horizontal wells technology. Oklahoma 1991.
89. Kong X. Y., Xu X. Z„ Lu D. T. Pressure Transient Analysis for Horizontal Well and Multi-Branched Horizontal Wells. SPE 37069.
90. Mariotti C., Armessen P., Jourdan A.P. Horizontal Drilling has negative and positive factors. // Oil & Gas Journal, 1988, N 21.
91. Peaceman D.W. Discussion of productivity of horizontal well SPE Reservoir Engineering v5 №2 1990.
92. Peaceman D.W. Farter discussion of productivity of a horizontal well SPE Reservoir Engineering v5 №3 1990.
93. Poco drilling experemental horizontal wells at Watts field // Enhanced Recovery Week. 1989, 25/XII.
94. Renard G.I., Dupug J. M. Influence of Formation Damage on the Flow Efficiency of Horizontal Wells. Paper SPE 19414, Louisiana 1990.
95. Rieman B. Zur theorie der nobilischen farbenrings. Annalen der Physik und Chemie v 95 1855.
96. Reiss L.S. Production from horizontal wells after 5 years. J. Petroleum Technology v 39, №11 1987.
97. Ronaldo Vicente, Petrobras Cem Sarica, The University of Tulsa. "Horizontal Well Design Optimization: A Study of the Parameters Affectingthe Productivity and Flux Distribution of a Horizontal Well". SPE Elibrary 84194-MS 2003.
98. Sanz C.A., Nilson G.J., Acree J.F., M. del Pino, Devon Energy Corp. L. Anaya, B.J.Services "First Horizontal Well Opens New Gas Opportunities in the Sierra Chata Field, Neuqun Basin-Argentina". SPE Elibrary 78986-MS 2002.
99. Sherrard D.W. Prediction and evolution of horizontal well performance. SPE 255651, 1993.
100. Shroeder T., Dan Mathis, Ron Howard, Guy Williams, Jimmy Sun. Teamwork and geosteering pay off in horizontal project. Oil & Gas Journal, Feb. 27, 1995.
101. Smaller operators reap benefits from horizontal drilling // Enhanced Recovery Week. 1989, 27/XI.
102. Study compares sweep efficiency of horizontals, verticals // Enhanced Recovery Week. 1989, 10/VII.
103. Suzuki K., Nanba T. Horizontal well test analysis system. SPE 20613, 1990.
104. Tian, Gang Zhao, University of Regina Qi Zhang, University of Petroleum, China "Integrated Optimization of Horizontal Well Performance". SPE Elibrary 79026-MS 2002.
105. Yoshioka K., Zhu D., and Hill A.D., Texas A&M U., and P. Dawkrajai and L.W. Lake, The University of Texas at Austin. "A Comprehensive Model of Temperature Behavior in a Horizontal Well". SPE Elibrary 95656-MS 2005.
106. Zakirov S. Coning effects examined for oil-rim horizontal wells. Oil & Gas Journal, June 26, 1995.
107. Zaleski Jr. T.E., Spatz E. Horizontal completions challenge for industry. Oil & Gas Journal, May 2, 1988.
-
Ребриков, Андрей Александрович
-
кандидата технических наук
-
Москва, 2008
-
ВАК 25.00.17
- Методы проектирования строительства наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали
- Разработка методов обоснования производительности горизонтальных нефтяных скважин при различных формах зоны дренирования
- Экспериментальное исследование многофазных потоков на модели горизонтальной скважины
- Геофизическое обеспечение поздних стадий разработки нефтяных месторождений на примере Волго-Камского региона
- Исследование и разработка технологии выработки запасов нефти сложнопостроенных залежей горизонтальными скважинами
