Разработка методов и технологий выбора горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений и создания подземных хранилищ газа

Максимова, Мария Андреевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов и технологий выбора горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений и создания подземных хранилищ газа
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов и технологий выбора горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений и создания подземных хранилищ газа"

На правах рукописи V'- ' ' УДК 622.279.34+622.691.24

Максимова Мария Андреевна

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ВЫБОРА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И СОЗДАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ

ХРАНИЛИЩ ГАЗА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 0 Я КЗ 2011

Москва - 2010

004619255

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина и ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Научный руководитель: - д.т.н., проф. Алиев Загид Самедович

Официальные оппоненты:

- д.т.н., проф. Золотухин Анатолий Борисович (РГУНГ)

- к.т.н., Ермолаев Сергей Александрович (ЗАО «ИНКОНКО»)

Ведущая организация Институт проблем нефти и газа РАН

Защита состоится « (7 » 2011 г. в /Г часов в ауд.731 на засе-

дании диссертациоиного 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, адрес сайта http://www.gubkin.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан » 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета д.т.н., проф.

Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы

Важнейшей задачей современной пауки в области разработки месторождений природных газов является необходимость создания методов и технологий выбора горизонтальных скважин для повышения рентабельности освоения газовых и газо-конденсатных месторождений.

Одним из способов достижения этой цели является применение горизонтальных скважин для разработки газовых и газоконденеатных месторождений и создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

Для качественного обоснования и выбора конструкции горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденеатных месторождений и создания 11ХГ необходимо изучать влияния на их конструкцию следующих факторов:

■ обоснования длины горизонтального ствола с учетом фильтрационных и емкостных свойств пласта;

■ выбора размера и форм зоны дренирования и вскрытия её горизонтальным стволом;

■ расстояния входа в фрагмент пласта секторной формы горизонтального ствола при его вскрытии;

■ расстояния между горизонтальными скважинами при кустовом равномерно веерном размещении.

Выбор конструкции горизонтальных скважин зависит от значительного числа факторов, которые можно отнести к геологическим, технологическим и техническим. При выборе конструкции горизонтальных скважин необходимо учесть одновременное влияние всех факторов на их производительность и на устойчивую без осложнений эксплуатацию.

Вопрос размещения вертикальных скважин в пласте в форме сектора рассматривался и ранее в работах И.А. Чарного, Ю.П. Борисова и др. Однако, вывести простую аналитическую формулу с приемлемой точностью для такого размещения оказалось невозможным. Для горизонтальных скважин задача определения их производительности при частичном вскрытии сектора оказалась более сложной по сравнению с вертикальными скважинами из-за влияния множества факторов: переменного

забойного давления, переменной величины расстояния до границы зоны дренирования и др.

Рассмотренные в диссертации методы решения задач позволили установить одновременный учет влияния многочисленных факторов на продуктивную характеристику горизонтальных скважин при: практическом отсутствии взаимодействия горизонтальных скважин при вскрытии полосообразной залежи; их взаимодействии при вскрытии такими скважинами фрагмента залежи в форме сектора; использовании горизонтальных скважин при проектировании создания и циклической эксплуатации ПХГ; регулировании выхода конденсата из газоконденсатных месторождений путем использования горизонтальных скважин.

Таким образом, с учётом существующих современных методов проектирования месторождений нефти и газа и подземных хранилищ газа с применением горизонтальных скважин вопросы, рассмотренные в диссертационной работе, являются актуальными для повышения рентабельности освоения ресурсов газа и конденсата, и использования ПХГ.

Цель работы

Целью диссертационной работы является разработка методов и технологий выбора горизонтальных скважин с учётом одновременного влияния на их производительность геологических, технических и технологических факторов; обеспечения их устойчивой работы в процессе разработки; регулирование выхода конденсата из залежи и ускорение создания и увеличение продолжительности пиковых нагрузок ПХГ.

Задачи исследований

1. Обоснование конструкции горизонтальных скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы, для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений с учётом влияния многочисленных факторов.

2. Изучение возможности учета особенности конструкции горизонтальных скважин газоконденсатных месторождений в процессе разработки с целью регулирования выхода конденсата.

3. Определение производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи в виде сектора.

4. Изучение влияния расстояния входа в пласт круговой формы горизонтальных стволов от его центра на производительность скважин при их равномерно веерном размещении.

5. Исследование изменения в процессе разработки относительных дсбитов горизонтальных скважин с равномерным веерным размещением, неполностью вскрывших фрагмент залежи в виде сектора.

6. Обоснование конструкции и размещения горизонтальных скважин при проектировании создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных неоднородных газовых месторождениях.

Научная новизна Научная новизна заключается в:

■ обосновании длины и диаметра горизонтального участка ствола в условиях отсутствия взаимодействия скважин, вскрывших полосообразный фрагмент залежи, с учётом одновременного влияния геологических, технических и технологических факторов;

■ регулировании выхода конденсата при разработке газоконденсатных месторождений с использованием конструктивных особенностей горизонтальных скважин, обеспечивающих высокую производительность при вскрытии однородных и неоднородных пластов со сравнительно меньшей толщиной и с затрудненными взаимодействиями между проиластками;

■ разработке метода определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших фрагмент залежи в форме сектора;

■ разработке технологий создания и эксплуатации ПХГ в истощенных неоднородных газовых месторождениях с использованием горизонтальных скважин путем обоснования их размещения по толщине и по площади.

Методы решения поставленных задач В предлагаемой диссертационной работе при решении поставленных задач использовались классические уравнения подземной газогидродинамики, методы численного решения уравнений многомерной, многофазной, многокомпонентной нестационарной фильтрации путем геолого-математического моделирования фрагментов газовых месторождений и подземных хранилищ газа.

Практическая значимость

Разработанные методы и технологии обоснования конструкции горизонтального участка ствола при различных емкостных и фильтрационных свойствах залежи и депрессиях на пласт, и профилях вскрытия однородных и неоднородных пластов позволяют повысить: устойчивость режима эксплуатации горизонтальных скважин; рентабельность освоения газовых и газоконденсатных месторождений; а также регулировать выход конденсата из месторождения и ускорить создание подземных хранилищ газа. Предложенные методы и технологии использованы при выполнении работ по договору №555-07-2 от 04.02.2008 г. на тему «Моделирование, оптимизация и управление технологическими режимами работы ПХГ», заключенной между Российским Государственным Университетом нефти и газа им. И.М. Губкина и ОАО «Газпром»

Защищаемые положения

1. Обоснование длины и диаметра горизонтального участка ствола в условиях отсутствия взаимодействия скважин, вскрывших полосообразный фрагмент залежи, с учётом одновременного влияния геологических, технических и технологических факторов.

2. Регулирование выхода конденсата при разработке газоконденсатных месторождений с использованием конструктивных особенностей горизонтальных скважин путём выбора параметров их горизонтального участка при вскрытии однородных и неоднородных пластов с затрудненными взаимодействиями между пропласт-ками. Задача регулирования добычи конденсата достигается путем обоснованного вскрытия пропластков и периферийных зон горизонтальными скважинами пропорционально запасам газоконденсатной смеси в пропластках и обратно пропорционально их проницаемостям.

3. Разработка метода определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших фрагмент залежи в форме сектора.

4. Влияние расстояния входа в пласт круговой формы горизонтальных стволов от его центра на производительность скважин при их равномерно веерном размещении.

5. Изменение в процессе разработки относительных дсбитов горизонтальных скважин с равномерным веерным размещением, неполностью вскрывших фрагмент залежи в виде сектора.

6. Разработка технологий создания и эксплуатации ПХГ в истощенных неоднородных газовых месторождениях с использованием горизонтальных скважин путем обоснования их размещения по толщине и по площади.

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих

конференциях и семинарах:

1. На VII Всероссийской конференции молодых учёных, 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.

2. На VII Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение газоотдачи», г. Москва,

2008 г.

3. На V Международном семинаре «Горизонтальные скважины», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2008 г.

4. На XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», г. Тюмень, 2008 г.

5. На VI научно-практической конференции молодых специалистов и учёных филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Северпинигаз» «Инновации в нефтегазовой отрасли - 2009», филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», г. Ухта,

2009 г.

6. На VIII 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, 2009 г.

7. На научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации газовых и газокон-дснсатных месторождений, г. Москва, 2009 г.

8. На научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации газовых и газокон-денсатных месторождений, г. Москва, 2009 г.

9. На II Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (\УСЯ11-2010), г. Москва, 2010 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе три работы в научно-технических журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Благодарности

Автор диссертации выражает искреннюю и глубокую благодарность своему научному руководителю профессору Алиеву З.С. за ценные советы и консультации, постоянную помощь и внимание в процессе выполнения работы.

Автор благодарен профессору Сомову Б.Е. за возможность использования авторского пакета программ для моделирования, за советы по его использования, а также за 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 страниц, в том числе машинописного текста, / рисунка, /¿' таблиц и списка литературы из ^/^-наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика диссертационной работы, обосновывается актуальность темы, представлена цель и задачи исследований, научная новизна, основные защищаемые положения и практическая значимость работы.

В первой главе проведен анализ ранее опубликованных работ в области изучения влияния геологических, технических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин.

К настоящему времени имеется ограниченное число публикаций по определению производительности горизонтальных скважин с учётом влияния на неё не отдельных факторов, а их совокупности.

Основная часть как зарубежных, так и отечественных публикаций посвящена вопросам эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин. В то время как работы, посвященные горизонтальным газовым скважинам, малочисленны, и практически

все выполнены при условии соблюдения закона Дарси. Таким образом, исследования по определению производительности горизонтальной газовой скважины оказались малоизученными.

Изучение процессов фильтрации к горизонтальному стволу является одним из актуальных вопросов теории разработки нефтяных и газовых месторождений. Цель этих исследований, в основном, можно свести к определению основных параметров работы горизонтальных скважин, увеличению коэффициентов нефти и газоотдачи, снижению затрат на бурение таких скважин и переводу ранее неэффективных для разработки месторождений в категорию рентабельных.

В работах З.С. Алиева и др. в приближенной постановке было рассмотрено влияние длины и диаметра обсадных колонн и фонтанных труб; параметра анизотропии; устьевого давления; потерь давления по длине горизонтального участка ствола; полноты вскрытия пласта и его расположения по толщине и относительно границ зоны дренирования на производительность горизонтальных скважин. В работе З.С. Алиева и Е.М. Котляровой рассмотрен вопрос по определению производительности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с переменной толщиной.

З.С. Алиевым и В.В. Шереметом впервые была получена формула притока газа к горизонтальной скважине при нелинейном законе фильтрации. В частности: для полосообразного фрагмента пласта, полностью вскрытого горизонтальной скважиной, в условиях нелинейного закона фильтрации и симметричного расположения ствола по толщине пласта (см. рисунок 1), предложена формула, используя которую можно определить дебит горизонтальной газовой скважины на стационарном режиме фильтрации.

Рисунок 1 - Схема вскрытия полосообразного пласта горизонтальной скважиной.

Согласно этой работе уравнение, описывающее нелинейную фильтрацию газа к горизонтальной скважине при принятом в призабойной зоне параболическом харак-

тере измеиения толщины и постоянном по длине ствола забойном давлении, имеет вид:

' ' 21

А, 1 Д.+А,

Л.-А,

е+

Цх п^А А, Я,

А,

цТ,

И.-1

кТг

¿* =-

/Г,

(2)

где:

Ь - толщина пласта; Ь - длина горизонтального ствола полностью вскрывшего по длине фрагмент залежи полосообразной формы; Кс - радиус скважины; И), - расстояние до границы зоны дренирования.

Названными выше авторами был использован метод определения дебита горизонтальной скважины путем решения уравнения трехмерной нестационарной фильтрации газа при нелинейном законе сопротивления для оценки приемлемости вышеописанной схематизации задачи о притоке газа к горизонтальному стволу и точности приближенного метода определения производительности таких скважин.

С учетом сил гравитации, уравнение трехмерной нестационарной однофазной фильтрации газа при нелинейном законе сопротивления может быть представлено:

(дР_ & р Л сЬс

ду

л,

дР

дг

(3)

Уравнение (3) в силу своей сложности не имеет простого аналитического решения и, поэтому, для его решения был использован численный метод.

Диалогичная задача по определению производительности горизонтальной газовой скважины была рассмотрена этими же авторами и при гиперболическом характере изменения толщины пласта в зоне от Исдо

Основными факторами, влияющими на производительность горизонтальных газовых скважин, являются: симметричное и асимметричное расположение горизонтальной скважины по толщине пласта и относительно границ зоны дренирования; полнота и характер вскрытия пласта; конструкция горизонтального участка скважи-

ны; влияние потерь давления в этом участке ствола, профиль вскрытия, параметр анизотропии, кольматация иризабойной зоны пласта буровым раствором и т.д.

Более полное исследование по перечисленным выше факторам проведено в работах Алиева З.С., Шеремета. В.В., Басниева К.С., Критской С.Л. и др. с учетом влияния потерь давления в горизонтальном участке ствола газовой скважины. Влияния полноты вскрытия полосообразного пласта на производительность горизонтальных газовых скважин изучено в работе З.С. Алиева, Б.Е. Сомова, Ж.Г. Карагаева. Позже, как указывалось выше, эти факторы и их влияние па производительность горизонтальных газовых скважин и параметры пласта были изучены в работах Алиева З.С., Басниева К.С., Бондаренко В.В., Бузинова С.II., 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. и др.

С учетом нестационарности процесса фильтрации, взаимодействия скважин, неполноты вскрытия сектора горизонтальным стволом и неидентичности создаваемых в отдельных скважинах депрессий па пласт к настоящему времени не разработаны какие-либо приближенные методы определения производительности скважин с приемлемой точностью при их веерном размещении на фрагменте залежи круглой формы. Такая работа выполнена в представленной диссертации.

Во второй главе исследована задача определения производительности горизонтальной газовой скважины численным методом путем моделирования полосообразного фрагмента залежи с учетом одновременного влияния геологических, технических и технологических факторов при освоении газовых месторождений с применением горизонтальных скважин.

Только путем геолого-математического моделирования фрагмента залежи можно достоверно определить производительность горизонтальной газовой скважины с одновременным учетом влияния перечисленных выше групп факторов. В представленной работе совместно соавторами в широком диапазоне изменений исходных данных пласта и скважины были проведены математические эксперименты и выданы рекомендации, которые должны быть использованы при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений системами горизонтальных скважин.

Теоретической основой геолого-математического моделирования является многофазная, многокомпонентная нестационарная фильтрация в неоднородной пористой среде с учетом изменения емкостных и фильтрационных свойств от давления, взаимодействия фаз, фазовых переходов и их влияния на фазовые проницаемости, давления по длине горизонтального ствола, а также капиллярных и гравитационных сил, которая описывается следующей системой уравнений и замыкающих соотношений:

Шу

■ 8 |

Ра

IX =1; Р.-^РЖ)

(4)

(5)

В целом при поиске конструкции горизонтального участка ствола скважины путем построения геолого-математических моделей фрагментов месторождений рассматривалось множество различных вариантов, устанавливающих зависимость между конструкцией скважины и отдельно взятым фактором при прочих равных условиях.

Таким образом, качественное установление влияния различных факторов на конструкцию горизонтальной скважины осуществляется на геолого-математических моделях фрагментов месторождений с различными фильтрационными и емкостными свойствами при следующих исходных данных: толщина пласта И принимается 10; 50; 100 м.; проницаемость пласта к - 10; 100; 500 мД; коэффициент анизотропии ас — 1; 0,3162; скин-эффект Бк - 1; 5; 10; диаметр эксплуатационной колонны (1ШС -0,2; 0,152 м. Длину горизонтального ствола принимали 250; 500; 1000 м.

Поиски оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин ведутся через зависимости производительности таких скважин от длины горизонтального участка ствола Ь при различных параметрах вскрываемых пластов и скважин. Проведенные эксперименты сгруппированы в зависимости от влияния на характер изменения дебита скважины от длины ствола при различных толщинах пласта, прони-цаемостях пропластков, параметрах анизотропии, скин-эффектах, величинах депрессии на пласт. Результаты экспериментов представлены на рисунках 2-5.

3500

2500

1500

а.

тыс.м3/сут

.....5Я=1

-БК=5

200

400

600

800

1000

Рисунок 2 - Зависимость дебита газа от величины скип-эффекта при К1=10 мД, 112=50 м, а;2=0,3162, 8к,=1)5к2=5. 4000 т....................................

а,

тыс.м3/сут

200

400

600

800

1000

1400 1200 1000 800 600

а,

тыс.м3/сут

—33=0,3162 .....эе=1

1000

Рисунок 3 - Зависимость дебита газа от величины параметра анизотропии при К|=10 мД, 112=10 м, 5к2=5, а;г 1 и Х2=0,3162. 5000 -

4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

а,

тыс.м3/сут

—к=100 мД ••—к=500 мД

1000

Рисунок 4 - Зависимость дебита горизонталь- Рисунок 5 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от величины толщины пласта при ной скважины от величины проницаемости пла-К1=10мД,5К2=5,Ж1=1,111=100иЬ2=50м. ста при Ь,=100 м, Я„2--5, ж2=0,3162, к2=100 и

к3=500 мД.

Анализ результатов проведенных математических экспериментов позволил выявить ряд факторов, которые оказывают существенное влияние на производительность горизонтальной скважины, и установить для принятых при моделировании исходных данных оптимальные сочетания длин стволов, обеспечивающие максимальную добычу газа из фрагментов в условиях длительной эксплуатации сква-

жин.

Известно, что в настоящее время многопластовые неоднородные газоконден-сатные залежи с сравнительно хорошей гидродинамической связью, вскрываемые системой вертикальных скважин, истощаются неравномерно, что приводит к неравномерному выпадению конденсата в пропластках с различными емкостными и фильтрационными свойствами.

Бурение необоснованно большого числа вертикальных скважин, особенно в приконтурной зоне залежи, является нерентабельным. В этом случае целесообразнее применять горизонтальные скважины, которые в силу своих конструкционных особенностей позволяют вскрывать маломощные неоднородные пласты таким образом, чтобы снижение пластового давления и, следовательно, выпадение конденсата в пропластках с различными запасами газа и проницаемостями происходило равномерно, без перетока газоконденсатной смеси из пропластка с высоким пластовым давлением к пропластку с низким пластовым давлением, где происходит выпадение конденсата и, в результате этого, происходит снижение текущей добычи конденсата.

На рисунке 6 показаны зависимости выхода конденсата и добычи газа ((),) во времени в период постоянного годового отбора при равномерном истощении неоднородных пропластков (линия 1) и неравномерном истощении и наличии перетоков между пропластками.

Рисунок 6 - Изменение добычи газа и Рисунок 7 - Схема размещения вертикальных и конденсата во времени горизонтальных скважин

Например (см. рисунки 6 и 7), по сравнению с вертикальными скважинами

толщина продуктивного пласта оказывает менее существенное влияние на производительность горизонтальных скважин, что и позволяет разрабатывать маломощные пласты и размещать их на приконтурных участках, где толщина пласта сравнительно небольшая.

Регулирование выхода конденсата в процессе разработки газоконденсатного месторождения очень важно для ритмичной работы перерабатывающего завода.

Для количественной оценки регулирования выхода конденсата путем использования горизонтальных скважин были проведены математические эксперименты на

фрагменте газоконденеатного месторождения с целью выбора конструкции горизонтальной скважины, обеспечивающей возможность регулирования выхода конденсата из пласта.

При этом было установлено, что регулирование выхода конденсата может быть осуществлено путем вскрытия неоднородных пластов пропорционально запасам и обратно пропорционально их проницаемостям.

Результаты проведенных математических экспериментов показаны на рисунках 8-10.

1200 т

60 -

20 -

V00, (_=900 м У01,1_=900 м У02,1_=900 м

годы

1000

800

600

400

200

о™-. 106 м3

-У00. L=900 м --•N/01^=900 м /

.....У02,1=900 г/

/ / / / /

/ / / ' 4 / ! / 1 ' 1, годы

0 10 20 30 40

Рисунок 8 - Количество извлеченного конденсата в процессе разработки по вариантам У00 (Ь=16 м, к=100 мД), VI) 1 (Ь=16 м, к-100, 10 и 1 мД) и У2 (Ь=16 м, к=10,100 и 1 мД).

Рисунок 9 - Зависимость количества перетекшего газа в высокопроницаемый пласт в процессе разработки из пизкопропицаемых по вариантам У00 (Ь-16 м, к=100 мД), У01 (Ь-16 м, к=100, 10 и 1 мД) и У2 (Ь=16 м, к=10, 100 и 1 мД).

Рисунок 10 - Зависимость количества потерянного конденсата в пласте в процессе разработки по вариантам У00 (Ъ=16 м, к-100 мД), VI) 1 (Н=16 м, к=100, 10 и 1 мД) и У2 (Ь=16 м, к=10, 100 и 1 мД).

С целью регулирования выхода конденсата были проведены математические эксперименты, которые отличаются исходными данными. В частности вариант V00 означает, что пласт однородный; пропластки с толщинами hj=16 м вскрыты одинаково, имеют одинаковую проницаемость k¡=100 мД, а длина горизонтального ствола равна L,.=900 м; V01 - неоднородный пласт, одинаковое вскрытие всех пропластков с толщинами h¡ =16 м, но проницаемости равны к=100, 10 и 1 мД, а длина горизонтального ствола Lr=900 м; V02 - неоднородный пласт, вскрытие пропластков с толщинами h¡ =16 м обратно пропорционально их проницаемостям, равным к=10, 100 и 1 мД и длиной горизонтального ствола Lr=900 м.

Количество извлеченного конденсата к 40-му году разработки фрагмента (см. рисунок 8) по рассматриваемым вариантам составило: V00 - 473,29 тыс.т; V01 -413,78 тыс.т; V02 - 593,80 тыс.т.

В процессе разработки газоконденсатной залежи с неоднородными пропласт-ками снижение давления в каждом пропластке происходит неравномерно, что приводит к перетокам газа между проплаетками.

Количество перетекшего газа на 40-ой год разработки (см. рисунок 9) составляет: вариант V00 -1 млрд.м3; вариант V01 - 456 млн.м3; вариант V02 - 206 млн.м3.

Из результатов математических экспериментов следует, что потери конденсата в пласте зависят от темпа падения давления и количества перетекшего газа. Количество потерянного конденсата в пласте (см. рисунок 10) на 40-ой год разработки составляет: вариант V00 - 65,4 см3/м3; вариант V01 - 65,5 см3/м3; вариант V02 - 65,9 см3/м3. Следует отметить, что конечное количество извлекаемого конденсата не зависит от межпластовых перетоков газа. Однако, регулировать количество добываемого конденсата путем использования горизонтальных скважин становится возможным. При использовании системы горизонтальных скважин с вскрытием неоднородных пластов пропорционально запасам пропластков и обратно пропорционально их проницаемостям количество перетекшего газа из высокопроницаемого в низкопроницаемый пропласток уменьшается. Пропластки вырабатываются равномерно, динамика падения пластового давления становится практически одинаковая во всех пропластках, а, следовательно, выход конденсата по причине нерационального вскрытия пласта оказывается минимальным.

В третьей главе диссертационной работы приведены основные результаты расчетов по определению производительности горизонтальных скважин, не полностью вскрывших фрагмент залежи в форме сектора.

Эта задача была решена численно с использованием геолого-математических моделей фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Расчеты базировались на решении системы уравнений многофазной, многомерной, многокомпонентной нестационарной фильтрации газа в анизотропной пористой среде с учетом изменения фазового состояния в процессе эксплуатации скважин, свойств газа, воды, конденсата от давления, размеров сектора, капиллярных и гравитационных сил и многих других факторов.

К настоящему времени не разработаны аналитические методы определения дебита горизонтальной газовой скважины, не полностью вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора с приемлемой точностью. Для получения закономерности между производительностью горизонтальных скважин и относительным вскрытием сектора изучено влияние следующих параметров: длины горизонтального ствола; величины радиуса контура сектора; числа горизонтальных скважин; проницаемости пластов; параметров их анизотропии и величины скин-эффекта.

Поэтому, в широком диапазоне изменения перечисленных выше факторов были проведены математические эксперименты, по результатам которых получены графические зависимости относительного дебита 0 = б,™»/&,« от относительной полноты вскрытия сектора Ь=Ьтт1Ьпш для величин радиуса сектора равных 1*11=3000 м и 1^=6000 м, и зависимость относительного дебита от значений радиуса контура (см. рисунок 11-13).

Зависимости относительных дебитов горизонтальных скважин от относительной полноты вскрытия сектора существенно отличаются от аналогичных зависимостей, полученных ранее при неполном вскрытии горизонтальным стволом полосо-образного 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 залежи в форме сектора.

0,4

к,=50 мД

к,- Ш «а 0,-22,5* к,-25(1 «Д

0,2

0,6

0,8

1,11 1

1,(1 А

Рисунок 11 - Зависимость относительного де- Рисунок 12 - Зависимость относительного дебита от полноты вскрытия сектора горизон- бита от полноты вскрытия сектора горизонталь-тапыгай скважиной при радиусе зоны дрениро- ной скважиной при радиусе зоны дренирования вання Кк^ЗООО м и числе скважин п=8 и 16 еди- 1^=6000 м и числе скважин п=8 и 16 единиц, ниц.

10(Ц)

1.-11,7.11 к"^,.

1.*0.4Г,7 V.«Л, - 7(1

3000

6000

Рисунок 13 - Изменение относительных дсбитов горизонтальной скважины, вскрывшей секторы при 8ш=15, к3=250 мД, к2=50 мД (кривые 1-3) и 1(1=10 мД (кривые 4-6).

Дополнительно были проведены математические эксперименты об изучении влияния расстояния входа в пласт горизонтального ствола скважины на её производительность, вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора. Установлено, что с увеличением расстояния входа в 4 раза с 25 до 100 м, относительный дебит скважины увеличивается на 12%. Влияние расстояния входа горизонтального ствола при его величине более 250 м практически отсутствует.

В ходе проведения математических экспериментов было установлено, что взаимодействие горизонтальных стволов происходит с различной интенсивностью. Этот фактор стал основанием для изучения задачи о влиянии изменения взаимодействия в процессе разработки горизонтальных газовых и газоконденсатпых скважин на их относительные дебиты при различных длинах горизонтальных стволов и одинаковых депрессиях на пласт.

Закономерности, установленные по результатам проведенных математических экспериментов на моделях фрагментов залежей, типов и конструкции скважин характерны только для принятых исходных данных, и могут быть использованы для оценки производительности горизонтальных скважин при близких и аналогичных параметрах вскрываемых пластов.

В четвертой главе проведены научно-прикладные исследования по моделированию оптимизации и управлению технологическими процессами но созданию и эксплуатации ПХГ с применением горизонтальных скважин, учитывающие влияние геологических, технических и технологических факторов на конструкцию и размещение горизонтальных скважин по толщине и по площади. По полученным результатам выбирался рентабельный вариант применения горизонтальных скважин с целью повышения эффективности создания и эксплуатации ПХГ в неоднородных водоносных структурах и истощенных газовых месторождениях.

Эти исследования и обобщение полученных результатов с учетом особенностей горизонтальных скважин позволяют обосновать и выбрать их конструкции, расположения и технологии эксплуатации для создания и циклической эксплуатации ПХГ.

В диссертации изучена возможность обводнения ПХГ в целом и отдельных скважин. Исходя из геометрической формы выбранного объекта и его симметричности, рассмотрена четверть объекта, в котором расположены 3 проектные горизонтальные скважины. Две из этих трех скважин расположены на границах четверти фрагмента и действуют для изучаемого фрагмента только наполовину. Это означает, что в каждом фрагменте расположены 2 скважины, а в целом в объекте ПХГ число скважин равно я=8 единиц.

Действующие в настоящее время ПХГ, созданные на истощенных газовых месторождениях, спроектированы как ПХГ в однородных истощенных газовых месторождениях с использованием уравнения материального баланса, «средней» скважины и известных коэффициентах фильтрационного сопротивления. Такая технология создания и эксплуатации ПХГ исключает возможность с приемлемой точностью оп-

ределить объемы, заполненные газом по каждому пропластку, размеры переходных зон, пластовые давления, если пропластки изолированы непроницаемыми или сла-бопропицаемыми перемычками, отборы газа из каждого пропластка и интенсивность вторжения воды к ним и т.д.

Исходные данные, использованные при моделировании следующие: начальные насыщенности газом и остаточной водой в газовой зоне были приняты 8Г=0,8 и 8ОВ=0,2, а в водоносной зоне 8Г=0 и 8В=1Д Газоносный пласт представлял 8 пропластков со следующими проницаемостями: к]=к2=0,5 мД; к3=к6=к1/104; кг=к5=0,1 мД; к7=к8Ю,02 мД, а к9=0,5 мД . Два низкопроницаемых пропластка имели толщину Ьз=Ь6=1,5 м, в вариантах VI, VI*, \7, V8, V8* и V8** использованы, как непроницаемые и это означало, что пропластки к^, к^ и к7)8 являются самостоятельными объектами. Порог подвижности воды был принят при насыщенности пор Бв~0,25. Запасы газа в рассматриваемой четверти залежи оказались СЬ=3,2*109 м3. Параметры анизотропии всех пропластков были приняты идентичными и равными аз=0,1- По окончании разработки газового месторождения фрагмент использовался для закачки газа тремя горизонтальными скважинами.

Выполненные математические эксперименты по отдельным вариантам представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Исходные данные принятые при моделировании и проведении математических экспериментов.

№

варианта

Исходнывданные Объект изучения

; Ь1=И2-Ь4=Ь5=Ь7=Ьв=7м, Ьэ«Ьв»1,5 м, Ь0=98 м, к1-в=500 иЮОмДдля Базовые варианты, Проницаемостьвсех (

I варианта У4с и У5с соответственно. пропластков по каждому из вариантов

у. У5 одинакова. Служат для сравнения >

результатов лодругим изучаемым I

вариантам, где пропластки имеют ]

различную проницаемость

I Вариант VI. к,=кг=500 мД. к?=кв=20 мД. к3=кв-к,/104 мД, ка=500 мД, Наличие (отсутствие) низкопроницаемых ... .... ... I 1-=1010м. перемычек

VI.VI ; вариантУ1*-кз=к0=к,/105 мД.

: ВариантУ2:к3=500 мД, к6=Ю0 мД. \/3 Аналог варианта N/2, но и=Б10 м. Влияниедлины горизонтальногоствопа

: Аналог варианта УЗ. но репрессия на пласт принятаЛР=0,51; 0,48 и Установление связи между длиной

УУ 0,43 МПа, по сравнению с репрессией по варианту УЗ: ЛР=0,83; 0,65 и горизонтального ствола и дебитами скважин

! 0,62 МПа, при уменьшении значения репрессии на

! Отсутствуют низкопроницаемые перемычки: к1 г=кз=20 мД, к^ 5=кд=100 Последовательность залегания высоко и

У4 : мД, к78=500 Мд, 1=1010 м, скважины расположены в верхнем пласте низкопроницаемых пропластков (слои 1 и 2).

Аналог варианта У4, но скважины расположены в нижнем пласте (спои Влияние расположения горизонтальных

У5 7и8). стволов независимо от последовательности

залегания пропластков

Аналог варианта У5, но кз=к6=к7у104 мД, скважины расположены в Влияние наличия низкопроницаемых

Ч/б нижнем пласте. перемычек при вскрытии

нижележащего вы со ко проницаем ого пласта

: ВариантУ7: аналог варианта Уб, но скважины расположены в среднем Влияние наличия низколроницаемых

; пласте, к<8=100 мД. леремычеклри различной

: Вариантов: аналог варианта У7. скважины вскрывают средний и последовательности залегания

У7.У8, У8*, . нижний пласт, к4 5=100 мД и к?в=500 мД. проплэстхов, при вскрытии средних и

У6** :: Вариант УЗ*: аналог варианта УВ, но ав=0,3162, вскрытие пластов нижних высокопроницаемых пропалстков осуществлено обратно пропорционально проницаемостям. : ВариантУб": аналог варианта У8*, но последовательность залегания проппастхов имеет вид 500,100 и 20 мД

Преимущество искомого варианта создания ПХГ определяется объемом закачиваемого газа в ПХГ при минимальных затратах средств и практически эффективной технологии. В таблице 2 представлены результаты математических экспериментов.

Таблица 2 - Результаты математических экспериментов.

Объект изучения Результатизучения

варианта

Базовые варианты. Проницаемость всех пропластков по каждому из вариантов одинакова. Служат для сравнении результатов гю другим изучаемым вариантам, где пролластки имеют различную проницаемость

V1.V1-.V2 ! Наличие(отсутствие) низкопроницаемых перемычек По вариантам V1 и V1* различия незначительные, по варианту V2 процесс создания ПХГ рентабельнее, чем е предыдущих. Значение репрессии на 180,540 и 900 сутки меньше в 3,4, 1,9 и 1,3 раза. Объем закачиваемого газа за 1080 дней оказался на 100 млн.м3 больше

V3 Влияние длины горизонтального ствола Уменьшение длины приводит к росту репрессии в 2 раза при идентичных объемах закачки газа

V3* Установление связи между длиной ; горизонтального ствола и дебатами скважин Суточные пусковые дебиты скважин снизились в среднем в 2 раза. Объемы закаченного газа уменьшились на 180, 540 и 900 сутки в среднем в 2.2 раза

V4 Последовательность залегания высоко и низкопроницаемых пропластков Репрессии на пласт увеличились, объемы закачиваемого газа снизились

V5 . Влияние расположения горизонтальных стволов независимо от последовательности залегания пропластков Снижение объемов закачиваемого газа на 5,27 и 58% на 18Q, 540 и 900 сутки. Это связано с расположением горизонтального ствола в нижнем высокопроницаемом пролластхе

V6 : Влияниеналичиянизкопроницаемых перемычек Ухудшение показателей создания ПХГ: снижение суточного пускового дебита в 2,4 раза

V7.V8, V8*. va~ Влияние наличия низкопроницаемых перемычек По варианту V7 наблюдается увеличениедебитов скважин и обьемов закачи ваемого газа. По вариантам V8, V8* и V8"* наблюдается ухудшение показателей создания ПХГ: суточного пускового дебита, объема закаченного газа, велиичныотстаточных запасов

Следует отметить, что в процессе циклической эксплуатации ПХГ созданного в неоднородных пластах с подошвенной водой объемы закачиваемого газа и отборы из ПХГ при соответствующих емкостных и фильтрационных свойствах объекта создания ПХГ будут неидентичными. Такие процессы в настоящее время происходят в Щелковском и Калужском ПХГ. Для объективной оценки процессов закачки и отборов газа в этих ПХГ необходимо создать их геолого-математические модели и восстановить историю их создания и эксплуатации.

Отметим, что по созданию и эксплуатации ПХГ в неоднородных пластах в принципе охвачен широкий спектр, но это не исключают проведение дополнительных математических экспериментов с другими фильтрационно-емкостными свойствами, числом и конструкциями горизонтальных скважин.

Основные выводы Основные результаты, полученные автором в диссертации следующие: 1. Установлено влияние величины депрессии, создаваемой на пласт, проницаемости, толщины пласта и скин-эффекта, параметра анизотропии на производитель-

пость горизонтальных скважин, вскрывших полосообразный пласт, при практическом отсутсвии взаимодействия между ними.

2. По результатам математических экспериментов установлено, что для регулирования выхода конденсата из неоднородных газокондснсатных залежей необходимо обеспечить равномерное снижение пластового давления во всех пропласт-ках. Такой результат возможен путем вскрытия таких пропластков горизонтальными участками ствола пропорционально запасам газа в них и обратно пропорционально их проницаемостям.

3. Разработан метод определения производительности горизонтальных скважин, частично вскрывших фрагмент в форме сектора путем его моделирования с учетом влияния на их производительность геологических и технологических факторов. По результатам проведенных математических экспериментов установлена зависимость относительного дебита от относительного вскрытия сектора при различных емкостных и фильтрационных свойствах залежи, значениях угла и радиуса сектора. На основе полученных данных выданы рекомендации по определению производительности горизонтальных скважин с веерным размещением с учетом их взаимодействия.

4. Дана оценка возможности использования результатов математических экспериментов для различных радиусов сектора в пределах 0<Г{к<9000 м.

5. Установлено, что увеличение расстояния входа в фрагмент пласта секторной формы горизонтального ствола при его вскрытии приводит к увеличению дебита. При больших значениях расстояния входа в пласт взаимодействие скважин практически отсутствует.

6. Установлен характер изменения в процессе разработки относительных дебитов горизонтальных скважин от относительного вскрытия фрагмента залежи в виде сектора с учетом их взаимодействия.

7. Анализ результатов математических экспериментов по созданию и циклической эксплуатации ПХГ показал, что: наилучшие показатели создания ПХГ (дебиты скважин, объемы закачиваемого газа, продолжительность процесса создания) оказались у вариантов, когда пласт однородный; наличие непроницаемых или весьма слабопроницаемых перемычек и последовательность их залегания существенно влияют на показатели создания ПХГ; при создании и циклической эксплуатации ПХГ в однородных пластах с использованием горизонтальных скважин с позиции их безводной эксплуатации необходимо расположить горизонтальные стволы на расстоянии 3/4 от положения ГВК; наилучшими с позиции

создания ПХГ и его циклической эксплуатации являются варианты с исходными данными, когда высокопроницаемые пропластки залегают сверху и когда между этими пропластками и водоносным пластом имеется слабая гидродинамическая связь, то есть низкопроницаемые перемычки.

Список опубликованных но теме диссертации работ

1. Максимова М.А. Обоснование и выбор конструкций горизонтальных газовых скважин па примере Харвутинской площади Ямбургского газокопденсатного месторождения// Тезисы докладов VII Всероссийской конференции молодь ix ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». Секция 2 Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М., 2007. - с.36.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А., Фролова Т.В., Гонышева И.В., Максимова М.А. Совершенствование технологии приближенного определения газокондеи-сатной характеристики месторождения// Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи: Труды VII Международного технологического симпозиума. - М: Институт нефтегазового бизнеса, 2008. - с.235-238.

3. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А, Максимова М.А. Поиск проектной горизонтальной скважины путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойст-вами//Журнал «Бурение и нефть», №9, 2008. - с.14-17.

4. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Ребриков A.A., Максимова М.А. Определение производительности горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии фрагмента залежи, имеющей форму сектора// Сборник тезисов докладов 5-го Международного семинара «Горизонтальные скважины». РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М., 2008. - с.72-73.

5. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Ребриков A.A., Максимова М.А. Возможность оценки дебита горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии фрагмента залежи, имеющей форму сектора// Методическое пособие. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2009.-44 с.

6. Максимова М.А. Возможность оценки дебита горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии фрагмента залежи, имеющей форму сектора// Сборник тезисов докладов VI научно-практической конференции молодых специалистов и учёных филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Северпипигаз» «Инновации в

нефтегазовой отрасли - 2009». - Ухта: Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» -«Севернипигаз», 2009. - с.25.

7. Мараков Д.А., Максимова М.А. Особенности использования кустового размещения горизонтальных скважин при создании и эксплуатации ПХГ// Тезисы докладов VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». - М., 2009. - с.52

8. Максимова М.А., Алиев З.С., Сомов Б.Е. Изучение влияния расстояния входа горизонтальных стволов в пласт круговой формы от её центра на производительность скважин при их равномерно веерном размещении// Сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М., 2009. - с.45-

9. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Максимова М.А. Исследование изменения в процессе разработки относительных дебитов горизонтальных скважин с равномерным веерным размещением, неполностью вскрывших фрагмент залежи в виде сектора// Журнал «Технологии нефти и газа», №2, 2010. - с.39-45.

10.Алиев З.С., Сомов Б.Е., Максимова М.А. Исследование изменения в процессе разработки относительных дебитов горизонтальных скважин с равномерным веерным размещением, неполностью вскрывших фрагмент залежи в виде сектора// «Эффективность освоения запасов углеводородов: Науч.-техн. сб. в 4 ч. 4.2 Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования нефтегазо-конденсатных пластовых систем/ Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта. -Ухта, 2010. - с.20-32.

П.Максимова М.А. Возможность оценки дебита горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии фрагмента залежи, имеющей форму сектора// Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (\VGRR-2010): тезисы докладов II Международной научно-практической конференции/ ООО «Газпром ВНИИГАЗ». -2010. - с. 101.

12.Алиев З.С., Сомов Б.Е., Максимова М.А. Создание и эксплуатация ПХГ в истощенных газовых месторождениях путем геолого-математического моделирования//Журнал «Нефть, газ и бизнес», №11. -2010. - с.39-41.

57.

Соискатель:

Максимова М.А.

e-mail: MA-MaxilO@yandex.ru

Подписано в печать 23.12.2010 г. Печать лазерная цифровая Тираж 100 экз.

Типография Aegis-Print 115230, Москва, Варшавское шоссе, д. 42 Тел.: 8 (495) 785-00-38, 8 (925) 543-50-32 www.autoref. ae-print.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Максимова, Мария Андреевна

Введение.

1. Глава 1. Состояние изученности теоретических основ технологии применения горизонтальных скважин при освоении газовых и газоконденсатных месторождений; создании, и циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

1.1. Современное состояние изученности методов определения производительности горизонтальных скважин.

1.2. Влияние различных факторов на производительность горизонтальных скважин.

21 Глава 2. Поиск проектной горизонтальной скважины путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами.

2.1. Проектирование горизонтальной скважины с учётом одновременного влияния геологических, технических и технологических факторов:.

2.2. Использование конструктивной особенности горизонтальных скважин для регулирования выхода конденсата в процессе разработки многообъектных с ухудшенной вертикальной связью газоконденсатных месторождений.

3. Глава 3. Определение производительности горизонтальной газовой скважины при различных вскрытиях фрагмента залежи, имеющей форму сектора.

3*1. Состояние изученности проблемы определения, производительности горизонтальных скважин при неполном вскрытии фрагмента газовой залежи; имеющей форму сектора.

3.2. Создание модели1 сектора пласта путем вскрытия фрагмента залежи круглой- формы горизонтальными скважинами с равномерно веерным размещением.

3.3. Анализ результатов математических экспериментов, по определению зависимости между относительными дебитами и вскрытиями горизонтальным стволом фрагмента залежи, имеющей форму сектора.

3.4. О возможности использования результатов математических экспериментов для определения относительного дебита горизонтальных скважин, вскрывших секторы с различными радиусами.

3.5. Изучение влияния расстояния входа горизонтальных стволов в пласт круговой формы от его центра на, производительность скважин при их равномерно веерном размещении.

3.6. Исследование возможности изменения в процессе разработки и отбора газа из ПХГ относительных дебитов горизонтальных скважин с равномерным веерным размещением, неполностью»вскрывших фрагмент залежи в виде сектора.

4. Глава 4. Создание и эксплуатация ПХГ в истощенных газовых месторождениях путем геолого-математического моделирования. собенностей конструкции горизонтальных скважин г е и эксплуатация ПХГ в истощенных газов ческие основы создания ПХГ в неоднородных водоносн

•щенных нефтяных и газовых месторождениях.1С е геолого-математической модели истощенного газов» е влияния геологических, технических и технологичеы показатели создания и циклической эксплуатации ПХГ г зризонтальных скважин. злияния параметра анизотропии пласта.12:

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов и технологий выбора горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений и создания подземных хранилищ газа"

Актуальность темы

Важнейшей задачей современной науки в области разработки месторождений природных газов является необходимость создания методов и технологий выбора горизонтальных скважин для повышения рентабельности освоения газовых и газоконденсатных месторождений.

Одним из способов достижения? этой1 цели является применение горизонтальных скважин для разработки газовых и газоконденсатных месторождений и создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

Для качественного обоснования и выбора конструкции горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений и создания ПХГ необходимо изучать влияния на их конструкцию следующих факторов: обоснования длины горизонтального ствола с учётом фильтрационных и емкостных свойств пласта; выбора размера и' форм зоны дренирования и вскрытия» её горизонтальным стволом; расстояния входа в фрагмент пласта секторной формы горизонтального ствола при его вскрытии; расстояния между горизонтальными скважинами, при кустовом равномерно веерном размещении.

Рассмотренные в диссертации методы решения задач позволили установить одновременный учет влияния многочисленных факторов на продуктивную характеристику горизонтальных скважин при: практическом отсутствии взаимодействия горизонтальных скважин при, вскрытии полосообразной залежи; их взаимодействии при вскрытии такими скважинами фрагмента залежи в форме сектора; использовании горизонтальных скважин при проектировании создания и циклической эксплуатации ПХГ; регулировании выхода конденсата из газоконденсатных месторождений путем использования горизонтальных скважин.

Таким образом; с учётом существующих современных методов; проектирования месторождений нефти и газа и, подземных хранилищ» газа с применением горизонтальных скважин вопросы, рассмотренные в диссертационной работе, являются, актуальными для повышения рентабельности освоения ресурсов газа и конденсата, и, использования ПХГ.

Цель работы

Целью диссертационной работы, является разработка методов и технологий выбора, горизонтальных скважин с учётом одновременного влияния на их производительность геологических, технических и технологических факторов; обеспечения, их устойчивой работы в процессе разработки; регулирование выхода конденсата из залежи-, и ускорение создания и увеличение продолжительности пиковых нагрузок ПХГ.

Задачи исследований 1. Обоснование конструкцию горизонтальных скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы, для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений с учётом влияния многочисленных факторов.

3. Определение производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи в виде сектора.

5. Исследование изменения в процессе разработки относительных дебитов горизонтальных скважин с равномерным веерным размещением, неполностью вскрывших фрагмент залежи в виде сектора.

6. Обоснование конструкции тразмещения горизонтальных скважин при проектировании создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных неоднородных газовых месторождениях.

Научная новизна

Научная новизна заключается в: обосновании длины и диаметра горизонтального участка ствола в условиях отсутствия взаимодействия скважин, вскрывших полосообразный фрагмент залежи, с учётом одновременного влияния геологических, технических и технологических факторов; регулировании выхода конденсата при разработке газоконденсатных месторождений с использованием конструктивных особенностей горизонтальных скважин, обеспечивающих высокую производительность при вскрытии однородных и неоднородных пластов со сравнительно меньшей толщиной и с затрудненными взаимодействиями между пропластками; разработке метода определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших фрагмент залежи в форме сектора; разработке технологий создания и эксплуатации ПХГ в истощенных неоднородных газовых месторождениях с использованием горизонтальных скважин путем обоснования их размещения по толщине и по площади.

Методы решения поставленных задач

В предлагаемой диссертационной работе при решении поставленных задач использовались классические уравнения подземной газогидродинамики, методы численного решения уравнений многомерной; многофазной, многокомпонентной, нестационарной фильтрации путем геолого-математического моделирования фрагментов' газовых месторождений и подземных хранилищ газа.

Практическая значимость

Разработанные методы и> технологии обоснования; конструкции горизонтального участка ствола при различных емкостных и. фильтрационных свойствах залежи и депрессиях на пласт, и профилях вскрытия однородных и неоднородных пластов позволяют повысить: устойчивость режима эксплуатации: горизонтальных скважин; рентабельность освоения газовых и газоконденсатных месторождений; а также регулировать выход конденсата из месторождения и> ускорить создание подземных хранилищ газа. Предложенные методы, и, технологии использованы при выполнении работ по договору №555-07-2 от 04.02.2008 г. на, тему «Моделирование, оптимизация и. управление технологическими, режимами работы ПХГ», заключенной между Российским Государственным' Университетом нефти и газа им: ИМ: Губкина и ОАО «Газпром»

Защищаемые положения 1. Обоснование длины и диаметра горизонтального участка, ствола в условиях отсутствия взаимодействия скважин,, вскрывших полосообразный фрагмент залежи, с учётом, одновременного влияния геологических, технических штехнологических факторов.

Т. Регулирование выхода конденсата при разработке газоконденсатных месторождений с использованием конструктивных особенностей горизонтальных скважин путём выбора параметров их горизонтального участка при вскрытии однородных и неоднородных пластов с затрудненными взаимодействиями между пропластками. Задача регулирования добычи конденсата достигается путем обоснованного вскрытия пропластков и периферийных зон горизонтальными скважинами пропорционально запасам газоконденсатной смеси в пропластках и обратно пропорционально их проницаемостям.

5. Изменение в процессе разработки относительных дебитов горизонтальных скважин с равномерным веерным размещением, неполностью вскрывших фрагмент залежи'в виде сектора.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих конференциях и семинарах:

2. На VII Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение газоотдачи», г. Москва, 2008 г.

3. На V Международном семинаре «Горизонтальные скважины», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2008 г.

5. На VI научно-практической конференции молодых специалистов и учёных филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» «Инновации в нефтегазовой отрасли - 2009», филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» -«Севернипигаз», г. Ухта, 2009 г.

7. На научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, г. Москва, 2009 г.

8. На научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, г. Москва, 2009 г.

9. На II Международной научно-практической, конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR-2010), г. Москва, 2010 г.

Автор благодарен профессору Сомову Б.Е. за возможность использования авторского пакета программ для моделирования, за советы по его использованию, а также за консультации и помощь при выполнении отдельных задач, включенных в диссертацию.

Диссертационная* работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем работы составляет 179 страниц, в том числе 156 машинописного текста, 41 рисунка, 10 таблиц и списка литературы из 82' наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Максимова, Мария Андреевна

Основные результаты, полученные автором в диссертации следующие:

1. Установлено влияние величины депрессии, создаваемой на пласт, проницаемости, толщинььпласта и скин-эффекта, параметра анизотропии на производительность горизонтальных скважин, вскрывших полосообразный пласт, при- практическом, отсутсвии- взаимодействия между ними;

2. По результатам математических экспериментов установлено, что для-регулирования выхода конденсата из неоднородных газоконденсатных залежей, необходимо обеспечить равномерное снижение пластового давления во всех пропластках. Такой результат возможен путем вскрытия таких пропластков горизонтальными участками ствола пропорционально запасам газа в них и обратно пропорционально их проницаемостям.

3. Разработан метод определения производительности горизонтальных скважин; частично вскрывших фрагмент в. форме сектора путемг его моделирования' с учетом влияния на их производительность геологических и технологических факторов. По результатам'проведенных математических экспериментов установлена зависимость относительного ^ дебита от относительного вскрытия,сектора при различных емкостных и фильтрационных свойствах залежи, значениях угла и радиуса сектора. На основе полученных данных выданы рекомендации по определению производительности горизонтальных скважин с веерным-размещением с учетом их взаимодействия.

4. Дана оценка возможности использования результатов- математических экспериментов для различных радиусов сектора в пределах 0<Як<9000 м.

Заключение

Анализ выполненных работ по определению комплексного влияния различных факторов, на производительность горизонтальных газовых скважин показал, что в настоящее время методические рекомендации, по данной проблеме отсутствуют.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Максимова, Мария Андреевна, Москва

1. Алиев З.С, Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин, М.: Изд. "Нефть и газ" 2004 г.

2. Алиев З.С. Поиск научно обоснованной конструкции горизонтальной скважины для освоения газовых и газоконденсатных месторождений, М.: НТ журн. «Технология ТЭК», апрель и июнь, 2007.

3. Алиев З.С. Технология применения горизонтальных скважин (конспекты лекций для преподавателей, аспирантов, магистрантов и студентов нефтегазовых ВУЗов и факультетов) М., 2006

4. Алиев З.С. Технология применения горизонтальных скважин, М.: Изд. "Нефть и Газ", 2007 г.

5. Алиев З.С., Арутюнова К.А. Определение необходимой длины горизонтального ствола газовой скважины в процессе разработки. // Газовая промышленность. — 2005, №12.

6. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора: Изд. Печерское время, 2003.

7. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Технология применения горизонтальных скважин: Учебное пособие М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006

8. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметры вскрытых ими пластов, М:: Изд. «Нефть и газ», 2001.

9. Алиев З.С., Джавад, А.Х. Разработка технологий по освоению нефтегазовых месторождений с применением горизонтальных скважин на примере фрагмента месторождения Эль-Нор (Ирак). Тезисы докладов VI

10. Международного семинара «Горизонтальные скважины», М.: изд. «Нефть и газ», 2004.

11. Алиев З.С., Ребриков А.А. 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.

12. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Ребриков A.A., Максимова М.А. Возможность оценки дебита горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии фрагмента залежи, имеющей форму сектора. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2009.

13. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. — М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. 96 с.

14. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001.-192 с.

15. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995.

16. Андра П.Д. Более высокая производительность скважин при горизонтальном бурении.// Перевод с англ. Petr. Eng. Internation, v.56, №12, 1984. Фонды ВНИИЭГазпрома.

17. Басниев К.С., Алиев З.С., Критская C.JI. и др. Исследование влияния расположения горизонтального ствола газовой скважиныотносительно кровли и подошвы на её производительность. М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 1998.

18. 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.

19. 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.4143.

20. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М. Недра, 1964.

21. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Определение дебита многоярусной скважины в изотропном пласте большой мощности НТС по добыче нефти №16 ВНИИ М. 1962.

22. Бузинов С.Н. и др. Строительство горизонтальных скважин на Кущевском ПХГ, М.: журн. ГП №5, 2002.

23. Бузинов С.Н. и др. Эксплуатация горизонтальных скважин на

24. Кущевском ПХГ, М.: журн. ГП №4, 2002.

25. Бузинов С.Н., Крапивина Г.С. и др. Расчет притока газа к системе равномерно расположенных горизонтальных скважин, М.: журн. ГП №7, 2003.

26. Бузинов С.Н., Крапивина Г.С., Ковалев A.JI. Расчет притока к горизонтальной скважине при кустовом размещении, М.: журн. ГП №9, 2003.

27. 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.

28. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный-приток нефти к одной многозабойной скважине в анизотропном пласте. Жур. Нефтяное Хозяйство №1 1997.

29. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. М.: «Наука», 1995

30. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983

31. 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.

32. Джилмен Д.Р., Джаргон Д.Р. Оценка поведения горизонтальных скважин с учетом показателей для вертикальных скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 10-12 1992.

33. Ермилов О. М., Алиев 3. С., Ремизов В. В., и др. Эксплуатация газовых скважин. М.: Наука, 1995. 359 с.

34. Жианиезини Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 3, 1989.

35. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я. и др. Многомерная имногокомпонентная фильтрация. — М.: Недра, 1988.

36. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М., «Недра», 1980

37. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М.: «Недра», 1981.

38. Ковалев A.JL, Крапивина Г.С., Макаренко П.П., Черненко A.M. Оптимизация кустового размещения наклонно-направленных скважин на ПХГ. Тр. Международной конференции по ПХГ, секция В, часть 1, М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1995.

39. Левыкин Е. В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах, М.:, "Недра", 1973 г.

40. Лурье М.В. Механика подземного хранения газа в водоносных пластах, ГУЛ Издательство "Нефть и Газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, М.: 2001 г.

41. Мамаев В.А. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах, М.: "Недра", 1978 г.

42. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики, М.: Наука,1980.

43. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин.// Нефтяное хозяйство №6, 1958.

44. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями.// Труды Куйбышев НИИ, вып.2, 1960.

45. Меркулов В.П., Сургачев М.Л. Определение дебита и эффективности наклонных скважин.// Нефтяное хозяйство №2, 1960.

46. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. -М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 1997.

47. Никитин Б.А., Басниев К.С., Гереш П.А. и др. Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 1997с.

48. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт.// Труды ВНИИ, вып. XXXII, М. Гостоптехиздат, 1960.

49. Пилатовский В.П. К задаче о неустановившемся притоке грунтовых вод к дрене в слое бесконечной глубины.// Изв. АН СССР. ОТН №7, 1958.

50. Пилатовский В.П. О перемещении границы раздела двух весомых жидкостей в тонком наклонном пласте.// НТС по добыче нефти. ВНИИ №21, 1963.

51. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку Азнефтеиздат 1956.

52. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины.// ПММ, т.ХХ АН СССР, 1956.

53. Табаков В.П. Определение дебитов кустов скважин, оканчивающимися горизонтальными участками стволов в плоском пласте. НТС по добыче нефти №13, М. Гостоптехиздат, 1961.

54. Хейн АЛ. Гидродинамический расчет подземных хранилищ газа, М: "Недра", 1968 г.

55. Чарный И. А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых нефтяных месторождениях.// Труды совещания по НИР в области вторичных методов добычи нефти. Баку, Изд. АН АзССР, 1953.

56. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М. Гостоптехиздат,1963.

57. Чарный И.А., Астрахан Д.И., Власов A.M. и др. Хранение газа в горизонтальных и полого падающих водоносных пластах, М.: "Недра", 1968 г.

58. Чарный И.А., Мухидинов Н.М. Изменение пластового давления при разработке газового месторождения в неограниченном водоносном пласте, НП №11, 1962.

59. Черных В. А. Газогидродинамика горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГАЗ, 2009.

60. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18298,1988.

61. Charperon J. Theoretical Study of Coning Toward Horizontal and Vertical Wells in Anisotropic Formation. Subcritical and critical rates. SPE 15377, 1986.

62. D.L. Katz and R.L. Lee. "Natural gas Engineering, Production and Storage", McGraw Hill, 1990.

63. Giger F.M. Horizontal Wells Production Techniques in Heterogeneous Reservoir. SPE 13710, 1985.

64. Giger F.M. Reduction du Nomber de Puits par L'utilisation de Forages Horizontaux, Revue de L'institut Fr de Petrole, v.38 №3, 1983/

65. Goode P.A., Thambynayagam R.K. Pressure Drawdown and Buildup Analysis of Horizontal Wells in Anisotropic Media. SPE 14250, 1985.

66. Joshi S.D. Augmentation of Wells Productivity with Slant and1. V79

67. Horizontal Wells.// Journal Petr. Techn. AIME 235, June, 1988.

68. Joshi S.D. Horisontal Well Technology, USA, 1999.

69. Karcher B.J., Giger F.M., Combe J. Some Practical Formulas to Predict Horizontal Well Behavior. SPE 15430, 1986.

70. M.R. Tek "Natural Gas Underground Storage: Inventory and Deliverability", Penn Well Publishing Co., 1996.

71. M.R. Tek "Underground Storage of Natural Gas". Gulf Publishing Co., 1987.

72. Mutalic P.N., Goodbole S.P. Effect of Drainage Area Shape Factors on The productivity of Horizontal Wells. SPE 18301, 1988.

73. Reiss L.H. et al. Offshore European Horizontal Wells. OTC 4791,1984.

74. Renard G.I., Dupuy J.M. Influence of Formation Damage on Flow Efficiently of Horizontal Wells, Paper SPE, 19414, 1989.

75. Sung W. and Ertekin T. Performance Comparison of Vertical and Horizontal Hydraulic Fractures and Horizontal Boreholes in Low-permeability Reservoirs a Numerical Study. SPE 1640, 1987.

76. Wilkerson J.P., Smith J.H., Stagg T.O., Walters D.A. Horizontal Drilling Techniques at Prudhoe Bay Alaska. SPE 15372, 1982

Информация о работе

Максимова, Мария Андреевна
кандидата технических наук
Москва, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка методов и технологий выбора горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений и создания подземных хранилищ газа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы