3.6 Определение устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола, отсутствии жидкости в продукции скважины и фонтанных труб на горизонтальном участке ствола

Устьевое давление горизонтальной скважины не оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке определяется по формуле:

, (3.62)

где Q_г– дебит горизонтальной скважины

Cучетом формул (3.42) и (3.43) получим следующую формулу для опре-деления дебита горизонтальной газовой скважины

,	(3.63)
,	(3.64)

где L– длина горизонтального участка;

(3.65)

Результаты расчетов устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола представлены в таблице 3.8 и рисунках 3.10, 3.11.

Таблица 3.8 – Результаты расчетов устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола скважины № 14003

Рпл	Рз	Qг	Ру	aг	bг	Rк	h	L
МПа	МПа	тыс.м³/сут	тыс.м³/сут	МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2	м	м	м
20	19	1436	13,535	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
15	14	1081	9,925	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
11	10	790	7,048	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
7	6	494	4,183	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
4	3	268	2,038	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
20	19	1795	12,643	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
15	14	1351	9,234	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
11	10	988	6,527	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
7	6	618	3,838	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
4	3	335	1,828	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
20	19	2394	10,458	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200
15	14	1801	7,530	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200
11	10	1317	5,227	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200
7	6	824	2,959	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200
4	3	447	1,257	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200

Рисунок 3.9 – Зависимость устьевого давления от длины гори-зонтального ствола скважины № 14003

Рисунок 3.10 – Зависимость дебита от длины горизонтального ствола скважины № 14003

Из таблицы 3.8 и рисунка 3.9 выбираем оптимальную длину горизонта-льного ствола равную 150 м.

Для оценки влияния устьевого давления на конструкцию горизонтальных скважин следует исходить из реальной пропускной возможности вертикальной части ствола, обеспечивающей необходимое устьевое давление при дебитах, получаемых из горизонтальной части ствола.

Если ввод ДКС при освоении месторождения вертикальными скважинами связан либо с низким начальным пластовым давлением то при использовании горизонтальных скважин ввод ДКС возможен даже при достаточно высоком пластовом давлении. Из расчетов видно что при падении пластового давления до 11МПа при длине горизонтального ствола 150 м необходимо вводить ДКС.

Причиной необходимости ввода ДКС в случае применения гори-зонтальных скважин является высокая производительность таких скважин и отсутствие возможности бурения скважин больших диаметров, позволяющих оборудовать такие скважины фонтанными трубами больших диаметров и снизить потери давления по стволу скважины.

Таким образом, применение горизонтальных скважин при освоении газовых месторождений приводит к закономерному снижению устьевого давления по двум причинам: из-за большого дебита горизонтальных скважин и из-за потерь давления в горизонтальной части ствола вследствие ее значи-тельной длины.

Таблицы и графики наглядно показывают существенное приращение дебита при увеличении длины горизонтального ствола от 120 м до 200м.

Выполнен расчет устьевого давления скважины №14003 при различных дебитах и длинах горизонтального ствола из которого выбираем оптимальную длину равную 150 м.

Так же, по трем горизонтальным скважинам выполнили расчет устьевого давления при различных радиусах кривизны и диаметрах НКТ. Из которого выбираем радиус кривизны равный 100 м и диаметр НКТ равный 0,088, обеспе-чивающие минимальные потери давления по стволу горизонтальной скважины.

Прежде чем дать окончательные рекомендации по выбору длины горизонтального участка необходимо провести экономический расчет, который позволит выявить соотношение затрат и доходов при соответствующих изме-нениях параметров скважин и оценить экономическую целесообразность выбора того или иного варианта.