6.2 Влияние диаметров эксплуатационной и лифтовой колонн на дебит газа

Требования к технологии проводки БС определяются необходимостью обеспечения герметичности заколонного пространства после спуска и цементирования обсадной колонны в искривленном стволе. В связи с этим эффективность бурения БС малого диаметра следует рассматривать с позиции экономического риска, то есть в сравнении с затратами на бурение новой скважины с большим диаметром эксплуатационной (лифтовой) колонны.

Анализ работы 516 скважин Северо-Ставропольского ПХГ в режиме отбора в период с ноября 1998 г. по апрель 1999 г, свидетельствует, что большинство скважин работали с дебитами более 100 тыс. м³/сут, а средний дебит в декабре месяце составил 170-180 тыс. м³/сут. При этом четко прослеживалась тенденция роста дебитов скважин с увеличением диаметров эксплуатационной колонны и лифтовых труб [195].

Однако незначительное (на 14,4 %) снижение стоимости проводки БС малого диаметра не обеспечило необходимое увеличение суточного отбора газа из ПХГ. Для решения этой задачи было предложено бурение дополнительных скважин с диаметром эксплуатационных колонн 219 мм и 146 мм лифтовыми трубами. Увеличение угла наклона ствола скважины до 75 ° позволило удлинить его в наиболее продуктивной алевритовой пачке с 25 м до 96 м и повысить степень вскрытия пласта [195].

Однако, прежде всего, особое внимание необходимо уделять конструкции эксплуатационных забоев наклонных стволов газовых скважин, стенки которых представлены слабоустойчивыми хадумскими песчаниками, алевролитами и глинами.

6.3 Выбор оптимальной конструкции эксплуатационных забоев наклонных

и горизонтальных скважин

В зарубежной практике часто выбор конструкции эксплуатационного забоя скважин осуществляется в зависимости от горно-геологических условий их заканчивания [196].

Существенными преимуществами заканчивания скважин наклонными и горизонтальными стволами без крепления вскрытого интервала продуктивного пласта являются:

- снижение затрат на заканчивание скважин;

- возможность проведения селективных испытаний интенсификации притока и установки изоляционных мостов;

- возможность спуска хвостовика-фильтра необходимой конструкции после проведения комплексных исследований ПЗП.

Заканчивание скважин с открытым стволом дает возможность установить закономерности притока и выполнить необходимую операцию КРС [196].

Крепление эксплуатационного забоя скважин наклонных и горизонтальных стволов хвостовиком-фильтром, перфорированным без учета профиля притока углеводородов по стволу, не всегда оказывается эффективным и может привести к досрочной ликвидации скважины.

Крепление эксплуатационной колонной всего наклонного или горизонтального ствола с последующим цементированием и перфорацией обеспечивает надежное разобщение пластов и предотвращает интенсивное разрушение слабоустойчивых (зона I на рис. 6.1) горных пород в ПЗП. Однако характеристики притока в большинстве зацементированных эксплуатационных колонн, в том числе и укороченных, снижаются по длине ствола.

Рисунок 6.1 – Профиль притока газа на горизонтальном участке скважины, обсаженном перфорированной колонной

Из рис. 6.1 следует, что 75 % притока приходится на 30 % протяженности перфорированного интервала, а последняя треть интервала горизонтального ствола обеспечивает только 10 % притока [196].

Таким образом, увеличение длины ствола не всегда приводит к увеличению дебита. При этом, с увеличением длины ствола возрастают гидравлические сопротивления в потоке газа или нефти. Увеличение потерь давления по длине горизонтально-наклонного и вертикального участков ствола увеличивает репрессию на пласт. Поэтому, в каждом конкретном случае необходимо оптимизировать длину горизонтального участка ствола с учетом горно-геологических условий вскрытия продуктивного пласта.

В работе [197] показано, что при спуске лифтовых труб до половины горизонтального ствола на затрубное пространство приходится 62,5 % всего дебита скважины и, соответственно, 37,5 % - на остальной участок (от забоя до башмака колонны лифтовых труб). Изменение газодинамического давления по длине горизонтального ствола, в зависимости от соотношения диаметров эксплуатационной колонны и лифтовых труб, весьма существенно, то есть не является постоянным. Например, при спуске лифтовых труб диаметром (d_л) от 76,2 мм до 114,3 мм на 500 м в горизонтальный ствол длиной 1000 м и диаметром 152,4 мм в диапазоне изменения дебитов Q_г от 500 тыс. м³/сут до 2000 тыс. м³/сут потери давления ΔР_дин по длине искривленно горизонтального ствола будут меняться как показано в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Изменение потерь давления по длине горизонтального участка

ствола скважины при спуске лифтовых труб разного диаметра

dл, мм	Qг, тыс. м3/сут	ΔРдин, МПа
76,2	500	0,17
	1000	1,60
	2000	4,03
114,3	500	0,13
	1000	0,33
	2000	0,95

Таким образом, с увеличением количества жидкости в газоконденсатной смеси возрастают потери давления в вертикальной и искривленной частях ствола, а потери давления в горизонтальной его части уменьшаются.

Анализ изменения дебитов газа из ГС Оренбургского НГКМ и сравнение их с дебитами соседних вертикальных скважин показал следующее. В период с 1990 по 2003 г. на Оренбургском НГКМ было пробурено 44 горизонтальные газовые скважины, из которых в 24 скважинах ГС обсаживался хвостовиком-фильтром, а в остальных 20-ти оставался открытый ствол.

В табл. 6.2 приведены результаты вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и близко расположенными с ними вертикальных скважин. Их анализ позволяет выделить три группы горизонтальных скважин в зависимости от конструкции их эксплуатационных забоев:

- скважины, в которых продуктивный пласт обсажен укороченными колоннами (хвостовиками-фильтрами) диаметром 114 мм;

- скважины с необсаженными (открытыми) горизонтальными стволами;

- скважины с боковыми горизонтальными стволами малого диаметра, обсаженными или необсаженными хвостовиками-фильтрами.

Во всех горизонтальных скважинах абсолютное значение дебитов газа выше в 4,3; 2,2; 2,1 раза, чем в вертикальных скважинах, по первой, второй и третье группам, соответственно. Прослеживается тенденция увеличения дебитов с ростом вскрытой эффективной мощности (η_эф) горизонтальным участком ствола. В то же время не удалось выявить определенные закономерности изменения дебита газа от эффективной мощности (η_эф), по-видимому, из-за большого диапазона изменения Q_г. При мощности η_эф более 341 м отмечено снижение дебитов ГС для условий Оренбургского НГКМ.

Определенный интерес представляют результаты анализа распределения ГС по величинам превышения абсолютных (суммарных) и приведенных дебитов, так как они косвенно характеризуют качество вскрытия продуктивного пласта. Данные [198, 199] свидетельствуют о том, что только в 28,6 % случаев дебиты горизонтальных скважин и ГС

Таблица 6.2

Результаты вскрытия продуктивного пласта

горизонтальными и вертикальными скважинами на Оренбургском НГКМ

Группы горизонтальных скважин с одинаковой конструкцией эксплуатационного забоя	Кол-во скважин, шт.		Конструкция эксплуатационного забоя ГС диаметр (мм) – длина (мм)				Эффективная мощность пласта, м		Дебит газа (диапазон изменения и средние значения), тыс. м3/сут
	ГС	со-сед-них ВС	эксплуа-тационная колонна	фильтр (откр. ствол)	гори-зонтальный ствол	НТК	ГС	ВС	ГС (после освоения)	ГС (макси-маль-ный)	ВС (макси-маль-ный)
Скважины, в кото-рых продуктивный пласт обсажен уко-роченными колон-нами с фильтром	18	24	178 1518-1861	114 2048-2391	100 238-686 =505	8973 897360 1527-2243	100-510 средние 282	15,6-51,6 значения 34	36-335 165	65-335 186	12-150 44
Скважины с необ-саженным стволом в продуктивном интервале	10	9	178 1626-1814	Откр. ствол 145, 507-740	145 405-564 =509	89 8973 8960 1661-1752	106-479,5 средние 219	19,9-40 значения 30	28-95 64	81-95 84	15-87 39
Скважины с боко-выми горизонталь-ными стволами, обсаженные хвостовиками- фильтрами, в т.ч. с открытым стволом	16	14	178 1350-1937	11489 1340-1917	10074 30-412 =250	897360 8973 8960 1391-1643	15,4-322 средние 125	9,4-105,6 значение 65	14-306 115	60-240 127	15-100 61
Примечания: ГС – горизонтальная скважина; ВС – вертикальная скважина

превышают в 10 и более раз дебиты вертикальных скважин (вертикальных стволов) для первой группы горизонтальных скважин ГС. По двум другим группам превышение составило в 1,5-3,0 раза. Причем значения приведенных дебитов для горизонтальных скважин или ГС в большинстве случаев гораздо ниже, чем для вертикальных скважин или вертикальных стволов. Например, для первой группы этот показатель для горизонтальных скважин дает увеличение в 1,5 раза в 42,9 % случаев, а для второй и третьей групп - соответственно в 50 % случаев.

Изменение дебитов скважин с ГС во время их эксплуатации также не однозначно. Например, для большинства скважин с ГС Оренбургского НГКМ (скв. 2, 3, 405, 10016, 3028, 10002, 14030 и др.) в течение 1-3 лет наблюдалось резкое падение Q_г, а затем происходила его стабилизация на некотором уровне. В горизонтальных скважинах 10023 и 10024 в течение 7-8 лет дебиты практически не изменялись, а затем в течение 1-2 лет резко снижались до уровня дебитов вышеуказанных скважин. В других скважинах с ГС происходило сначала резкое падение с последующим увеличением дебитов, затем эти изменения повторялись, после чего наступала стабилизация.

Приведенные особенности заканчивания и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием ствола свидетельствуют о сложности процессов, происходящих в скважинах с ГС, что требует проведения дальнейших исследований с целью получения количественных закономерностей изменения технологического режима от значимых факторов для различных конструкций эксплуатационных забоев.