В случае если же пласт изотропен, а также уже определены коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальной скважины aв и bв необходимость обработки КВД в других координатах не требуется.

Используя результаты исследования вертикальных скважин по известным коэффициентам фильтрационного сопротивления вертикальной скважины aв и bв можно определить коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальной скважины aг и bг

(2.4)

где Rк и Rс - радиусы контура питания и скважины;

C1- коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

a* - определяется по формуле

(2.5)

где м - коэффициент вязкости газа;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

Pат - атмосферное давление;

Tпл - температура пласта;

k - коэффициент проницаемости пласта;

Tст - стандартная температура;

(2.6)

гдеC2 - коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

b* - определяется по формуле

(2.7)

где с - плотность газа;

l - коэффициент макрошероховатости пласта.

По известным коэффициентам фильтрационного сопротивления вертикальной скважины aв и bв из уравнений (2.4) и (2.6) определяют параметры a*и b*. Далее используя значения параметров a*, b*и аналитические структуры коэффициентов фильтрационного сопротивления aг и bг. В формуле притока газа к горизонтальной скважине полностью вскрывшей полосообразный фрагмент залежи определяется значения aг и bг.

(2.8)

где Рпл и Рз - соответственно пластовое и забойное давления;

и - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

Q - дебит скважины.

(2.9)

(2.10)

где L - длина горизонтального участка.

(2.11)

Это означает, что параметры a*и b*, найдены по результатам исследования вертикальной скважины могут быть использованы и для горизонтальных скважин.

C учетом формул (2.9) и (2.10) получим следующую формулу для определения дебита горизонтальной газовой скважины, полностью вскрывшей изотропный полосообразный пласт

(2.12)

Результаты расчета aг и bг для скважин приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Исходные данные и результаты расчетов производительности горизонтальных скважин №№ 14003, 285, 386 в случае изотропного пласта, при различных длинах горизонтального ствола

№ скв.	Рпл	Рз	Qг	Qв	aв	bв	а*	b*	aг	bг	Rк	Rс	h	р	h1	L
	МПа	МПа	тыс.мі/сут	тыс.мі/сут	МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2			МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2	м	м	м		м	м
14003	6,9627	6,1782	393	380	0,01682	0,000027	0,2079	0,0487	0,025860	0,00000090	500	0,076	34,6	3,14	17,2	120
285	7,0608	6,4724	466	420	0,01100	0,000019	0,1123	0,0232	0,016809	0,00000060	500	0,076	28,6	3,14	14,2	120
386	7,3550	6,0801	540	460	0,02011	0,000037	0,2750	0,0819	0,031022	0,00000127	500	0,076	38,3	3,14	19,1	120
№ скв.	Рпл	Рз	Qг	Qв	aв	bв	а*	b*	aг	bг	Rк	Rс	h	р	h1	L
	МПа	МПа	тыс.мі/сут	тыс.мі/сут	МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2			МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2	м	м	м		м	м
14003	6,9627	6,1782	492	380	0,01682	0,000027	0,2079	0,0487	0,020688	0,00000058	500	0,076	34,6	3,14	17,2	150
285	7,0608	6,4724	582	420	0,01100	0,000019	0,1123	0,0232	0,013447	0,00000038	500	0,076	28,6	3,14	14,2	150
386	7,3550	6,0801	675	460	0,02011	0,000037	0,2750	0,0819	0,024817	0,00000081	500	0,076	38,3	3,14	19,1	150
№ скв.	Рпл	Рз	Qг	Qв	aв	bв	а*	b*	aг	bг	Rк	Rс	h	р	h1	L
	МПа	МПа	тыс.мі/сут	тыс.мі/сут	МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2			МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2	м	м	м		м	м
14003	6,9627	6,1782	655	380	0,01682	0,000027	0,2079	0,0487	0,015516	0,00000032	500	0,076	34,6	3,14	17,2	200
285	7,0608	6,4724	777	420	0,01100	0,000019	0,1123	0,0232	0,010085	0,00000022	500	0,076	28,6	3,14	14,2	200
386	7,3550	6,0801	900	460	0,02011	0,000037	0,2750	0,0819	0,018613	0,00000046	500	0,076	38,3	3,14	19,1	200

Из результатов расчетов видно, что при небольшой длине горизонтального участка ствола дебита вертикальных и горизонтальных скважин близки с увеличением Lг от Lг =120 до Lг = 200 происходит существенный рост дебита скважины.

Если пласт анизотропный, то коэффициенты aг и bг будут иметь вид

(2.13)

(2.14)

(2.15)

(2.16)

Различие вертикальной и горизонтальной проницаемостей оценивается параметром анизотропии т. е. отношением вертикальной проницаемости (Kв) к горизонтальной (Kг)

(2.17)

где Kв- вертикальная проницаемость;

Kг - горизонтальная проницаемость.

Используя коэффициенты aг и bг можно оценить текущую производительность проектных горизонтальных скважин при различных длинах горизонтального ствола и значениях анизотропии (таблицы 2.4 - 2.6).

Таблица 2.4 - Зависимость дебита горизонтальной скважины №14003 от длины и параметра анизотропии

коэффициент анизотропии	L	а*	b*	aг	bг	Q
	м			МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2	тыс.мі/сут
1	120	0,20786	0,04868	0,025860	0,6·10-6	393
1	150	0,20786	0,04868	0,020688	0,38·10-6	492
1	200	0,20786	0,04868	0,015516	0,22·10-6	655
0,5	120	0,20786	0,04868	0,050645	2,13·10-6	201
0,5	150	0,20786	0,04868	0,040516	1,36·10-6	251
0,5	200	0,20786	0,04868	0,030387	0,76·10-6	335
0,3	120	0,20786	0,04868	0,083363	5,59·10-6	122
0,3	150	0,20786	0,04868	0,066690	3,58·10-6	153
0,3	200	0,20786	0,04868	0,050018	2,01·10-6	204
0,1	120	0,20786	0,04868	0,241457	4,54·10-5	42
0,1	150	0,20786	0,04868	0,193165	2,91·10-5	53
0,1	200	0,20786	0,04868	0,144874	1,6·10-5	70

Таблица 2.5 - Зависимость дебита горизонтальной скважины № 285 от длины и параметра анизотропии

коэффициент анизотропии	L	а*	b*	aг	bг	Q
	м			МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2	тыс.мі/сут
1	120	0,11232	0,0232	0,016809	0,6·10-6	466
1	150	0,11232	0,0232	0,013447	0,38·10-6	582
1	200	0,11232	0,0232	0,010085	0,22·10-6	777
0,5	120	0,11232	0,0232	0,032983	2,13·10-6	238
0,5	150	0,11232	0,0232	0,026386	1,36·10-6	297
0,5	200	0,11232	0,0232	0,019790	0,76·10-6	396
0,3	120	0,11232	0,0232	0,054288	5,59·10-6	145
0,3	150	0,11232	0,0232	0,043430	3,58·10-6	181
0,3	200	0,11232	0,0232	0,032573	2,01·10-6	241
0,1	120	0,11232	0,0232	0,156515	4,54·10-5	50
0,1	150	0,11232	0,0232	0,125212	2,91·10-5	63
0,1	200	0,11232	0,0232	0,093909	1,6·10-5	84

Таблица 2.6 - Зависимость дебита горизонтальной скважины № 386 от длины и параметра анизотропии

коэффициент анизотропии	L	а*	b*	aг	bг	Q
	м			МПа^2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)^2	тыс.мі/сут
1	120	0,275	0,0819	0,031022	1,27·10-6	540
1	150	0,275	0,0819	0,024817	0,81·10-6	675
1	200	0,275	0,0819	0,018613	0,46·10-6	900
0,5	120	0,275	0,0819	0,060673	4,35·10-6	277
0,5	150	0,275	0,0819	0,048539	2,78·10-6	346
0,5	200	0,275	0,0819	0,036404	1,56·10-6	461
0,3	120	0,275	0,0819	0,099853	1,13·10-5	168
0,3	150	0,275	0,0819	0,079882	0,72·10-5	210
0,3	200	0,275	0,0819	0,059912	0,41·10-5	281
0,1	120	0,275	0,0819	0,28979	9,17·10-5	58
0,1	150	0,275	0,0819	0,231832	5,87·10-5	73
0,1	200	0,275	0,0819	0,173874	3,30·10-5	97

Рисунок 2.5 - Зависимость производительности скважины №14003 от длины горизонтального ствола и значении коэффициента анизотропии



Рисунок 2.6 - Зависимость производительности скважины №285 от длины горизонтального ствола и значении коэффициента анизотропии

Рисунок 2.7 - Зависимость производительности скважины №386 от длины горизонтального ствола и значении коэффициента анизотропии

Из приведенных графиков зависимостей следует, что существенное увеличение дебита происходит при увеличении длины горизонтального ствола и величины коэффициента анизотропии [4].

3. Методы определения забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций

Конструктивные особенности горизонтальных скважин, к которым относятся: радиус кривизны для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному, наличие фонтанных труб в горизонтальном участке ствола, а также профиль вскрытия пласта требуют учета этих особенностей при раз-работке методов определения забойного давления таких скважин. Наличие жидкой фазы в продукции скважин из-за их конструктивных особенностей, связанных с профилем ствола, является существенным фактором, влияющим на точность определения забойного давления горизонтальных скважин. Из изложенного выше следует, что при разработке методов для определения забойного давления горизонтальных скважин необходимо учесть следующие факторы:

- радиус кривизны, используемый для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному

- профиль горизонтального участка ствола.

- оборудование горизонтального участка, частично или полностью вскрытого фонтанными трубами

- наличие в продукции скважины жидкой фазы.

В реальных условиях имеются горизонтальные скважины с большим, средним и малым радиусом кривизны Rкрi, в частности, условно принято, что Rкр б ?150 м, Rкр ср =(12-150) м и Rкр м=(4-12) м. Теоретически общий вид формулы для определения забойного давления горизонтальных скважин с различными радиусами кривизны должен быть единым. Однако, для практических расчетов использование общей методики определения забойного давления, разработанной для любой величины радиуса кривизны при малом радиусе кривизны нецелесообразно, так как при величине радиуса кривизны 4 м ? Rкр м ? 12 м потери давления на этом участке составляют сотые доли атмосфер.

Поэтому по величине радиуса кривизны ствола рекомендуется два метода:

- расчет забойного давления горизонтальной скважины с большим и со средним радиусами кривизны;

- расчет забойного давления горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны.

Схемы горизонтальных скважин с различными радиусами кривизны представлены на рисунке 3.1.[5]

Ниже приведены методы определения забойного давления в горизонтальной скважине различных конструкций при наличии и отсутствии в ее продукции жидкости.

Рисунок 3.1. Схемы горизонтальных скважин: а - с большим; б - со средним; в - с малым радиусом кривизны

3.1 Определение давления у башмака фонтанных труб в горизонтальных скважинах с большим и со средним радиусами кривизны при отсутствии жидкости в продукции скважины и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола

Определение давления у башмака фонтанных труб горизонтальной скважины с большим или со средним радиусом кривизны при отсутствии в продукции скважины жидкой фазы и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола должно определяться по формуле

 (3.1)

где безразмерные параметры Sв и Sиск определяются из равенств

(3.2)

с - относительная плотность газа;

Нв - глубина вертикального участка ствола;

Ниск - вертикальная составляющая искривленного участка.

Значения параметров и определяются из зависимостей:

, (3.3)

, (3.4)

где Ту - температура газа на устье скважины;

Тк.в. Тк.иск. - температура газа у конечных сечений вертикального и искривленного участков;

Ркв, Рк.иск, и Ркр - соответственно давление на концах вертикального, искривленного, критическое давление газа.

Входящие в формулу (3.1) параметры в, и иск определяются по формулам

 , (3.5)

где dв, dиск, Dэкс - внутренние диаметры фонтанных труб и эксплуатационной колонны по которым движется газ;

лв, лиск, - коэффициенты гидравлического сопротивления труб.

Значение параметра

, (3.6)

где Lиск - длина участка дуги с радиусом Rиск, равная Lиск = 2 Rиск/360 - угол образующегося между начальным и конечным сечениями искривленного участка. При =900 длина будет Lиск = 2 Rиск/4 и эта величина больше, чем вертикальная составляющая искривленного участка Ниск , входящая в формулу (3.2). Расчет забойного давления в горизонтальной скважине по формулам (3.1) - (3.6) ведется методом последовательных приближений, так как в реальных условиях значения давлений и температур на конечных сечениях вертикального и искривленного участков неизвестны. Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб трех горизонтальных скважин с большим и средним радиусами кривизны представлены в таблице 3.1.[6]

Таблица 3.1 - Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб скважин № 14060,15072,15073

№ скв.	Q	Pу	Hв	Rкр	dк	dНКТ	Pб
	тыс.мі/сут	МПа	м	м	м	м	МПа
14060	120	4,118	1000	700	0,178	0,1	4,932
						0,088	5,044
						0,076	5,297
						0,062	6,109
14060	120	4,118	1200	500	0,178	0,1	4,925
						0,088	5,030
						0,076	5,297
						0,062	6,039
14060	120	4,118	1450	250	0,178	0,1	4,917
						0,088	5,015
						0,076	5,237
						0,062	5,958
15072	100	5,982	1000	700	0,178	0,1	7,092
						0,088	7,145
						0,076	7,267
						0,062	7,687
15072	100	5,982	1200	500	0,178	0,1	7,089
						0,088	7,138
						0,076	7,254
						0,062	7,649
15072	100	5,982	1450	250	0,178	0,1	7,086
						0,088	7,131
						0,076	7,238
						0,062	7,607
15073	125	8,041	1000	700	0,178	0,1	9,579
						0,088	9,638
						0,076	9,776
						0,062	10,252
15073	125	8,041	1200	500	0,178	0,1	9,599
						0,088	9,653
						0,076	9,782
						0,062	10,224
15073	125	8,041	1450	250	0,178	0,1	9,572
						0,088	9,623
						0,076	9,744
						0,062	10,161

3.2 Определение давления у башмака фонтанных труб в горизонтальных скважин с малым радиусом кривизны при отсутствии жидкости в ее продукции и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола

Как было отмечено выше, в настоящее время горизонтальный участок ствола может быть пробурен при радиусе кривизны Rиск = (4-12) м. Теоретически для определения забойного давления у башмака с любым радиусом кривизны следует использовать формулу (3.1). В частности, формула (3.1) при расчете давления у башмака фонтанных труб в горизонтальной скважине с малым радиусом кривизны может быть заменена на

, (3.7)

где параметр Sв определяется из равенства

. (3.8)

Это означает, что при малом радиусе кривизны существует возможность исключать из расчета слагаемое, связанное с искривленным участком, но при этом добавлять к глубине вертикального участка ствола Нв радиус кривизны Rиск , т.е. вместо Нв использовать величину Нв + Rиск , как это сделано в формуле (3.8). При определении Zср в и Тср в необходимо учесть дополнение к вертикальной глубине Нв следующим образом



(3.9)

С учетом этих поправок значения параметра в должен быть определен по формуле

, (3.10)

где dф - внутренние диаметры фонтанных труб;

в - коэффициенты гидравлического сопротивления фонтанных труб; Тср.в. - средняя температура на вертикальном участке ствола;

Zср.в. - коэффициент сверхсжимаемости газа при средних по длине вертикального участка давления и температуры.

Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб трех горизонтальных скважин с малым радиусом кривизны представлены в таблице 3.2.

Следует отметить, что значения коэффициента гидравлического сопротивления труб i , входящие в формулы (3.5) и (3.10) зависят от диаметра и шероховатости труб, скорости движения потока, режима течения и др.

Таблица 3.2 - Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб скважин №14060,15072,15073

№ скв.	Q	Pу	Hв	Rкр	dк	dНКТ	Pб
	тыс.мі/сут	МПа	м	м	м	м	МПа
14060	120	4,118	1700	8	0,1778	0,1	4,915
						0,088	5,006
						0,076	5,214
						0,062	5,893
15072	100	5,982	1700	8	0,1778	0,1	7,089
						0,088	7,132
						0,076	7,232
						0,062	7,577
15073	125	8,041	1700	8	0,1778	0,1	9,578
						0,088	9,626
						0,076	9,738
						0,062	10,128

3.3 Методика определения давления у башмака фонтанных труб для различных длин и диаметров на горизонтальном участке

3.3.1 Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с большим и средним радиусами кривизны при отсутствии в их продукции жидкости и частично оборудованных фонтанными трубами

В горизонтальных скважинах, частично оборудованных в горизонтальном участке фонтанными трубами необходимы методы, позволяющие определить забойное давление у башмака фонтанных труб, у торца ствола и в затрубном пространстве.

Забойное давление у башмака фонтанных труб в горизонтальной скважине (рисунок 3.3) необходимо определить по формуле

, (3.11)

;;

, (3.12)

где hфi - отклонение башмака фонтанных труб от горизонтали вверх или вниз (рисунок 3.3). Если профиль горизонтального участка ствола не восходящий или не нисходящий, то hфi будет равным hфг = 0, и, следовательно, параметр Sбфi также будет равен нулю, т.е. Sбфi = 0.

Рисунок 3.2 - Схема горизонтальной скважины, частично оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке ствола

Входящие в формулу (3.11) параметры в, иск и г.бф должны определяться по формулам

, (3.13)

, (3.14)

, (3.15)

, (3.16)

где dгф - диаметр фонтанных труб в горизонтальном участке ствола;

Zср гф - коэффициент сверхсжимаемости газа при средних значениях давления и температуры в пределах длины фонтанных труб в горизонтальном участке;

Тср.гф - температура газа в пределах длины фонтанных труб в горизонтальном участке.

Значения Zср гф и Тср гф определяются по равенствам

,

(3.17)

где Тк иск и Рк иск - температура и давление на конечном сечении искривленного участка;

Тбф и Рбф - температура и давление у башмака фонтанных труб;

гф - коэффициент гидравлического сопротивления фонтанных труб в горизонтальном участке ствола;

Lгф - длина фонтанных труб в горизонтальном участке [7].

3.3.2 Определение давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин с большим и со средним радиусами кривизны, частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии жидкости в их продукции

Суммарный дебит горизонтальной скважины, частично оборудованной фонтанными трубами у башмака, состоит из притока газа в затрубное пространство и от башмака этих труб до торца к горизонтальной скважине, т.е.

(3.18)

При этом существенный интерес представляет характер изменения дебита в затрубном пространстве и от башмака фонтанных труб до торца скважины.

Для определения давления в затрубном пространстве горизонтального участка ствола необходимо сначала определить по известным устьевым давлениям и дебитам забойное давление у башмака фонтанных труб, используя при этом формулы (3.11) - (3.17). Далее, ориентируясь на результаты расчетов по распределению дебита, как линейной связи между длиной ствола и дебитом, полученной для принятого постоянного значения коэффициента продуктивности, разделить суммарный дебит, использованный при определении забойного давления у башмака фонтанных труб на две части пропорционально длине горизонтального ствола. С таким предположением, в зависимости от длины фонтанных труб в горизонтальном участке ствола, был разделен дебит горизонтальной скважины и использован для определения давления в затрубном пространстве. Таким образом, при предположении о том, что дебит газа из затрубного пространства известен, забойное давление в этом пространстве должно определяться следующим образом. Кольцевое затрубное пространство заменяется круговым сечением с эквивалентным диаметром Dэкв через равенство

(3.19)

где Dв.экс, dн.ф - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр фонтанных труб, а гидравлический диаметр из равенства

(3.20)

Тогда, вместо d5ф вставим следующую формулу

(3.21)

С учетом формул (3.19)(3.21) давление в затрубном пространстве горизонтальной скважины должно определяться по формуле

 , (3.22)

где Рз бф - давление у башмака фонтанных труб;

г зат - параметр, определяемый по формуле

, (3.23)

где зат - коэффициент гидравлического сопротивления при движении газа по затрубному пространству;

Lгф - длина фонтанных труб, т.е. затрубного пространства в горизонтальном участке ствола;

Тср заб - средняя температура газа на участке с длиной Lгф определяемая по формуле

(3.24)

Zср заб - коэффициент сверхсжимаемости газа в интервале с длиной Lгф и определяется в зависимости от

, (3.25)

где Рвход, Твход - давление и температура у входа горизонтального ствола в продуктивный пласт;

Рзбф, Тбф - давление и температура у башмака фонтанных труб.

Величина коэффициента гидравлического сопротивления зат при движении газа по затрубному пространству с учетом потерь давления на местные сопротивления в соединительных узлах фонтанных труб может быть оценена по формуле

, (3.26)

где экв - коэффициент гидравлического сопротивления труб с эквивалентным диаметром;

Dэкв; Dэкс, dнф - соответственно диаметр эксплуатационной колонны и внешний диаметр фонтанных труб;

Dм - диаметр соединительных муфт;

l - длина одной фонтанной трубы.

Значение экв, т.е. коэффициента гидравлического сопротивления труб с эквивалентным диаметром Dэкв, определяемый по формуле (3.19). Таким образом, для определения давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин с большим и со средним радиусами кривизны частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии в их продукции жидкости сначала необходимо вычислить давление у башмака фонтанных труб, а затем, используя формулы (3.19) (3.26), давление в затрубном пространстве на любом сечении длиной Lфi при соответствующих знаках Тср заб, Zср заб, dнф, Dв обс, Dм и Qзат ф.

3.3.3 Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны и частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии в их продукции жидкости

Как было отмечено, при малом радиусе кривизны ствола существует возможность упростить формулу (3.11), сохраняя при этом высокую точность определения забойного давления. Такое упрощение возможно путем исключения из формулы (3.11) слагаемых, связанных с радиусом кривизны, в частности, параметров Sиск и иск. Тогда для горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны формула (3.11) примет вид

, (3.27)

где ;

Rиск.м - радиус кривизны искривленного участка, используемого для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному с малым радиусом.

Величина Sбфi связана с профилем горизонтального участка, который может быть восходящий, горизонтальный и нисходящий и определяется по формуле (3.12). Если профиль горизонтального участка восходящий, то знак параметра Sбфв будет отрицательный, а если нисходящий, то положительный. Параметры в и гф должны быть определены по формулам

, (3.28)

, (3.29)

, (3.30)

Тсрг - средняя температура газа в пределах горизонтального участка фонтанных труб и должна определяться по формуле

 , (3.31)

где Тк.иск, Тбф - соответственно температура газа у конца искривленного участка и башмака фонтанных труб;

Lгф - длина фонтанных труб в горизонтальном участке;

гф - коэффициент гидравлического сопротивления фонтанных труб в горизонтальном участке ствола;

Zср.гф - коэффициент сверхсжимаемости газа при условиях Рср.гф и Тср.гф.[8].

3.4 Методика определения устьевого давления в горизонтальных скважинах при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб, дебитах скважины и радиусах кривизны

3.4.1 Определение устьевого давления при отсутствии на горизонтальном участке фонтанных труб и жидкости в продукции

Для расчета устьевого давления в горизонтальных скважинах не оборудованных фонтанными трубами на горизонтальном участке (рисунок 3.3), необходимо определить: забойное давление по известным пластовому давлению Рпл. и депрессии на пласт ?Р по следующей формуле

(3.32)

Далее по формулам для определения устьевого давления при отсутствии на горизонтальном участке фонтанных труб и жидкости в добываемом газе

(3.33)

Где

, (3.34)

, (3.35)

, (3.36)

, (3.37)

где - относительная плотность газа по воздуху;

Hвер - глубина вертикального участка;

Ниск - вертикальная составляющая искривленного участка, равная Rиск;.

Lгор - длина горизонтального участка.

Рисунок 3.3 - Схема горизонтальной скважины, не оборудованной на горизонтальной участке фонтанными трубами

Тср.вер., Тср.иск., Zср.вер., Zср.иск., Рср.вер., Рср.иск.. необходимо определять по следующим формулам

;; (3.38)

;;

(3.39)

лвер, лиск., лгор. - коэффициенты гидравлического сопротивления труб.

Как правило dфт.вер., dфт.иск., dфт.гор. При отсутствии фонтанных труб на горизонтальном участке лгор ? лвер и лгор ? лиск.

, (3.40)

где

Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ, при отсутствии жидкости в продукции скважины представлены в таблице 3.5 и рисунках 3.4 - 3.6.

Таблица 3.5 - Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ скважин №№ 14060,15072, 15073

14060	15072	15073
Pпл	6,570	Pпл	10,0	Pпл	15,98
?Р	0,686	?Р	2,65	?Р	4,7
Pу	Rкр	dнкт	Pу	Rкр	dнкт	Pу	Rкр	dнкт
МПа	м	мм	МПа	м	мм	МПа	м	мм
4,186	100	0,062	5,637	100	0,062	8,892	100	0,062
4,780		0,076	5,982		0,076	9,215		0,076
4,934		0,088	6,076		0,088	9,304		0,088
4,076	300	0,062	5,508	300	0,062	8,692	300	0,062
4,680		0,076	5,859		0,076	9,020		0,076
4,835		0,088	5,954		0,088	9,110		0,088
3,966	500	0,062	5,381	500	0,062	8,495	500	0,062
4,581		0,076	5,737		0,076	8,828		0,076
4,738		0,088	5,833		0,088	8,920		0,088

Рисунок 3.4 - Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины № 14060

Рисунок 3.5 - Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины № 15072



Рисунок 3.6 - Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины № 15073

3.4.2 Определение устьевого давления при наличии на горизонтальном участке фонтанных труб и отсутствии жидкости в продукции скважины

При расчёте устьевого давления горизонтальной скважины большую роль играет её конструкция. В основном это касается глубины спуска НКТ.

Принципиальная схема горизонтальной скважины с частично оборудованным фонтанными трубами горизонтальным стволом представлена на рисунке 3.7.



Рисунок 3.7 - Схема горизонтальной скважины частично оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке

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

(3.41)

параметры Sв, Sиск определяются из равенств:

, (3.42)

, (3.43)

с? - относительная плотность газа;

Нв - глубина вертикального участка ствола;

Ниск - вертикальная составляющая искривленного участка;

Zср.в, Тср.в, Zср.иск., Тср.иск. - средневзвешенные коэффициенты сверхсжимаемости и температуры газа на вертикальном и искривленном участке. Значения этих параметров определяются из зависимостей

 , (3.44)

, (3.45)

(3.46)

где Ту - температура газа на устье скважины;

Тк.в. Тк.иск. - температура газа у конечных сечений вертикального и искри-вленного участков;

Ркв, Рк иск и Ркр - соответственно давление на концах вертикального, искривленного участков и критическое давление газа.

Параметры в, иск, г, г.нкт определяются по формулам

, (3.47)

, (3.48)

, (3.49)

, (3.50)

где dв, dиск, dг.нкт, Dэкс - внутренние диаметры фонтанных труб и эксплуата-ционной колонны;

лв, лиск, лг, лг.нкт - коэффициенты гидравлического сопротивления НКТ и эксплуатационной колонны.

Значение параметра

(3.51)

где Lиск - длина дуги с радиусом Rиск,

Рассмотрим случай, когда НКТ спущены до конца искривлённого участка.

Расчёт устьевого давления для скважины такой конструкции аналогичен приведенному выше. Исключение составит лишь слагаемое, характеризующее потери давления на горизонтальном участке.

(3.52)

Параметр иг рассчитывается по формуле (3.39). Параметры в, иск, Sв, Sиск определяются по формулам (3.37), (3.38), (3.33) и (3.34) соответственно.

Результаты расчета зависимости устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб, при отсутствии жидкости в продукции скважины представлены в таблице 3.6 и рисунке 3.8.

Таблица 3.6 - Результаты расчета зависимости устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб скважины №14060

dнкт	0,062	0,062	0,062	0,076	0,076	0,076	0,088	0,088	0,088
Lнкт	100	250	350	100	250	350	100	250	350
Pу	4,1002	4,0200	3,9655	4,7517	4,7288	4,7134	4,9181	4,9080	4,9012
Pз	5,884



Рисунок 3.8 - Зависимость устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб скважины №14060

3.5 Определение устьевого давления при отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке и наличии жидкости в продукции скважины

Устьевое давление в горизонтальной скважине с большим и со средним радиусами кривизны при наличии жидкости в ее продукции и отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке может быть определено по формуле (3.33), но с учетом наличия жидкости в потоке газа:

, (3.53)

(3.54)

Все параметры, входящие в формулу (3.54), остаются прежними, с добавлением параметра , связанного с истинным газосодержанием газожидкостного потока. Величина истинного газосодержания , входящего в структуру формулы параметра , определяемого из равенства

 , (3.55)

где - истинное газосодержание потока на произвольном сечении горизонтального участка ствола длиной Lг практически всегда неизвестно, так как его величина тесно связана с термобарическими условиями, т.е. Р и Т, которые являются переменными по длине ствола. Поэтому для практических расчетов, в частности для определения устьевого давления по стволу скважины различных конструкций истинное газосодержание потока заменяется расходным газосодержанием, обозначенным в данном случае через . Это означает, что

, (3.56)

где Qж и Qгр - объемные расходы жидкости и газа в рабочих условиях Р и Т. Объемный расход газа в данном случае имеет размерность тыс.м3/сут при Рср и Тср в пределах длины горизонтального участка и определяется по формуле:

(3.57)

Параметры в, иск и г в формуле (3.62) определяются по равенствам

,

, (3.58)

,

где см.в, см.иск и см.г -коэффициенты гидравлического сопротивления труб, в зависимости от диаметра фонтанных труб в вертикальном и искривленном участках и обсадных колонн на горизонтальном участке, определяемые на горизонтальном участке по формуле:

(3.59)

Для вертикального и искривленного участков величины см.в и см.иск должны быть также определены по формуле (3.38), но при условии, что Dэкс заменена на dф.в и dф.иск, т.е. диаметры фонтанных труб на этих участках. Рср.г, Тср.г - средние по длине горизонтального участка давление и температура. Qсм - объемный расход газожидкостной смеси, определяемый по формуле

, (3.60)

где Gг и Gж - массовые расходы газа и жидкости; см - плотность смеси. Величины Gг и Gж определяются равенствами

; (3.61)

Используя формулы (3.34) (3.40), по исходному равенству (3.32) можно приближенно вычислить устьевое давление в горизонтальной скважине с большим и со средним радиусами кривизны при наличии жидкости в продукции скважин [9].

Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ, при наличии жидкости в продукции скважин представлены в таблице 3.7.

Таблица 3.7 - Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ, при наличии жидкости в продукции скважин №№ 14060,15072,1573

14060	15072	15073
без жидкости	Pпл	6,570	без жидкости	Pпл	10,0	без жидкости	Pпл	15,98
	?Р	0,686		?Р	2,65		?Р	4,7
Pу	Pу	Rкр	dнкт	Pу	Pу	Rкр	dнкт	Pу	Pу	Rкр	dнкт
МПа	МПа	м	мм	МПа	МПа	м	мм	МПа	МПа	м	мм
4,186	4,075	100	0,062	5,637	5,411	100	0,062	8,892	8,549	100	0,062
4,780	4,610		0,076	5,982	5,757		0,076	9,215	8,875		0,076
4,934	4,772		0,088	6,076	5,855		0,088	9,304	8,966		0,088
4,076	3,897	300	0,062	5,508	5,285	300	0,062	8,692	8,353	300	0,062
4,680	4,511		0,076	5,859	5,636		0,076	9,020	8,685		0,076
4,835	4,675		0,088	5,954	5,735		0,088	9,110	8,777		0,088
3,966	3,787	500	0,062	5,381	5,160	500	0,062	8,495	8,161	500	0,062
4,581	4,413		0,076	5,737	5,517		0,076	8,828	8,498		0,076
4,738	4,579		0,088	5,833	5,617		0,088	8,920	8,591		0,088

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 Qг - дебит горизонтальной скважины

C учетом формул (3.42) и (3.43) получим следующую формулу для определения 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.мі/сут	тыс.мі/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 горизонтального 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 горизонтального 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 горизонтальных 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 значительной 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, обеспечивающие 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 изменениях параметров скважин и оценить экономическую целесообразность выбора того или иного варианта.

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Основные виды техногенного воздействия при строительстве скважин

Цикл строительства одной скважины обычно включает в себя следующие этапы:

- подготовительные работы к строительству;

- монтаж сооружений и оборудования;

- подготовительные работы к бурению;

- бурение и крепление скважины;

- испытание продуктивных пластов;

- демонтаж сооружений и оборудования;

- рекультивация нарушенных земель на территории пункта бурения.

В настоящем разделе приведена оценка техногенного воздействия на окружающую среду (ОС) с учетом характера работ, выполняемых на каждом из перечисленных этапов строительства скважины.

4.1.1 Подготовительные работы к строительству

Подготовительные работы к строительству заключаются в подготовке территории к приему и размещению грузов, монтажу буровой установки, оборудования, вспомогательных сооружений, инженерных коммуникаций. На территории бурения проводятся: поверхностная планировка площадки механизированным способом; обваловка блока ГСМ с перемещением грунта 30 м; строительство гравийной площадки для размещения спецтехники; гравийная подушка под блочный фундамент; гравийная площадка под передвижную модульную сепарационную установку; содержание подъездных путей в зимний период (ширина 6 м, протяженность 4000 м), переброска строймеханизмов на 20 км.

На этом этапе будет выполнен основной объем работ по обустройству дорог и сооружению насыпных площадок для размещения сооружений. Если подготовительные работы осуществлять в зимний период, то значительного механического повреждения растительного покрова и верхнего слоя грунта не будет. Основным видом воздействия будет загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами строительной техники и изменение микрорельефа территории.

4.1.2 Монтаж сооружений и оборудования

Этот этап строительства скважины заключается в обустройстве насыпных оснований под сооружения, фундаментов под оборудование, монтаже буровой установки, оборудования, вспомогательных сооружений, инженерных коммуникаций, создании запасов материальных ресурсов. Указанные работы характеризуются интенсивным использованием техники. Однако механического повреждения грунта не предполагается, так как производственные площадки на территории к этому времени будут покрыты гравием, а движение транспорта между ними будет осуществляться по внутриобъектным дорогам. Следовательно, основными видами воздействия на ОС будут загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами строительной техники и изъятие ограниченной площади земель под временное функциональное использование.

На территории в толще насыпного основания с переходом в естественный минеральный грунт будет сооружен земляной амбар для сбора и хранения бурового шлама, а также захоронения на этапе демонтажа оборудования твердых производственных отходов. Извлеченный грунт будет использован для обваловки амбара.

Таким образом, выполняются следующие работы по охране почв и водных ресурсов: снятие плодородного слоя почвы на глубину 30 см с перемещением грунта на 65 м; обваловка площадки со стороны блока ГСМ и емкости под ГСМ котельной с перемещением грунта на 50 м; гравийная подушка под бетонную площадку под емкости ГСМ; бетонирование площадки под емкости ГСМ для котельной установки и склада ГСМ буровой; гидроизоляция амбаров глинистой коркой для исключения фильтрации жидких отходов.

4.1.3 Подготовительные работы к бурению, бурение и крепление скважины

Подготовительные работы к бурению, бурение и крепление скважины являются самым продолжительным этапом строительства скважины. Источниками техногенного воздействия на ОС на этом этапе являются:

- передвижные и стационарные двигатели внутреннего сгорания;

- парокотельные установки;

- горюче-смазочные материалы;

- технологическое оборудование;

- вещества и материалы, используемые для приготовления и кондиционирования буровых технологических жидкостей (бурового и тампонажного растворов, буферных жидкостей);

- технологические отходы бурения;

- хозяйственно-бытовые отходы;

- пластовые флюиды, в том числе углеводородные (в случае нефтегазоводопроявления).

В процессе подготовительных работ к бурению, бурения и крепления скважины наиболее существенны химический и физический (тепловой) виды воздействия на ОС. Этот этап строительства каждой скважины характеризуется интенсивным водопользованием.

4.1.4 Испытание продуктивных пластов

Испытание продуктивных пластов заключается во вторичном вскрытии потенциально продуктивных нефтяных пластов и вызове притока пластовых флюидов.

Источники техногенного воздействия на ОС при испытании продуктивных пластов те же, что и на предыдущем этапе строительства скважины. Дополнительным источником загрязнения атмосферного воздуха явится установка сжигания нефти и газа, получаемых в процессе испытании продуктивных пластов.

По завершении испытания продуктивных пластов осуществляется перфорация крепи скважины и закачка в поглощающий пласт осветленных буровых и сточных вод. По вопросам закачки в поглощающие пласты необходимы дополнительные исследования под конкретные горно-геологические условия.

4.1.5 Демонтаж сооружений и оборудования

По завершению испытания пласта и проведению перфорации проводится демонтаж буровой установки и всей инфраструктуры буровой площадки (сооружения, оборудование, фундаменты, инженерные коммуникации). Основными источниками техногенного воздействия на ОС на этом этапе являются используемая техника (загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами) и демонтируемое технологическое оборудование (возможны проливы технологических жидкостей, горюче-смазочных материалов). В процессе демонтажа образуются твердые отходы производства и металлолом.

Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу на разных этапах строительства скважин представлен в таблице 4.1.

Типичные источники выделения загрязняющих веществ и пути их распространения в атмосфере, гидросфере и литосфере при строительстве скважин и подземных емкостей представлены на рисунке 4.1.

Таблица 4.1 - Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу на разных этапах строительства скважин

Наименование этапов работ	Источники выделения вредных веществ в атмосферу	Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу	Примечания
Iэтап. Строительно-монтажные работы (Планировка и обустройство площадки под буровую, установка вышки и оборудования, продуктопроводов и т.д.)	Транспорт, спецтехника, дизель-электростанция, материалы (цемент и пр.), емкости хранения ГСМ, сварочные работы	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (дизельное топливо), сажа (в пересчете на углерод), диоксид серы, глинопорошок, цемент, КМЦ, недифференцированный остаток, окись марганца, окись хрома, фториды бензапирен, фтористый водород
II этап. Бурение, крепление	Дизельная электростанция, ДВС, транспорт (ДВС), емкости ГСМ, емкости мазута, котельная (котлы), материалы, циркуляционная система, шламовый амбар	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды, сажа, (в пересчете на углерод), диоксид серы, глинопорошок, цемент, барит, КМЦ, бензапирен, сероводород, сажа (в пересчете на C2O5)	При использовании бурового оборудования с электроприводом перечень выбрасываемых в атмосферу веществ значительно уменьшится
III этап. Испытание скважины (сжигание газа на факеле)	Сепаратор (факел), дизельная электростанция, котельная (котлы), емкости ГСМ, склад материалов и реагентов, транспорт	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), сажа, бензапирен, диоксид серы, углеводороды (в пересчете на углерод)
IV этап. Демонтаж установки, консервация и ликвидация скважины	Транспорт, дизельная электростанция, газорезательный аппарат, емкости хранения ГСМ, котельная, циркуляционная система, шламовый амбар, превенторный амбар и т.д.	Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), углеводороды (дизельное топливо и бензин), сажа (в пересчете на углерод[4]), бензапирен, диоксид серы, сероводород, цемент, пыль (барит)	Выделение сероводорода возможно при консервации и ликвидации скважин в период строительства

4.1.6 Рекультивация нарушенных земель

Обычно проектом на бурение предусмотрено проведение технического и биологического этапов рекультивации.

На этапе технической рекультивации проводится: разбивка бетонных площадок; засыпка больших углублений, амбаров, разравнивание обваловок и т.д. с перемещением грунта на 100 м; вывоз металлолома на базу; нанесение потенциально-плодородного слоя почвы с перемещением грунта на 100 м; нанесение плодородного слоя почвы с перемещением грунта на 65 м; планировка площадки механизированная с целью выравнивания и уплотнения нанесенного грунта.

Рисунок 4.1 - Типичные источники выделения загрязняющих веществ и пути их распространения в атмосфере, гидросфере и литосфере при строительстве скважин и подземных емкостей

Биологический этап рекультивации, заключается в восстановлении растительного покрова на территории буровой площадки и проводится в летний период года.

4.2 Предпосылки возникновения возможных нештатных ситуаций на буровой установке

В настоящее время накоплено достаточно нормативной и методической документации по предотвращению нештатных ситуаций на буровой установке. Соблюдение основных регламентирующих нормативных документов позволяет проводить работы по строительству горизонтальных скважин с достаточной степенью безопасности.

Приведем основные положения безопасного ведения работ на буровой площадке, которые позволяют избежать нештатных ситуаций.

Месторождения углеводородного сырья поликомпонентного состава, в том числе сероводородсодержащего, располагающиеся на территориях с высокими степенями риска реализации природно-техногенной опасности выхода флюидов на земную поверхность по причине активного флюидодинамического вертикального массопереноса, присутствия в разрезе нескольких напорных флюидонасыщенных горизонтов с различным агрегатным и химическим составом, высокой аномальности разнонаправленных градиентов давлений по вскрываемой толще пород, в целях охраны окружающей среды, сохранения здоровья рабочего персонала и населения должны разрабатываться в сопровождении системы эколого-геодинамического мониторинга, а проекты строительства каждой новой скважины должны включать сведения о напряженно-деформированном состоянии массива горных пород, активности современных тектонических движений и степени развитости техногенеза недр и территории.

При прогнозируемой вероятности рапопроявления из гидрохимической толщи (с аномально высоким пластовым давлением (АВПД)) рекомендуется предусмотреть расчетную равновесную разгрузку флюида, что позволяет предотвратить ухудшение свойств бурового раствора из-за введения избытка утяжелителя; минимизировать загрязнение экосистемы недр при разбуривании нижележащих горизонтов, не имеющих АВПД; улучшить качество вытеснения технической суспензии тампонажным раствором при последующем цементировании.

Для снижения развития вторичных геохимических и деформационных процессов, следствием которых могут стать нарушения в крепи скважин, процессы бурения должны вестись строго равновесно, без проявления флюидов или поглощения технологических (буровых, тампонажных и др.) суспензий, что достигается путем системного подбора компонентов, реализации оптимальных реологических программ, дифференцированного учета литогенетических преобразований глинистых пород и неоднородности хемогенных толщ.

С целью снижения вероятности возникновения межколонных давлений из-за термобарического и газогидрохимического воздействия флюидов на тампонажный камень его формирование должно происходить при минимальном объемном захвате газожидкостных флюидов; минимизированном содержании реагентов, подверженных термодеструкции с выделением вторичных компонентов в поровое пространство изоляционного комплекса крепи и сопредельные породы.

При образовании флюидопроводящих зазоров на контакте «цементный камень - горная порода» вследствие объемных преобразований не полностью вытесненного бурового раствора или снижения гидростатического давления после схватывания тампонажного раствора, деформаций горных пород по техническим и геодинамическим причинам необходимо установить природу источника притока, его емкостно-энергетический потенциал и провести восстановительные работы в крепи скважины до ее передачи в эксплуатационный фонд.

При источнике притока с невысоким емкостно-энергетическим потенциалом и низким дебитом, а также появлении газообразного флюида рекомендуется осуществить устьевую закачку через отводы межколонного пространства стабильных подвижных реологических смесей (щелочных кремнезолей), предотвращающих выходы сероводорода и кольматирующих тонкопористое пространство флюидопроводящей системы.

В случае невозможности продолжения бурения по геологическим, техническим (аварийные ситуации) или иным причинам ликвидация скважин осуществляется по дополнительным планам, утвержденным головной организацией и согласованным с аварийно-спасательной службой и Госгортехнадзором.

При ликвидации скважин необходимость и глубина установки цементных мостов определяется из расчета перекрытия нефтегазонасыщенных пластов, зон водонапорных комплексов или зон, содержащих токсичные компоненты.

Высота цементного моста для ликвидируемых скважин, законченных или прекращенных строительством и вскрывших высоконапорные газонефтеводоносные или содержащие более 6% сероводорода горизонты, должна быть выше кровли верхнего горизонта на 100 метров.

При ликвидации скважин, обсаженных эксплуатационной колонной, продуктивный пласт перекрывается цементным мостом по всей мощности плюс 100 метров выше «кровли» пласта.

В случае, когда по техническим причинам вскрытые горизонты изолировать друг от друга не представляется возможным, цементный мост устанавливается на максимально достижимой глубине, последовательно изолируя все вышележащие проницаемые пласты, не перекрытые обсадной колонной.

Цементный мост при изоляции зоны нарушения колонны (смятия, потертости, обрыва и т.д.) должен располагаться на 100 метров выше и на 50 метров ниже места нарушения.

Цемент для установки цементных мостов и ведения ремонтно-изоляционных работ, должен соответствовать геолого-техническим условиям и обладать коррозионной устойчивостью к агрессивным средам. Жидкость, которой выполняется ствол скважины, должна быть обработана ингибитором коррозии и нейтрализатором сероводорода.

После проведения изоляционно-ликвидационных работ через месяц, через 6 месяцев и далее с периодичностью не реже одного раза в год осуществляется проверка состояния устья скважины, фиксируется отсутствие давления в затрубном и межколонном пространстве, осуществляется последующий контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сероводорода и других агрессивных газов, токсичных компонентов.

В случае обнаружения выходов нефти, газа и/или пластовых вод в районе устья ликвидированной скважины, а также загрязнения пресных вод или наличия в них нефти и газа применяются срочные меры по выявлению источника и его ликвидации по дополнительному плану.

Над интервалом перфорации устанавливается отсекающий мост высотой не менее 100 метров, выполненный из сероводородостойкого безусадочного цемента, либо съемное неразбуриваемое пакерующее устройство в сероводородостойком исполнении, согласованное с местными органами Госгортехнадзора.

Ликвидация скважин с межколонными давлениями осуществляется по индивидуальным планам, согласованным с местными органами Госгортехнадзора и предваряется следующими операциями.

Исследуется состояние крепи скважины с определением класса опасности (технологической и экологической).

Разгружаются межколонные давления и источники (генераторы) притока.

Проводятся изоляционные и ремонтные работы по восстановлению герметичности крепи.

4.3 Обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин

Экологическое обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин.

Горизонтальная скважина - это такая скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита от 2 до 10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.