CC BY
15
ISSN 0321-2653 ИЗВЕСТИЯ ВУЗОВ. СЕВЕРО-КАВКАЗСКИМ РЕГИОН._ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ. 2018. № 3
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2018. No 3
УДК 550.36 DOI: 10.17213/0321-2653-2018-3-56-60
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ТЕЛЕСКОПИЧЕСКИХ СКВАЖИН
© 2018 г. Д.К. Джаватов1'2, А.А. Азизов2, Д.А. Алхасова2
1 Дагестанский государственный университет, г. Махачкала, Россия, 2Институт проблем геотермии Дагестанского научного центра РАН, г. Махачкала, Россия
ANALYSIS OF EFFICIENCY OF USING HORIZONTAL TELESCOPIC WELLS
D.K. Djavatov1'2, A.A. Azizov2, D.A. Alkhasova2
1Dagestan State University, Makhachkala, Russia, 2Institute of Geothermal Problems Dagestan scientific center of RAS, Makhachkala, Russia
Джаватов Джават Курбанович - д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой «Математическое моделирование, эконометрика и статистика», Дагестанский государственный университет, ведущ. науч. сотрудник лаборатории энергетики, Институт проблем геотермии, Дагестанский научный центр РАН г. Махачкала, Россия. E-mail: djavatdk@mail.ru
Азизов Амир Азизович - ведущ. специалист, лаборатория энергетики, Институт проблем геотермии Дагестанского научного центра РАН, г. Махачкала, Россия. E-mail: azizov_amir@mail.ru
Алхасова Джамиля Алибековна - канд. техн. наук, зав. лабораторией комплексного освоения возобновляемых источников энергии, Институт проблем геотермии Дагестанского научного центра РАН, г. Махачкала, Россия. E-mail: alkhasova.dzhamilya@mail.ru
Djavatov Djavat Kurbanovich — Doctor of Technical Sciences, Professor, Head of Department «Mathematical Modeling, Econometrics and Statistics», Dagestan State University, leading researcher of the Laboratory of Energy, Institute for Geothermal Research, Dagestan Scientific Center, RAS, Makhachkala, Russia. E-mail: djavatdk@mail.ru
Azizov Amir Azizovich — Leading Specialist of the Laboratory of Energy, Institute of Geothermal Problems, Dagestan Scientific Center of RAS, Makhachkala, Russia. E-mail: azizov_amir@mail.ru
Alkhasova Dzhamilia Alibekovna — Candidate of Technical Sciences, Chief Laboratory of Complex Development of Renewable Energy Sources, Institute of Geothermal Problems, Dagestan Scientific Center of RAS, Makhachkala, Russia. E-mail: alkhasova.dzhamilya@mail.ru
Проведен сравнительный анализ горизонтальной одноразмерной скважины и горизонтальной телескопической скважины с целью показать эффективность использования горизонтальных телескопических скважин. Расчеты проводились для геотермального месторождения Кизляр. Анализ результатов расчетов показал, что использование горизонтальной телескопической скважины позволяет добиться меньших значений гидравлических потерь давления, чем в одноразмерной горизонтальной скважине. Увеличение количества секций в горизонтальной телескопической скважине позволяет повысить дебит, при незначительном росте гидравлических потерь давления на трение. Можно усовершенствовать конструкцию горизонтальной телескопической скважины, оптимизировав диаметры и длины секций горизонтального ствола, тем самым повысить её эффективность.
Ключевые слова: горизонтальная скважина; горизонтальная телескопическая скважина; дебит; гидравлические потери; скорость теплоносителя.
A comparative analysis of horizontal one-dimensional borehole and horizontal telescopic borehole was carried out in order to show the effectiveness of the use of horizontal telescopic boreholes. Calculations were carried out for the Kizlyar geothermal field. The analysis the results of calculations showed that the use of a horizontal telescopic well allows to achieve lower values of hydraulic pressure losses than in a one-dimensional horizontal well. The increase in the number of sections in the horizontal telescopic well allows to increase the flow rate, with a slight increase in hydraulic friction pressure losses. It is possible to improve the design of a horizontal telescopic well, optimizing the diameters and lengths of the sections of the horizontal barrel, thereby increasing its efficiency.
Keywords: horizontal well; horizontal telescopic well; flow rate; hydraulic losses; coolant velocity.
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION.
TECHNICAL SCIENCE. 2018. № 3
На сегодняшний момент при добыче нефти и газа большое применение находят горизонтальные скважины, которые могут расходиться на сотни метров по продуктивному пласту. Это объясняется как экономическими соображениями, так и техническими, связанными с труднодо-ступностью объектов бурения для обычных вертикальных скважин. Многие авторы отмечают, что разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин позволяет решить целый комплекс задач, которые были не под силу при разработке месторождений вертикальными скважинами [1 - 3]. Горизонтальные скважины могут открывать в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволяет получать дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным скважинам.
Использование горизонтальных скважин приобретает особую актуальность при разработке геотермальных месторождений, где интенсификация добычи термальной воды является одним из основных способов улучшения технико-экономических показателей геотермального производства и повышения конкурентоспособности геотермальной отрасли по сравнению с традиционными энергетическими отраслями. Создание дополнительных горизонтальных каналов в пласте способствует увеличению поверхности фильтрации и зоны дренирования. Такое вскрытие продуктивного пласта позволяет в десятки раз увеличить полезную протяженность ствола и многократно повысить производительность скважины [4].
Для определения дебита одиночной горизонтальной скважины в научной литературе приводится ряд формул [5 - 7], используем формулу В. Григулецкого [7]:
2 хлхкх кхрх АР
G=
„ , , 4хR ßxh , ßxh
цх£0х| ln-+ ^-xln--
a a %xd
, (1)
Для расчета вязкости термальной воды в диапазоне температур 100 - 200 °С применяется следующая формула [8]:
3342,34
Ц =
- 2,28 + (0,12 - 4-10"4 • T) • M
T + 9,46
•10
-5
где Т - температура термальной воды, °С; М - минерализация, г/л.
С учетом гидравлических потерь давления по горизонтальному стволу, формула (1) примет вид [9, 10]:
d5
G = ■
V
F2 +-
4 • m, • m
2
5
- F
где
2 • m2 • a
^ , , 4xR ßxh , ßxh F = ln--+ --x ln
m =-
a a 2• % • khp •AP
'0
%xd _
4 • k • hX ц • B0) • %
Для исследования влияния диаметра горизонтального ствола на параметры скважины проведем расчеты одиночной скважины с одноразмерным горизонтальным стволом (рис. 1) на примере геотермального месторождения Кизляр: H = 2890 м; h = 26 м; кг = 5,4-10-13 м2; кв = 1,35-10-13 м2; T = 111 °C; a = 1500 м.
Н
- ■■■■■■■■■■ _ _ _ _ ■ ■■■ ■■■ ■■■ ■■■ ■■■
■■ ■
. . .
где О - массовый дебит горизонтальной скважины, кг/с; к - горизонтальная проницаемость пласта, м2; к - мощность продуктивного пласта, м; р - плотность термальной воды, кг/м3; АР - перепад давления на границе кругового контура питания и на стенке скважины, Па; ц - вязкость термальной воды, Па с; В0 - пластовый объемный фактор; Я - радиус кругового контура питания, м; а - длина горизонтального ствола, м;
к
ё - диаметр скважины, м; В = I— ; кв - верти-
Рв
2
кальная проницаемость пласта, м2.
Рис. 1. Схема горизонтальной скважины / Fig. 1. Scheme of horizontal well
Результаты расчетов приведены в табл. 1. Из приведенных данных видно, что с увеличением диаметра горизонтального ствола растут значения дебита. При этом гидравлические потери давления в горизонтальном стволе уменьшаются (рис. 2). Анализ представленных результатов показывает, что, применяя разные диаметры эксплуатационной колонны на разных участках, можно добиться снижения гидравлических потерь давления, тем самым повысить эффективность горизонтальной скважины.
a
a
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION.
TECHNICAL SCIENCE. 2018. No 3
S 1,000 л
g -0,900
5 § 0,800
I 0,700 flj s
s
S 0,500 0,400 0,300 0,200 0,100 0,000
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
Диаметр горизонтального ствола, м
Рис. 2. Гидравлические потери давления при различных
значениях диаметра горизонтального ствола / Fig. 2. Hydraulic pressure losses at different values of the diameter of the horizontal barrel
Таблица 1 / Table 1
Зависимость дебита, скорости течения теплоносителя и гидравлических потерь давления от диаметра горизонтального ствола / Dependence of flow rate, flow velocity of the coolant and hydraulic pressure losses on the diameter of the horizontal barrel
Диаметр ствола, м Длина горизонтального ствола, м Массовый дебит, кг/c Скорость движения теплоносителя, м/c Потери давления, МПа
0,1247 1500 53,5 4,64 0,917
0,1471 1500 79,1 4,94 0,879
0,157 1500 92,0 5,04 0,860
0,1719 1500 113,3 5,18 0,828
0,1987 1500 156,5 5,36 0,766
0,2245 1500 203,0 5,44 0,699
0,2527 1500 257,4 5,44 0,622
0,2763 1500 304,3 5,38 0,557
0,3019 1500 355,0 5,26 0,486
0,3179 1500 385,9 5,16 0,444
0,329 1500 406,8 5,08 0,415
0,355 1500 453,3 4,86 0,353
0,3842 1500 500,6 4,58 0,290
0,404 1500 529,4 4,38 0,252
0,4509 1500 586,7 3,90 0,179
0,4858 1500 620,0 3,55 0,138
Н
•••••••••• ■ -И- II : 1 1 • ■
• - * » ▼ f
/./././././././Л./Г/./.Л/.Л././Л.Л/./././././.,
4 аз >14 т Ъ\4 ai »
л_ a _ь.
Рис. 3. Схема горизонтальной телескопической скважины / Fig. 3. Scheme of a horizontal telescopic well
В табл. 2 показаны результаты расчетов для двух вариантов горизонтальных телескопических скважин, состоящих из шести секций одной длины. Использование горизонтальной телескопической скважины с секциями большего диаметра наиболее выгодно, так как при этом существенно уменьшаются гидравлические потери давления в горизонтальном стволе. Для того чтобы добиться одинаковых значений дебита при одноразмерной горизонтальной скважине, необходимо использовать большие значения диаметра (табл. 1), чем при использовании горизонтальной телескопической скважины (табл. 2).
Таблица 2 / Table 2 Результаты расчета дебита, скорости течения теплоносителя и гидравлических потерь давления для горизонтальной телескопической скважины (месторождение Кизляр) / The results of calculation of flow rate, flow velocity and hydraulic pressure losses for horizontal telescopic well (Kizlyar field)
Рассмотрим скважину с горизонтальным стволом в виде ступенчатой конструкции, состоящей из нескольких секций одной длины (рис. 3). Назовем её горизонтальной телескопической скважиной. Диаметр каждой секции увеличивается от забоя горизонтального участка до вертикального ствола.
Диаметр ствола, м Длина секции, м Массовый дебит, кг/c Скорость движения теплоносителя, м/c Потери давления, МПа
Вариант 1
0,1247 250 70,1 6,09 0,263
0,1471 250 151,5 9,46 0,801
0,157 250 236,4 12,95 1,482
0,1719 250 325,4 14,87 2,620
0,1987 250 419,1 14,34 3,535
0,2245 250 515,6 13,82 4,287
Вариант 2
0,2245 250 96,5 2,59 0,026
0,2527 250 194,9 4,12 0,086
0,2763 250 294,5 5,21 0,146
0,3019 250 395,0 5,85 0,247
0,3179 250 496,1 6,63 0,369
0,329 250 597,5 7,46 0,518
Й 0,600
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2018. № 3
Проведем расчеты для двух вариантов горизонтальной скважины на примере геотермального месторождения Кизляр:
- горизонтальная скважина состоит из 3 секций по 500 м;
- горизонтальная скважина состоит из 5 секций по 300 м.
Будем подбирать диаметр каждой секции таким образом, чтобы скорость течения теплоносителя не превышала максимально допустимого значения. Максимально допустимое значение скорости течения теплоносителя примем равным 3 м/с (табл. 3; рис. 4 - 6).
Таблица 3 / Table 3 Результаты расчета дебита, скорости течения теплоносителя и гидравлических потерь давления для горизонтальной телескопической скважины (месторождение Кизляр) / The results of calculation of flow rate, flow velocity and hydraulic pressure losses for horizontal telescopic well (Kizlyar field)
Диаметр ствола, м Длина горизонтального ствола, м Массовый дебит, кг/c Скорость движения теплоносителя, м/c Потери давления, МПа
Вариант 1
0,2689 100 57,3 1,07 0,002
200 86,8 1,62 0,007
300 111,0 2,07 0,017
400 132,9 2,48 0,032
500 153,6 2,87 0,054
0,3812 600 213,1 1,98 0,058
700 243,3 2,26 0,064
800 268,8 2,50 0,072
900 293,1 2,72 0,082
1000 317,5 2,95 0,095
0,4758 1100 378,4 2,26 0,098
1200 408,9 2,44 0,103
1300 434,7 2,59 0,110
1400 459,6 2,74 0,117
1500 484,8 2,89 0,126
Вариант 2
0,2205 100 56,0 1,56 0,004
200 84,5 2,35 0,018
300 106,7 2,96 0,042
0,3153 400 164,9 2,24 0,048
500 194,8 2,65 0,058
600 219,9 2,99 0,072
0,3874 700 279,4 2,51 0,078
800 309,6 2,79 0,086
900 335,2 3,02 0,097
0,4509 1000 395,7 2,63 0,103
1100 426,1 2,83 0,110
1200 451,9 3,00 0,118
0,4858 1300 512,9 2,94 0,125
1400 543,4 3,11 0,133
1500 569,3 3,26 0,142
Рис. 4. Изменение дебита в горизонтальном стволе
(1 - 3 секции по 500 м; 2 - 5 секций по 300 м) / Fig. 4. Changing the flow rate in the horizontal well (1 - 3 sections of 500 m; 2 - 5 sections of 300 m)
Рис. 5. Изменение скорость теплоносителя в горизонтальном стволе (1 - 3 секции по 500 м; 2 - 5 секций по 300 м) / Fig. 5. Changing the speed of the coolant in the horizontal well (1 - 3 sections of 500 m; 2 - 5 sections of 300 m)
Рис. 6. Гидравлические потери давления в
горизонтальном стволе (1 - 3 секции по 500 м;
2 - 5 секций по 300 м) / Fig. 6. Hydraulic pressure losses in the horizontal well (1 - 3 sections of 500 m; 2 - 5 sections of 300 m)
Анализируя результаты расчетов, можно сделать следующие выводы:
1. Использование горизонтальной телескопической скважины позволяет добиться меньших значений гидравлических потерь давления, чем в одноразмерной горизонтальной скважине.
2. Увеличение количества секций в горизонтальной телескопической скважине позволяет повысить дебит (см. табл. 3), при незначительном росте гидравлических потерь давления на трение (см. рис. 6).
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION.
Оптимизировав диаметры и длины секций горизонтального ствола, можно усовершенствовать конструкцию горизонтальной телескопической скважины, повышающую её эффективность.
Литература
1. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. 121 с.
2. Магомедов К.М. Теоретические основы геотермии. М.: Наука, 2001. 277 с.
3. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГАЗ, 2000. 190 с.
4. Алхасов А.Б. Геотермальная энергетика: проблемы, ре-
сурсы, технологии. М., ФИЗМАТЛИТ, 2008. 376 с.
5. Евченко В.С., Захарченко Н.П., Каган Я.М. [и др.]. Разработка нефтяных месторождений наклонно--направленными скважинами М.: Недра, 1986. 278 с.
TECHNICAL SCIENCE. 2018. No 3
6. Магомедов К.М., Алиев Р.М., Азизов Г.А. Сравнительный
анализ расчета производительности горизонтальной скважины // Геотермия. Геотермальная энергетика: сб. науч. тр. ИПГ ДНЦ РАН. Махачкала.1994. С. 50 - 58.
7. Григулецкий В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1992. № 12. С. 5 - 6.
8. Гайдаров Г.М., Мавраева З.З., Рамазанов Ю.М. Влияние геофизических условий на плотность и вязкость глубоко-залегающих флюидов // Геофизические методы в геотермии: сб. науч. тр. Ин-т проблем геотермии Даг. ФАН СССР, 1986, вып. 6. С. 141 - 147.
9. Джаватов Д.К. Математическое моделирование геотер-
мальных систем и проблемы повышения их эффективности / Ин-т проблем геотермии ДНЦ РАН. Махачкала, 2007. 248 с.
10. Алхасов А.Б., Магомедбеков Х.Г. Перспективы строительства ГеоТЭС на базе среднепотенциальных термальных вод // Геотермия. Геотермальная энергетика: сб. науч. тр. ИПГ ДНЦ РАН. 1994, Махачкала. С. 17 - 34.
References
1. Aliev Z.S., Sheremet V.V. Opredelenie proizvoditel'nosti gorizontal'nykh skvazhin, vskryvshikh gazovye gazoneftyanye plasty [Determination of the productivity of horizontal wells that have opened gas oil and gas reservoirs]. Moscow: Nedra, 1995, 121 p.
2. Magomedov K.M. Teoreticheskie osnovy geotermii [Theoretical bases of geothermy]. Moscow: Nauka, 2001, 277 p.
3. Chernykh V.A. Gidrogazodinamika gorizontal'nykh gazovykh skvazhin [Hydrogasdynamics of horizontal gas wells]. Moscow: VNIIGAZ, 2000, 190 p.
4. Alkhasov A.B. Geotermal'naya energetika: problemy, resursy, tekhnologii [Geothermal energy: problems, resources and technology]. Moscow: FIZMATLIT, 2008, 376 p.
5. Evchenko V.S., Zakharchenko N.P., Kagan Ya.M. et al. Razrabotka neftyanykh mestorozhdenii naklonno-napravlennymi skva-zhinami [Development of oilfields by directional wells]. Moscow: Nedra, 1986, 278 p.
6. Magomedov K.M., Aliev R.M., Azizov G.A. [Comparative analysis of horizontal well productivity calculation]. Sb. nauch. tr. IPG DNTs RAN "Geotermiya. Geotermal'naya energetika " [Proc. of the Institute of geothermal problems DNC RAN "Geothermal. Geothermal energy"]. Makhachkala, 1994, pp. 50 - 58.
7. Griguletskii V.G. Osnovnye dopushcheniya i tochnost' formul dlya rascheta debita gorizontal'nykh skvazhin [The main assumptions and the accuracy of the formulas for calculating the flow rate of horizontal wells]. Neftyanoe khozyaistvo,1992, no. 12, pp. 5 - 6. (In Russ.)
8. Gaidarov G.M., Mavraeva Z.Z., Ramazanov Yu.M. [The influence of geophysical conditions on density and viscosity of deep-seated fluids]. Geofizicheskie metody v geotermii: Sb. nauch. tr. In-tproblem geotermii Dag. FANSSSR [The influence of geophysical conditions on density and viscosity of deep-seated fluids]. 1986, ussue 6, pp. 141 - 147.
9. Dzhavatov D.K. Matematicheskoe modelirovanie geotermal'nykh sistem i problemy povysheniya ikh effektivnosti [Mathematical modeling of geothermal systems and the problems of increasing their efficiency]. Makhachkala: In-t problem geotermii DNTs RAN,2007, 248 p.
10. Alkhasov A.B., Magomedbekov Kh.G. [Prospects of construction of geothermal power station on the basis of average potential thermal waters]. Sb. nauch. tr. IPG DNTs RAN "Geotermiya. Geotermal'naya energetika" [Proc. of the Institute of geothermal problems DNC RAN "Geothermal. Geothermal energy"]. Makhachkala, 1994, pp. 17 - 34.
Поступила в редакцию /Received 25 апреля 2018 г. /April 25, 2018
