RU2645054C1 - Well completion method - Google Patents
Well completion method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645054C1 RU2645054C1 RU2017120763A RU2017120763A RU2645054C1 RU 2645054 C1 RU2645054 C1 RU 2645054C1 RU 2017120763 A RU2017120763 A RU 2017120763A RU 2017120763 A RU2017120763 A RU 2017120763A RU 2645054 C1 RU2645054 C1 RU 2645054C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shank
- liner
- perforation
- holes
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000011888 autopsy Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Анализ работы скважин показывает, что в скважинных фильтрах с равномерной перфорацией распределение расхода Q извлекаемой нефти вдоль хвостовика происходит неравномерно.The invention relates to the mining industry and can be used in the operation of vertical, deviated and horizontal wells to increase the coefficient of oil recovery (CIN). An analysis of the operation of the wells shows that in the well filters with uniform perforation, the distribution of the flow rate Q of the extracted oil along the liner is uneven.
При равномерной проницаемости пласта через фильтры, охватывающие хвостовик и которые находятся ближе к насосу, проходит большее количество нефти, создается повышенная депрессия на пласт в этой зоне отбора (ΔР=max, Q=max).With uniform permeability of the formation through the filters covering the liner and which are closer to the pump, a larger amount of oil passes, an increased depression on the formation is created in this selection zone (ΔР = max, Q = max).
В случае неравномерной проницаемости продуктивного пласта наиболее нагружены участки хвостовика в местах повышенной депрессии и высокой проницаемости. В этом случае возникает несколько зон повышенного притока.In the case of uneven permeability of the reservoir, the shafts are most loaded in places of increased depression and high permeability. In this case, there are several zones of increased inflow.
Все вышеуказанные обстоятельства приводят к следующим негативным факторам:All the above circumstances lead to the following negative factors:
- снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) по блокам и залежи в целом за счет неравномерного охвата пласта процессом вытеснения, снижению объема залежи, вовлеченной в активную разработку;- reducing the oil recovery coefficient (CIN) for blocks and deposits in general due to uneven coverage of the formation by the displacement process, reducing the volume of deposits involved in active development;
- созданию риска возникновения высокопроницаемых зон хвостовика, которые значительно снижают эффективность разработки залежи по причине возникновения локальных зон прорыва воды или газа.- creating a risk of highly permeable shank zones that significantly reduce the effectiveness of reservoir development due to the occurrence of local zones of water or gas breakthrough.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала пласта, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию.A known method of developing a multilayer oil reservoir, including determining the permeability of the productive interval of the reservoir, the coefficient of hydrodynamic perfection, the radius of the well and the maximum density of perforation of the wells, the implementation of perforation, development and commissioning of the well into operation.
Согласно изобретению, дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу. Патент РФ 2066368, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.1996.According to the invention, the radius of the feed circuit is additionally determined, the maximum perforation density is determined by the formation having the lowest permeability, and the permeability, hydrodynamic perfection coefficient and maximum perforation density are determined for each formation of the production interval, while the perforation density for each formation is determined from the condition of equality the duration of the development of individual layers. In addition, autopsy on formations with a water-oil contact is performed by perforation with different densities, varying from the optimum on the roof to zero in the direction of the water-oil contact over the productive interval. RF patent 2066368, IPC Е21В 43/16, publ. 09/10/1996.
В данном изобретении распределение перфорации не связанно с гидравликой потока и из геофизических свойств пласта используется только его проницаемость.In this invention, the distribution of perforations is not related to flow hydraulics, and only the permeability of the formation is used from the geophysical properties of the formation.
Известен способ вскрытия продуктивного пласта, включающий поинтервальную перфорацию с интервалом перфорации от 1,0 до 1,4 м, проведение поинтервальной перфорации от верхнего интервала к нижнему, выполнение в каждом интервале за один акт перфорации не более 5 перфорационных отверстий глубиной не менее 500 мм с технологической выдержкой между перфорацией каждого интервала не менее 1 часа. Патент РФ №2142044, МПК Е21В 43/11 опубл. 1999.11.27. Недостатком данного способа является возникновение заколонной циркуляции жидкости и обводнение интервала продуктивного пласта. Известен способ разработки залежи вязкой нефти или битума, отличительной особенностью которого является то, что минимальная плотность перфорации для добывающей и нагнетательной скважин принимаются на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов плотностью n0=7 отв. на 1 погонный метр, диаметр перфорационных отверстий задают постоянным, равным 13 мм.A known method of opening a productive formation, including interval perforation with a perforation interval of 1.0 to 1.4 m, conducting interval perforation from the upper interval to the lower, performing in each interval for one act of perforation no more than 5 perforations with a depth of at least 500 mm s technological exposure between perforation of each interval for at least 1 hour. RF patent №2142044, IPC ЕВВ 43/11 publ. 1999.11.27. The disadvantage of this method is the occurrence of annular fluid circulation and flooding the interval of the reservoir. There is a method of developing a reservoir of viscous oil or bitumen, the distinguishing feature of which is that the minimum perforation density for the producing and injection wells is taken at the site with the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the shafts with a density of n 0 = 7 holes. per 1 running meter, the diameter of the perforations is set constant, equal to 13 mm
Распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют из условия:The distribution of perforation density in the ascending and descending sections is determined from the condition:
nx=n0+Lx/Аn x = n 0 + Lx / A
где nx - число перфорационных отверстий на расстоянии X от начала хвостовика с перфорацией;where n x is the number of perforations at a distance X from the beginning of the shank with perforation;
n0 - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов;n 0 - the minimum density of perforation in the area with the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the trunks;
Lx - длина восходящей части хвостовика на расстоянии х от его начала с перфорацией;Lx is the length of the ascending part of the shank at a distance x from its beginning with perforation;
А=30…60 м.A = 30 ... 60 m.
Патент РФ 2513484, МПК Е21В 43/26, Е21В 7/04, опубл. 20.04.2014.RF patent 2513484, IPC Е21В 43/26, ЕВВ 7/04, publ. 04/20/2014.
В данном изобретении диаметр отверстий и плотность перфорации имеют линейную зависимость, не связанную с гидравликой потока и геофизическими свойствами пласта.In this invention, the diameter of the holes and the density of the perforations have a linear relationship that is not related to flow hydraulics and the geophysical properties of the formation.
Известен способ перфорации пласта скважины, включающий поинтервальное перфорирование скважины в интервале продуктивного пласта. Перфорирование проводят корпусными пиротехническими перфораторами одноразового использования в нижней части плотностью 2-5 отверстий на 1 погонный м и вышележащих интервалов плотностью 5-10 отверстий на 1 погонный м.A known method of perforating a wellbore, including interval perforation of the well in the interval of the reservoir. Perforation is carried out with case pyrotechnic disposable perforators in the lower part with a density of 2-5 holes per 1 linear meter and overlying intervals with a density of 5-10 holes per 1 linear meter.
Патент РФ 2382179, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.02.2010.RF patent 2382179, IPC Е21В 43/00, publ. 02/20/2010.
В данном изобретении распределение перфорации не связанно с гидравликой потока и геофизическими свойствами пласта, а при использовании пиротехнических зарядов в пласте образуются радиально расположенные каналы (перфорация пласта скважины), которые обычно бывают заполнены обломками породы, а на стенках каналов появляется слой, поврежденный ударной волной.In this invention, the distribution of perforations is not related to flow hydraulics and geophysical properties of the formation, and when pyrotechnic charges are used in the formation, radially located channels (perforation of the well formation) are formed, which are usually filled with rock fragments, and a layer damaged by the shock wave appears on the channel walls.
Поврежденная порода и обломки ограничивают приток жидкости, что приводит к появлению скин-фактора.Damaged rock and debris restricts fluid flow, resulting in a skin factor.
Известен способ интенсификации притока углеводородов, включающий прокладку горизонтальной скважины, размещение в ней хвостовика, перфорацию, формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, перед проведением гидравлического разрыва пласта осуществляют нагнетательный тест, после которого проводят термометрию и по ее результатам определяют точки разрыва пласта, затем в этих точках перфорируют хвостовик, после чего производят гидравлический разрыв пласта.There is a method of intensifying the flow of hydrocarbons, including laying a horizontal well, placing a liner in it, perforating, forming cracks using hydraulic fracturing, before performing hydraulic fracturing, an injection test is carried out, after which thermometry is carried out and the fracture points are determined by its results, then the shank is perforated at these points, after which hydraulic fracturing is performed.
Патент РФ 2442886, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.02.2012.RF patent 2442886, IPC Е21В 43/26, publ. 02/20/2012.
Данный способ является трудоемким из-за сложного контроля за процессом разработки с большими непроизводственными затратами, при этом невозможно проводить анализ параметров скважины без остановки ее работы. Известен способ заканчивания скважины, включающий бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины, выделение нефтенасыщенных участков, размещение в горизонтальном стволе перфорированного хвостовика с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью, цементирование заколонного пространства средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части, ожидание затвердевания цемента, снижение гидростатического уровня и получение притока пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика, при наличии слабого притока проведение работ по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием, установку заглушенного пакера, соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента и получения связи скважина-пласт, промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика.This method is time-consuming due to the complex control of the development process with high non-production costs, while it is impossible to analyze the parameters of the well without stopping its operation. A well-known method of well completion, including drilling, casing and fixing a vertical wellbore to a productive horizon, drilling a horizontal wellbore, highlighting oil-saturated areas, placing a perforated liner with open perforations in the part far from the wellhead, with a cementing unit and with closed acid-soluble plugs with perforations in the middle part and with the integral part closest to the wellhead, cementing the space of the middle part of the liner through the cementing unit with the cement rising to the end of the integral part closest to the wellhead, waiting for the cement to solidify, reducing the hydrostatic level and obtaining reservoir fluid inflow from the interval of the liner portion farthest from the wellhead, in the presence of weak inflow, work to intensify it in the uncemented part of the shank with isolation of the rest of the packer with a through hole, installation of a plugged packer, hydrochloric acid treatment of media s shank portion to dissolve magnesium plugs and the cement behind the casing portion and receiving communication hole-formation, washing well and the stimulation interval from the middle part of the shank.
Патент РФ 2527978, МПК Е21В 33/14, опубл. 10.09.2014.RF patent 2527978, IPC ЕВВ 33/14, publ. 09/10/2014.
Недостатком данного способа является несовершенство вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что количество отверстий, выполненных по телу хвостовика, рассчитано без учета фильтрационно-емкостных характеристик пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, будет превышать объем отбора нефти. Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности добычи нефти, упрощение технологического процесса и снижение его трудоемкости.The disadvantage of this method is the imperfection of opening the reservoir, due to the fact that the number of holes made along the body of the liner is calculated without taking into account the reservoir properties of the reservoir, which means that in areas with high reservoir properties of the reservoir, the filter capacity will be limited, and in areas with low reservoir properties, on the contrary, will exceed the amount of oil withdrawal. The technical task of this invention is to increase the efficiency of oil production, simplifying the process and reducing its complexity.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем предварительное определение физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава, размещение в стволе скважины в интервале продуктивного пласта перфорированного хвостовика, передача физических и реологических параметров флюида осуществляется в режиме "online", расчет перфорации хвостовика производится в режиме реального времени по разработанной математической программе, при этом выполняются следующие условия - хвостовик предварительно условно разбивается на отдельные участки, длина которых определяется в соответствии с параметрами зон проницаемости пласта, объем нефти, поступающей внутрь хвостовика на каждом участке одинаков, тем самым обеспечивается равномерное распределение всасывания нефти по всей длине хвостовика, затем определяется площадь перфорации каждого участка хвостовика и соответственно количество сквозных перфорированных отверстий, изготавливается хвостовик, состоящий из участков с различной плотностью перфорации, на которых закрепляются фильтрующие элементы, затем хвостовик в сборе с фильтрующими элементами устанавливается в стволе скважины в интервале продуктивного пласта.The solution to this problem is achieved by the fact that in the method of well completion, which includes the preliminary determination of the physical and rheological parameters of the fluid in the reservoir, taking into account its composition, placement of a perforated liner in the wellbore in the interval of the reservoir, the physical and rheological parameters of the fluid are transmitted online ", the calculation of the shank perforation is performed in real time according to the developed mathematical program, while the following conditions are met - the liner is tentatively divided into separate sections, the length of which is determined in accordance with the parameters of the formation permeability zones, the volume of oil entering the liner in each section is the same, thereby ensuring uniform distribution of oil absorption along the entire liner length, then the perforation area of each liner section is determined and, accordingly, the number of through perforated holes, a shank is made, consisting of sections with different perforation densities, on filtering elements are fixed, then the liner assembly with filtering elements is installed in the wellbore in the interval of the reservoir.
Кроме того, фильтрующие элементы выполнены в виде цилиндрической спирали из высокоточного профиля V-образной формы, создающие жесткий экран с кольцевыми щелями размером от 50 до 1000 мкм и с допуском на ширину щели до 15 мкм.In addition, the filtering elements are made in the form of a cylindrical spiral from a high-precision profile of a V-shape, creating a rigid screen with annular slits in size from 50 to 1000 microns and with a tolerance for a slit width of up to 15 microns.
Кроме того, сквозные перфорированные отверстия расположены вдоль и поперек трубы хвостовика.In addition, through perforated holes are located along and across the shank pipe.
Кроме того, сквозные перфорированные отверстия выполнены калибровкой с повышенной точностью и высокой чистотой поверхности.In addition, through perforated holes are calibrated with increased accuracy and high surface finish.
Кроме того, диаметр сквозных перфорированных отверстий хвостовика может быть выбран одинаковым для всех участков хвостовика, при этом суммарная площадь отверстий должна соответствовать расчетным данным, полученным для каждого участка.In addition, the diameter of the perforated through holes of the shank can be chosen the same for all sections of the shank, while the total area of the holes should correspond to the calculated data obtained for each section.
Кроме того, на разных участках диаметр сквозных перфорированных отверстий хвостовика может быть неодинаков, при этом суммарная площадь отверстий должна соответствовать расчетным данным, полученным для каждого участка.In addition, in different sections, the diameter of the through perforated shank holes may vary, and the total area of the holes should correspond to the calculated data obtained for each section.
Изобретение поясняется чертежами.The invention is illustrated by drawings.
Фиг. 1 - эпюра расхода Q всасываемой нефти из скважины с равномерной перфорацией хвостовика.FIG. 1 is a diagram of the flow rate Q of the absorbed oil from the well with uniform perforation of the liner.
Фиг. 2 - график изменения гидравлического сопротивления ΔP∑ по длине хвостовика L.FIG. 2 is a graph of changes in hydraulic resistance ΔP ∑ along the length of the shank L.
Фиг. 3 - график изменения площади перфорации S по длине хвостовика L.FIG. 3 is a graph of the change in the area of perforation S along the length of the shank L.
Фиг. 4 - график изменения количества перфорированных отверстий K по длине хвостовика L.FIG. 4 is a graph of the change in the number of perforated holes K along the length of the shank L.
Фиг. 5 - схема распределения перфорированных отверстий по участкам хвостовика.FIG. 5 is a diagram of the distribution of perforated holes in sections of the shank.
Фиг. 6 - сравнение графиков зависимости объема добываемой нефти на каждом участке при равномерной перфорации хвостовика и при перфорации хвостовика, оптимизированной в результате расчетов.FIG. 6 - comparison of the graphs of the dependence of the volume of oil produced in each section with uniform perforation of the liner and perforation of the liner, optimized as a result of calculations.
Фиг. 7 - пример изменения перфорации хвостовика по его длине, соответствующего распределению притока нефти с учетом всех гидравлических потерь и геофизических свойств продуктивного пласта.FIG. 7 is an example of a change in the perforation of the liner along its length, corresponding to the distribution of oil inflow, taking into account all hydraulic losses and geophysical properties of the reservoir.
Фиг. 8 - схема распределения перфорированных отверстий по участкам хвостовика скважины с учетом всех гидравлических потерь и геофизических свойств продуктивного пласта.FIG. 8 is a diagram of the distribution of perforated holes in the sections of the well liner, taking into account all hydraulic losses and geophysical properties of the reservoir.
Способ заканчивания скважины осуществляют следующим образом.The method of completion is as follows.
Рассмотрим на примере горизонтальной скважины.Consider the example of a horizontal well.
Дебит скважины зависит от геологических, технологических и технических факторов, без учета которых не может быть определена оптимальная конструкция скважины.Well production depends on geological, technological and technical factors, without which the optimal design of the well cannot be determined.
Способ заканчивания скважины определяется путем разработки технологических решений по совершенствованию геометрических, гидродинамических и фильтрационных характеристик ствола и хвостовика скважины.The method of completion is determined by developing technological solutions to improve the geometric, hydrodynamic and filtration characteristics of the wellbore and liner.
В данном случае выбран способ с использованием распределенной перфорации хвостовика скважины.In this case, a method using distributed perforation of the liner has been selected.
На фиг. 5 изображен хвостовик, представляющий собой трубу 1, с приемным модулем насоса 2, забоем 3, со сквозными перфорированными отверстиями 4 диаметром dp, расположенными вдоль и поперек трубы хвостовика. Предварительно, по длине скважины в месте предполагаемого расположения хвостовика определяются физические и реологические параметры флюида (нефтесодержащей жидкости) в пластовых условиях с учетом его состава, а при наличии многокомпонентной пластовой жидкости - процентное содержание каждого компонента, физические и реологические параметры компонентов.In FIG. 5 shows a shank, which is a
Затем для каждой скважины определяются следующие параметры:Then, for each well, the following parameters are determined:
- ожидаемая производительность скважины (дебит);- expected well productivity (flow rate);
- геометрические данные хвостовика - диаметр, толщина стенки, длина,- geometric data of the shank - diameter, wall thickness, length,
- пластовое давление или глубина расположения хвостовика.- reservoir pressure or shank depth.
Необходимо принять во внимание, что в относительно коротких хвостовиках при соотношении d/L>0,0002, гдеIt must be taken into account that in relatively short shanks with a ratio d / L> 0,0002, where
d - диаметр трубы хвостовика;d is the diameter of the shank pipe;
L - длина хвостовика,L is the length of the shank,
наибольшее влияние оказывает проницаемость пласта.formation permeability has the greatest impact.
При d/L<0,0002 наибольшее влияние оказывает гидравлическое сопротивление.With d / L <0.0002, hydraulic resistance has the greatest effect.
Скважинные исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих скважинах. При неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону проницаемости пласта. Передача физических и реологических параметров флюида осуществляется в режиме "online", расчет распределенной перфорации хвостовика производится в режиме реального времени по разработанной математической программе, позволяющей выровнять приток нефти по всей длине фильтрующей поверхности.Downhole surveys make it possible to isolate operating intervals in the total thickness of the reservoir and establish inflow profiles in production wells. With heterogeneity of the formation in the selected area (limited by limits), there can be several sections, each of which will characterize a certain zone of permeability of the formation. The physical and rheological parameters of the fluid are transmitted in the online mode, the distributed perforation of the liner is calculated in real time according to the developed mathematical program, which makes it possible to equalize the oil flow along the entire length of the filtering surface.
Предварительно хвостовик условно разбивается на отдельные участки, длина которых определяется в соответствии с параметрами зон проницаемости пласта.Previously, the liner is conventionally divided into separate sections, the length of which is determined in accordance with the parameters of the permeability zones of the formation.
Предполагается, что объем нефти, поступающей внутрь хвостовика на каждом участке, одинаков, при этом данное условие обеспечивает равномерное распределение всасывания нефти по всей длине хвостовика и общий объем добываемой нефти составляет:It is assumed that the volume of oil entering the liner in each section is the same, while this condition ensures a uniform distribution of oil absorption along the entire length of the liner and the total volume of oil produced is:
Qобщ/N=Q1=Q2=Q3=…=QN,Q total / N = Q 1 = Q 2 = Q 3 = ... = Q N ,
где Qобщ - общий объем добываемой нефти;where Q total - the total amount of oil produced;
N - количество участков хвостовика;N is the number of sections of the shank;
Q1, Q2, Q3, …QN - объемы нефти, поступающей внутрь хвостовика на каждом участке.Q 1 , Q 2 , Q 3 , ... Q N are the volumes of oil entering the liner in each section.
Затем на каждом участке вдоль всего хвостовика определяют гидравлическое сопротивление (падение энергии) с учетом того, что по мере приближения потока флюида к началу хвостовика его объем будет увеличиваться пропорционально количеству пройденных участков, при этом скорость потока нефти внутри хвостовика будет расти пропорционально объему, что повлияет на значение критерия Рейнольдса, который определяет характер движения потока (ламинарное - турбулентное), а следовательно, и на сопротивление рассматриваемого участка.Then, in each section along the entire liner, hydraulic resistance (energy drop) is determined, taking into account the fact that as the fluid flow approaches the beginning of the liner, its volume will increase in proportion to the number of sections passed, while the oil flow rate inside the liner will increase in proportion to the volume, which will affect on the value of the Reynolds criterion, which determines the nature of the flow (laminar - turbulent), and therefore on the resistance of the section under consideration.
Суммарное гидравлическое сопротивление ΔP∑ для каждого участка хвостовика определяется по формуле:The total hydraulic resistance ΔP ∑ for each section of the shank is determined by the formula:
ΔP∑=ΔР+ΔРр,ΔP ∑ = ΔР + ΔРр,
где ΔР - гидравлическое сопротивление при движении потока жидкости внутри хвостовика на каждом участке;where ΔР is the hydraulic resistance during the movement of the fluid flow inside the liner in each section;
ΔРр - гидравлическое сопротивление пористого участка.ΔРр is the hydraulic resistance of the porous section.
После определения суммарного сопротивления строится график изменения гидравлического сопротивления по длине хвостовика, который представлен на фиг. 2, по которому можно определить сопротивление каждого участка хвостовика.After determining the total resistance, a graph of the change in hydraulic resistance along the length of the shank, which is presented in FIG. 2, by which it is possible to determine the resistance of each section of the shank.
Очевидно, что на начальном участке (от забоя) поток нефти испытывает минимальное сопротивление, так как скорость потока и его объем, поступившие в хвостовик, - незначительны.It is obvious that in the initial section (from the bottom) the oil flow experiences minimal resistance, since the flow velocity and its volume entering the liner are insignificant.
По мере приближения потока нефти к приемному модулю насоса 2 хвостовика, в связи с вновь поступающими в хвостовик объемами нефти, происходит резкое увеличение скорости потока, которое соответственно отражается на гидравлическом сопротивлении.As the oil flow approaches the receiving module of the
Суммарная площадь сквозных перфорированных отверстий S рассматриваемых участков подчиняется обратной зависимости от гидравлического сопротивления.The total area of the through perforated holes S of the sections under consideration obeys the inverse dependence on the hydraulic resistance.
В результате получаем график (Фиг. 3) изменения суммарной площади перфорированных отверстий каждого участка по длине хвостовика.As a result, we obtain a graph (Fig. 3) of changes in the total area of perforated holes of each section along the length of the shank.
Диаметр сквозных перфорированных отверстий хвостовика dp может быть выбран одинаковым для всех участков хвостовика, при этом суммарная площадь отверстий должна соответствовать расчетным данным, полученным для каждого участка.The diameter of the through perforations shank d p may be selected equal for all portions of the shank, wherein the total area of the openings should correspond to the calculated data obtained for each site.
На разных участках диаметр сквозных перфорированных отверстий хвостовика dp может быть неодинаков, при этом суммарная площадь отверстий должна соответствовать расчетным данным, полученным для каждого участках хвостовика.In different parts of the diameter of the through perforations shank d p may be not the same, the total area of the openings should correspond to the calculated data obtained for each of the shank portions.
Зная диаметр перфорированного отверстия dp хвостовика для каждого участка и соответственно площадь перфорированного отверстия Sотв, определяют количество перфорированных отверстий К каждого участках хвостовика (Фиг. 4).Knowing the diameter of the perforated holes d p for each of the shank portion and accordingly perforated holes opening area S, determined number of perforations to each portion of the shank (Fig. 4).
Сквозные перфорированные отверстия могут быть расположены вдоль и поперек трубы хвостовика, выполнены калибровкой с повышенной точностью и высокой чистотой поверхности.Through perforated holes can be located along and across the shank pipe, calibrated with increased accuracy and high surface cleanliness.
При определении плотности перфорации (количества перфорированных отверстий на единицу площади) следует исходить из условий предотвращения деформации хвостовика. В каждом конкретном случае окончательное решение о выборе плотности перфорации должно основываться на тщательном изучении накопленного опыта и на проведении специальных промысловых испытаний.When determining the density of perforation (the number of perforated holes per unit area), one should proceed from the conditions for preventing shank deformation. In each case, the final decision on the choice of perforation density should be based on a thorough study of the experience gained and on the conduct of special field trials.
На фиг. 5 приведен пример распределения перфорированных отверстий по участкам хвостовика скважины.In FIG. 5 shows an example of the distribution of perforated holes in the sections of the well shank.
На фиг. 6 приведено сравнение графиков зависимости объема добываемой нефти на каждом участке при равномерной перфорации хвостовика скважины и при перфорации хвостовика скважины, оптимизированной в результате расчетов.In FIG. Figure 6 shows a comparison of the graphs of the dependence of the volume of oil produced in each section with uniform perforation of the well shank and with perforation of the well shank optimized as a result of calculations.
На графике фиг. 7 показан пример изменения площади перфорации хвостовика по его длине, соответствующее распределению притока нефти с учетом всех гидравлических потерь и геофизических свойств продуктивного пласта. В соответствии с полученными данными определяется порядок расположения участков хвостовика.In the graph of FIG. Figure 7 shows an example of a change in the perforation area of a liner along its length, corresponding to the distribution of oil inflow, taking into account all hydraulic losses and geophysical properties of the reservoir. In accordance with the data obtained, the order of the location of the shank sections is determined.
На фиг. 8 приведен пример схемы распределения перфорированных отверстий при неравномерном притоке нефти по длине хвостовика. Затем изготавливается хвостовик, состоящий из участков с различной плотностью перфорации.In FIG. Figure 8 shows an example of the distribution pattern of perforated holes in case of uneven oil inflow along the length of the liner. Then a shank is made up of sections with different perforation densities.
Для исключения забивок отверстий хвостовика выносимым из пласта песком и удержания скелета пласта от разрушения на участках хвостовика с перфорированными сквозными отверстиями закрепляются фильтрующие элементы, выполненные в виде цилиндрической спирали из высокоточного профиля V-образной формы, создающие жесткий экран с кольцевыми щелями размером от 50 до 1000 мкм и с допуском на ширину щели до 15 мкм.To prevent clogging of the shank holes with sand being removed from the formation and to keep the skeleton of the formation from destruction, filter elements made in the form of a cylindrical spiral from a V-shaped high-precision profile are fixed on the shank sections with perforated through holes, creating a rigid screen with ring slots in size from 50 to 1000 microns and with a tolerance of a slit width of up to 15 microns.
Затем хвостовик в сборе с фильтрующими элементами устанавливается в стволе скважины в интервале продуктивного пласта на проектную глубину.Then, the complete assembly with filter elements is installed in the wellbore in the interval of the reservoir at the design depth.
Использование данного способа позволяет выровнять приток нефти по всей длине фильтрующей поверхности в зонах контакта хвостовика с продуктивным пластом, снизить риск образования депрессионных зон для заводнения или прорыва газа, уменьшить проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ), увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН).Using this method allows you to even out the flow of oil along the entire length of the filtering surface in the zones of contact between the liner and the reservoir, reduce the risk of the formation of depression zones for water flooding or gas breakthrough, reduce geological and technical measures (geological and technical measures), and increase the oil recovery factor (CIN).
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017120763A RU2645054C1 (en) | 2017-06-13 | 2017-06-13 | Well completion method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017120763A RU2645054C1 (en) | 2017-06-13 | 2017-06-13 | Well completion method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2645054C1 true RU2645054C1 (en) | 2018-02-15 |
Family
ID=61227068
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017120763A RU2645054C1 (en) | 2017-06-13 | 2017-06-13 | Well completion method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2645054C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710571C1 (en) * | 2018-12-12 | 2019-12-27 | Владимир Александрович Чигряй | Steam injection well |
| RU2720721C1 (en) * | 2019-08-29 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Well construction method |
| RU204611U1 (en) * | 2019-02-18 | 2021-06-01 | Владимир Александрович Чигряй | SLOT FILTER |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2142044C1 (en) * | 1999-06-03 | 1999-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью фирма "Силен" | Method for opening of productive bed |
| US20090183873A1 (en) * | 2005-12-19 | 2009-07-23 | Bunnell Franz D | Profile Control Apparatus and Method for Production and Injection Wells |
| RU2516062C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Construction finishing method for horizontal producer |
| RU2522031C1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of fitting well screen in horizontal steam-injection well |
| RU2527429C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2564316C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing |
-
2017
- 2017-06-13 RU RU2017120763A patent/RU2645054C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2142044C1 (en) * | 1999-06-03 | 1999-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью фирма "Силен" | Method for opening of productive bed |
| US20090183873A1 (en) * | 2005-12-19 | 2009-07-23 | Bunnell Franz D | Profile Control Apparatus and Method for Production and Injection Wells |
| RU2516062C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Construction finishing method for horizontal producer |
| RU2522031C1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of fitting well screen in horizontal steam-injection well |
| RU2527429C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2564316C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710571C1 (en) * | 2018-12-12 | 2019-12-27 | Владимир Александрович Чигряй | Steam injection well |
| RU204611U1 (en) * | 2019-02-18 | 2021-06-01 | Владимир Александрович Чигряй | SLOT FILTER |
| RU2720721C1 (en) * | 2019-08-29 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Well construction method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| US5074360A (en) | Method for repoducing hydrocarbons from low-pressure reservoirs | |
| EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
| RU2336414C1 (en) | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2645054C1 (en) | Well completion method | |
| RU2401943C1 (en) | Procedure for directional hydraulic breakdown of formation in two horizontal bores of well | |
| WO2019191349A1 (en) | An integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2236567C1 (en) | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2533465C1 (en) | Well completion and operation method for underground gas storage in water-bearing formation with inhomogeneous lithologic structure | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2299977C2 (en) | Method for oil production at the later stage of oil deposit having water bed development | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2715114C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2839493C1 (en) | Method for development of multi-formation oil deposits with circular production well in middle of element and horizontal injection wells | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2841045C1 (en) | Method for development of multi-formation oil deposit with circular production well in middle of element | |
| RU2837036C1 (en) | Method for development of multilayer oil deposit with circular injection well in middle of section | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200122 Effective date: 20200122 |