RU166287U1 - DEVICE FOR REGULATING A FLUID FLOW INFLUENCE WHEN OPERATING A HORIZONTAL WELL - Google Patents
DEVICE FOR REGULATING A FLUID FLOW INFLUENCE WHEN OPERATING A HORIZONTAL WELL Download PDFInfo
- Publication number
- RU166287U1 RU166287U1 RU2015146794/03U RU2015146794U RU166287U1 RU 166287 U1 RU166287 U1 RU 166287U1 RU 2015146794/03 U RU2015146794/03 U RU 2015146794/03U RU 2015146794 U RU2015146794 U RU 2015146794U RU 166287 U1 RU166287 U1 RU 166287U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- horizontal well
- flange
- regulating
- piston
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000013461 design Methods 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 102000010637 Aquaporins Human genes 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
-
- 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
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around 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)
- Sliding Valves (AREA)
Abstract
1. Устройство регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины, включающее фланец с отверстиями определенного диаметра, прикрепленный к нему сетчатый фильтр, расположенный соосно с эксплуатационной колонной, вдоль которой проложена линия управления, соединенная с соответствующим отверстием во фланце, отличающееся тем, что в корпусе установлены возвратная пружина требуемой жесткости и взаимодействующий с ней гидравлически управляемый поршень, который боковой поверхностью примыкает к корпусу и эксплуатационной колонне, а противоположный пружине конец поршня сообщается с линией управления.2. Устройство регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины по п.1, отличающееся тем, что гидравлически управляемый поршень несет функцию распределительного элемента - золотника.1. A device for controlling the flow of formation fluid during operation of a horizontal well, including a flange with holes of a certain diameter, a strainer attached to it, located coaxially with the production string, along which a control line is connected, connected to the corresponding hole in the flange, characterized in that in the housing a return spring of the required stiffness and a hydraulically controlled piston interacting with it are installed, which adjoins the housing with a side surface and atatsionnoy column spring and the opposite end of the piston communicates with line upravleniya.2. The device for regulating the flow of formation fluid during the operation of a horizontal well according to claim 1, characterized in that the hydraulically controlled piston has the function of a distribution element - a spool.
Description
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции устройства регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины.The utility model relates to the oil and gas industry, in particular to the design of a device for regulating the flow of formation fluid during operation of a horizontal well.
В процессе развития нефтегазодобычи происходит постоянное совершенствование техники и технологий на каждом отдельном этапе, при этом каждый инновационный подход предполагает снижение трудовых затрат и увеличение производительности и эффективности. В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов - это переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных скважин, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов. Несмотря на достоинства и перспективность горизонтальной эксплуатации продуктивных пластов, существует проблема при их разработке - это ранняя обводненность скважины и вероятность прорыва газа.In the process of developing oil and gas production, there is a constant improvement of equipment and technologies at each individual stage, with each innovative approach involving a reduction in labor costs and an increase in productivity and efficiency. Under these conditions, the most rational direction for improving the use of hard-to-recover reserves is the transition to fundamentally new field development systems using horizontal wells, which, having an increased formation opening surface, reduce filtration resistance in the bottom-hole zones and are a promising method not only to increase well productivity, but also oil recovery values of productive formations. Despite the advantages and prospects of horizontal operation of productive formations, there is a problem in their development - this is an early water cut in the well and the probability of a gas breakthrough.
Все эти проблемы существенно снижают эффективность эксплуатации горизонтальной скважины и негативно влияют на коэффициент извлечения. Основной причиной таких проблем является неравномерность отбора нефти на всех участках горизонтального ствола. Именно неравномерность профиля притока вызывает раннюю обводненность и прорывы газа в скважине. Для устранения этих проблем многие компании разрабатывают устройство контроля притока. Устройство размещается в различных интервалах продуктивного пласта и служит для создания необходимых и поддающихся количественному определению перепадов давления между пластом и эксплуатационной колонной.All these problems significantly reduce the efficiency of horizontal wells and adversely affect the recovery rate. The main reason for such problems is the uneven selection of oil in all sections of the horizontal trunk. It is the irregularity of the inflow profile that causes early water cut and gas breakthroughs in the well. To address these problems, many companies are developing an inflow control device. The device is located at different intervals of the reservoir and serves to create the necessary and quantifiable pressure drops between the reservoir and the production string.
Известно устройство контроля притока EQUALIZER производства компании Baker Hughes. Конструкция отличается от аналогичной вышеописанной конструкции узлом, на котором создается перепад давления. Этот узел представляет собой каналы сложной конфигурации. Двигаясь по таким каналам вода, как более тяжелая фаза, обладающая большей инерцией, будет иметь большее гидравлическое сопротивление, и поток воды будет тормозиться, а нефть будет продолжать движение. То есть, происходит локальная сепарация воды от нефти («Новые типы устройств контроля притока» Лукаш Островски, 2009 г, Baker Hughes SPE).The known inflow control device EQUALIZER manufactured by Baker Hughes. The design differs from the similar construction described above by the assembly on which the pressure drop is created. This node represents the channels of complex configuration. Moving through such channels, water, like the heavier phase, which has more inertia, will have greater hydraulic resistance, and the water flow will be inhibited, and the oil will continue to move. That is, there is a local separation of water from oil ("New Types of Inflow Control Devices" Lukas Ostrowski, 2009, Baker Hughes SPE).
Недостатком данного устройства является низкая скорость движения жидкости. Конструкция узла регулирования притока не допускает быстрое течение жидкости, вследствие высокого гидравлического сопротивления каналов.The disadvantage of this device is the low speed of the fluid. The design of the inflow control unit does not allow rapid fluid flow, due to the high hydraulic resistance of the channels.
Известно устройство регулирования притока FloReg производства компании Weatherford. Аналогично предыдущей конструкции Equalizer, пластовые флюиды поступают из продуктивного горизонта в колонну через скважинный двухступенчатый фильтр. Однако, в данной конструкции узел перепада давления состоит из двух элементов. Первый элемент - это вставные втулки различного диаметра, пройдя через которые поток попадает на винтовую линию и уже после нее - в эксплуатационную колонну. Отличительная особенность данной конструкции состоит в том, что внутри скважинных фильтров устанавливается оптоволоконный датчик для анализа распределения температуры по всему участку дренирования. Установка и регулирование устройства контроля притока осуществляется непосредственно на скважине до спуска. По предварительно рассчитанному дебиту скважины, принимают решение о количестве открытых и закрытых отверстий в устройстве, затем производят спуск всего оборудования. В случае необходимости перекрыть какой-либо интервал, требуется подъем оборудования (Журнал «Нефтегазовые технологии» №6, июнь 2010).Weatherford's FloReg inflow control device is known. Similar to the previous Equalizer design, formation fluids flow from the productive horizon to the column through a two-stage well filter. However, in this design, the differential pressure unit consists of two elements. The first element is plug-in bushings of various diameters, passing through which the flow enters the helix and, after it, into the production string. A distinctive feature of this design is that an optical fiber sensor is installed inside the downhole filters to analyze the temperature distribution throughout the drainage area. Installation and regulation of the inflow control device is carried out directly at the well before descent. According to the previously calculated well flow rate, a decision is made on the number of open and closed holes in the device, then all equipment is run. If it is necessary to close any interval, equipment lifting is required (Journal of Oil and Gas Technologies No. 6, June 2010).
Основным недостатком данной конструкции является отсутствие возможности оперативно регулировать величину притока. Регулирование проходного сечения осуществляется на поверхности, до спуска колонны в скважину, путем постановки втулок различного диаметра с учетом расчетного дебита.The main disadvantage of this design is the lack of the ability to quickly adjust the amount of inflow. The regulation of the bore is carried out on the surface, before the column is lowered into the well, by setting bushings of various diameters taking into account the calculated flow rate.
Известно устройство автоматического скважинного клапана AICV (англ. Autonomous Inflow Control Valve), производства компании InflowControl AS. Принцип его работы основан на разности вязкости воды нефти и газа. Когда к клапану поступает нефть, он открывается и пропускает через себя поток нефти. Когда к скважине начинает подходить вода или газ он закрывается вследствие их меньшей вязкости. Таким образом, данное устройство устраняет главный недостаток предыдущих конструкций, а именно - перекрывает в автоматическом режиме интервал, на котором произошел прорыв газа или воды. Кроме того, клапан имеет и обратный режим: после перекрытия интервала, когда к скважине вновь начинает подходить нефть, клапан снова открывается и продолжает добычу. Таким образом, такое устройство является саморегулируемым, отсутствует необходимость в использовании дополнительной аппаратуры контроля и устройство не требует связи с поверхностью (Антоненко Д.А., Мурдыгин Р.В., Амирян С.Л. Оценка эффективности применения оборудования для контроля притока в горизонтальных скважинах, Нефтяное хозяйство. 2007 г. №11, с 84-87).A device for automatic well valve AICV (Eng. Autonomous Inflow Control Valve), manufactured by InflowControl AS. The principle of its operation is based on the difference in the viscosity of oil and gas water. When oil enters the valve, it opens and passes a stream of oil through itself. When water or gas begins to approach the well, it closes due to their lower viscosity. Thus, this device eliminates the main drawback of previous designs, namely, it automatically shuts off the interval at which a gas or water breakthrough occurred. In addition, the valve has a reverse mode: after the interval is closed, when oil starts to approach the well again, the valve opens again and continues production. Thus, such a device is self-regulating, there is no need to use additional control equipment and the device does not require communication with the surface (Antonenko D.A., Murdygin R.V., Amiryan S.L. Evaluation of the effectiveness of the use of equipment for monitoring inflow in horizontal wells , Oil industry. 2007 G. No. 11, pp. 84-87).
Однако, несмотря на очевидные достоинства, такой клапан имеет ряд существенных недостатков: клапан требует предварительной настройки и калибровки на поверхности, которая может быть довольно трудоемка и сложна, а также возможно попадание в клапан мелких частиц песка и других сторонних объектов, что может повлиять на правильность и эффективность его работы.However, despite the obvious advantages, such a valve has a number of significant drawbacks: the valve requires preliminary adjustment and calibration on the surface, which can be quite time-consuming and difficult, as well as small particles of sand and other foreign objects that can affect the valve, which can affect the correctness and the effectiveness of his work.
Наиболее близким к полезной модели по технической сущности, достигаемому техническому результату и выбранным автором за прототип, является конструкция интеллектуального активного устройства регулирования притока пластовой жидкости, производства компании Schlumberger. Конструкция представляет собой скважинный фильтр с двумя ступенями очистки, внутри которого расположена труба с фрезерованными продольными пазами и отверстиями определенного диаметра, электрически управляемые с поверхности скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон или боковых стволов, постоянные скважинных датчиков температуры и давления (Стивен Дайер, Яссер Эль-Хазиндар Энджел Рейес, Михаиэль Хубер, Иан Ро, Дэвид Рид. Интеллектуальное заканчивание: автоматизированное управление добычей// Нефтегазовое обозрение 2007 Т. 19, №4 С. 4-21).The closest to the utility model in terms of technical nature, the technical result achieved and the author selected for the prototype is the design of the Schlumberger intelligent active fluid flow control device. The design consists of a downhole filter with two stages of cleaning, inside of which there is a pipe with milled longitudinal grooves and holes of a certain diameter, electrically controlled downhole valves used to control the inflow from individual zones or sidetracks, and constant downhole temperature and pressure sensors (Stephen Dyer , Yasser Al-Hazindar Angel Reyes, Michael Huber, Ian Roh, David Reed Intelligent Completion: Automated Production Management // Neftegazo Voyo review 2007 T. 19, No. 4 S. 4-21).
Однако опыт показал, что дистанционно управляемые клапаны, установленные в интервале продуктивного пласта с неизменной проницаемостью, на первый взгляд могут показаться эффективным средством контроля водопритока, увеличивающим срок эксплуатации скважины и суммарный объем добычи, но если интервал их установки перекрывает относительно короткий участок пласта, то интеллектуальное заканчивание может оказаться нерентабельным, если не будет получен достаточно неравномерный фронт притока флюида. Но по своей природе большинство неоднородных коллекторов пригодно для рентабельного интеллектуального заканчивания, поскольку их изменяющиеся проницаемость и пористость обуславливают создание именно такого фронта притока, который лучше всего подходит для работы клапанов с регулируемым положением.However, experience has shown that remotely controlled valves installed in the interval of a productive formation with constant permeability, at first glance, may seem to be an effective means of controlling water inflow, increasing the life of the well and the total production volume, but if the interval of their installation covers a relatively short section of the formation, then the intellectual completion may be unprofitable if a sufficiently uneven front of fluid inflow is not obtained. But by their nature, most heterogeneous reservoirs are suitable for cost-effective intelligent completion, as their varying permeability and porosity cause the creation of precisely such a flow front that is best suited for variable position valves.
Анализ современного технического состояния устройств регулирования притока показал эволюцию таких устройств, начиная от нерегулируемых, предварительно настраиваемых клапанов, до полностью автоматизированных и регулируемых с поверхности устройств, позволяющих в реальном времени проводить мониторинг и оперативно реагировать на изменяющиеся условия пластовой жидкости.An analysis of the current technical state of the inflow control devices showed the evolution of such devices, from unregulated, pre-adjustable valves, to fully automated and surface-controlled devices that allow real-time monitoring and rapid response to changing conditions of the reservoir fluid.
Задача предлагаемой полезной модели заключается, в том, что устройство регулирования притока пластовой жидкости обеспечивает равномерное распределение притока по стволу скважины, что позволяет осуществлять более эффективное дренирование пласта и, следовательно, максимально увеличивать нефтеотдачу.The objective of the proposed utility model is that the device for regulating the influx of formation fluid provides a uniform distribution of inflow along the wellbore, which allows for more efficient drainage of the formation and, therefore, maximize oil recovery.
Устройство регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины, включающее фланец с отверстиями определенного диаметра, прикрепленный к нему сетчатый фильтр, расположенный соосно с эксплуатационной колонной, вдоль которой проложена линия управления, соединенная с соответствующим отверстием во фланце, согласно полезной модели, в корпусе установлены возвратная пружина требуемой жесткости и взаимодействующий с ней гидравлически управляемый поршень, который боковой поверхностью примыкает к корпусу и эксплуатационной колонне, а противоположный пружине конец поршня сообщается с линией управления.A device for regulating the flow of formation fluid during operation of a horizontal well, including a flange with holes of a certain diameter, a strainer attached to it, located coaxially with the production string along which a control line is connected, connected to a corresponding hole in the flange, according to a utility model, a return a spring of the required stiffness and a hydraulically controlled piston interacting with it, which adjoins the housing and the production column, and the end of the piston opposite the spring communicates with the control line.
Особенность данного устройства заключается в возможности регулирования количества жидкости, поступающей в эксплуатационную колонну с помощью специального гидравлически управляемого поршня и предварительно настроенной возвратной пружины требуемой жесткости.A feature of this device is the ability to control the amount of fluid entering the production string using a special hydraulically controlled piston and a pre-configured return spring of the required stiffness.
Кроме того, гидравлически управляемый поршень несет функцию распределительного элемента - золотника.In addition, a hydraulically controlled piston has the function of a distribution element - a spool.
Таким образом, применение такого устройства позволяет выровнять профиль притока флюида, содержащий воду или газ. Кроме того, использование такого устройства позволяет исключить необходимость применения регулируемых клапанов, контролируемых при помощи линии управления, что в дальнейшем дает возможность избавиться от затрат и рисков возникающих при реализации более сложных способов регулирования притока в горизонтальных скважинах.Thus, the use of such a device allows you to align the profile of the fluid flow containing water or gas. In addition, the use of such a device eliminates the need for adjustable valves controlled by a control line, which subsequently makes it possible to get rid of the costs and risks arising from the implementation of more complex methods of regulating the flow in horizontal wells.
На Фиг. 1 изображен общий вид устройства в рабочем положении. Все приведенные изображения условны и выполнены без соблюдения масштаба и отображают только те участки, которые необходимы для пояснения полезной модели, при этом другие участки опущены или только подразумеваются.In FIG. 1 shows a General view of the device in the operating position. All the images shown are conditional and executed without observing the scale and display only those sections that are necessary to explain the utility model, while other sections are omitted or only implied.
Устройство состоит из фланца (2) с отверстиями определенного диаметра, к фланцу (2) прикреплен сетчатый фильтр (4), расположенный соосно с эксплуатационной колонной (6), и обеспечивающий очистку и протекание пластовой жидкости к отверстиям определенного диаметра во фланце (2); в корпусе (1) установлены возвратная пружина (5) требуемой жесткости и взаимодействующий с ней гидравлически управляемый поршень (7); линия управления (3) проложена вдоль эксплуатационной колонны (6) и соединена с соответствующим отверстием во фланце (2), сообщаясь с противоположным пружине (5) концом поршня (7); гидравлически управляемый поршень (7) боковой поверхностью примыкает к корпусу (1) и эксплуатационной колонне (6), управляя закрытием и открытием отверстий притока жидкости в корпусе (1) и в эксплуатационной колонне (6), поступающего через отверстия определенного диаметра во фланце (2).The device consists of a flange (2) with holes of a certain diameter, a mesh filter (4) is attached to the flange (2), located coaxially with the production string (6), and which ensures the cleaning and flow of formation fluid to the holes of a certain diameter in the flange (2); a return spring (5) of the required stiffness and a hydraulically controlled piston (7) interacting with it are installed in the housing (1); a control line (3) is laid along the production string (6) and connected to the corresponding hole in the flange (2), communicating with the end of the piston (7) opposite to the spring (5); a hydraulically controlled piston (7) adjoins the housing (1) and the production casing (6) with its lateral surface, controlling the closing and opening of the fluid inlet openings in the housing (1) and in the production casing (6) entering through openings of a certain diameter in the flange (2) )
Устройство работает следующим образом (Фиг. 1).The device operates as follows (Fig. 1).
При эксплуатации устройства пластовая жидкость проходит через сетчатый фильтр 4 и далее движется через отверстия фланца 2, на которых создается требуемый, равный на всех эксплуатационных участках перепад давления и поступает во внутреннюю полость в самом устройстве. В закрытом положении отверстия притока жидкости в устройстве и эксплуатационную колонне 6, перекрыты гидравлически управляемым поршнем 7.During operation of the device, the reservoir fluid passes through the
Подавая рабочую среду через линию управления 3, в полость перед поршнем 7 создается избыточное давление, образуется усилие превышающее жесткость возвратной пружины 5. Она сжимается и, тем самым, гидравлически управляемый поршень смещается вправо и открывает проходной канал между корпусом 1 и эксплуатационной колонной 6. При необходимости уменьшить количество поступающей в эксплуатационную колонну жидкости (например, при начале обводненности) давление в полости перед поршнем снижают, и, за счет жесткости пружины, поршень перемещается влево и уменьшает проходное сечение или полностью перекрывает отверстие.By supplying the working medium through the
При изготовлении устройства использованы обычные конструктивные материалы и заводское оборудование.In the manufacture of the device used conventional structural materials and factory equipment.
Применение устройства, согласно полезной модели целесообразно на Ванкорском месторождении, которое является одним из крупнейших, введенных в промышленную эксплуатацию в последнее время в мире. Основные запасы нефти сосредоточены в продуктивных пластах Як3-7 и Нх3-4. Залежи газонефтяные, подстилаются подошвенной водой. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пластов Як3-7 равна 19 м, Нх3-4 - 17 м. Пласты Нх3-4 характеризуются высокой послойной неоднородностью по проницаемости. В кровле пласта Нх4 расположен высокопроницаемый интервал толщиной 5 м и средней проницаемостью 0,5 мкм2 (0,5 Д), максимальная проницаемость может достигать 1 мкм2. Основной механизм вытеснения нефти - заводнение в сочетании с закачкой газа в газовую шапку залежи пластов Hx3-4. В качестве добывающих на месторождении используются горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка около 1000 м. Рабочие депрессии изменяются от 1 до 9 МПа в зависимости от размещения скважин. Значительная длина горизонтального участка и существенная неоднородность по проницаемости (различные участки горизонтального ствола одной и той же скважины могут отличаться по проницаемости в 100 раз) обусловливают неоднородность притока к горизонтальному участку. Существенный риск представляют прорывы газа из газовой шапки, которые могут происходить как по высокопроницаемым прослоям, так и перпендикулярно напластованию. В таких условиях совершенно очевидной становится задача выбора и дизайна системы заканчивают скважин, которая должна обеспечивать: возможность установки на горизонтальном участке скважины со сложным профилем; максимизацию добычи нефти из скважины; минимизацию добычи газа и воды; контроль пескопроявлений.The use of the device, according to the utility model, is advisable at the Vankor field, which is one of the largest recently put into commercial operation in the world. The main oil reserves are concentrated in the productive formations Yak 3-7 and Hx 3-4 . Oil and gas deposits are lined with bottom water. The average effective oil-saturated thickness of the Yak 3-7 layers is 19 m, Нх 3-4 - 17 m. The Нх 3-4 formations are characterized by high layer permeability heterogeneity. A highly permeable interval with a thickness of 5 m and an average permeability of 0.5 μm 2 (0.5 D) is located in the roof of the Hx 4 formation; the maximum permeability can reach 1 μm 2 . The main mechanism of oil displacement is water flooding in combination with gas injection into the gas cap of the Hx 3-4 reservoir. As production wells, horizontal wells with a horizontal section length of about 1000 m are used. Working depressions vary from 1 to 9 MPa, depending on the location of the wells. The significant length of the horizontal section and significant heterogeneity in permeability (different sections of the horizontal wellbore of the same well may vary by 100 times in permeability) determine the heterogeneity of the inflow to the horizontal section. A significant risk is gas breakthroughs from the gas cap, which can occur both in highly permeable interlayers and perpendicular to the bedding. In such conditions, the task of choosing and designing a system for completing wells, which should provide: the ability to install on a horizontal section of a well with a complex profile, becomes completely obvious maximizing oil production from the well; minimization of gas and water production; sand control.
Скважина №124 пластов Hx3-4 первоначально была выбрана в качестве кандидата для установки систем контроля притока из-за пересечения ею высокопроницаемого интервала, расположенного в кровле пласта Hx4. Скважина пересекает три участка с существенно различными ФЕС: пласт Hx3, высокопроницаемую часть кровли пласта Hx4, оставшуюся часть пласта Hx4. Таким образом, выбранный дизайн системы заканчивания позволил снизить приток газа к скважине, что должно привести к увеличению накопленной добычи нефти.Well No. 124 of the Hx 3-4 formations was initially selected as a candidate for the installation of inflow control systems due to the intersection of the highly permeable interval located in the roof of the Hx 4 stratum. The well intersects three sections with significantly different properties: the Hx 3 formation, the highly permeable part of the roof of the Hx 4 formation, and the remainder of the Hx 4 formation. Thus, the chosen design of the completion system allowed to reduce the flow of gas to the well, which should lead to an increase in cumulative oil production.
Таким образом, с применением устройства регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальных скважин имеется возможность контролировать и регулировать поступающую в колонну пластовую жидкость. В случае возникновения проблем на любом участке (поступление воды или газа) приток пластовой жидкости можно оперативно перекрыть, и эксплуатация продолжится через другие участки. Тем самым, снижается обводненность продукции, увеличивается жизненный цикл скважины, выравнивается общий профиль притока нефти и происходит равномерная отработка нефтяного пласта.Thus, using a device for regulating the influx of formation fluid during the operation of horizontal wells, it is possible to control and regulate the formation fluid entering the column. In case of problems in any area (water or gas supply), the flow of formation fluid can be quickly shut off, and operation will continue through other areas. Thus, the water cut of production is reduced, the life cycle of the well is increased, the overall profile of oil inflow is leveled, and the oil reservoir is uniformly worked out.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015146794/03U RU166287U1 (en) | 2015-10-29 | 2015-10-29 | DEVICE FOR REGULATING A FLUID FLOW INFLUENCE WHEN OPERATING A HORIZONTAL WELL |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015146794/03U RU166287U1 (en) | 2015-10-29 | 2015-10-29 | DEVICE FOR REGULATING A FLUID FLOW INFLUENCE WHEN OPERATING A HORIZONTAL WELL |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU166287U1 true RU166287U1 (en) | 2016-11-20 |
Family
ID=57792876
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015146794/03U RU166287U1 (en) | 2015-10-29 | 2015-10-29 | DEVICE FOR REGULATING A FLUID FLOW INFLUENCE WHEN OPERATING A HORIZONTAL WELL |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU166287U1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU178922U1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-04-23 | Владимир Александрович Чигряй | FLUID FLOW CONTROL DEVICE |
| RU179815U1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-05-24 | Владимир Александрович Чигряй | FLUID FLOW CONTROL DEVICE |
| RU2702037C1 (en) * | 2019-01-18 | 2019-10-03 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method for increasing efficiency of oil and gas production at implementation of multi-stage hydraulic fracturing |
| RU2713820C1 (en) * | 2019-04-02 | 2020-02-07 | Юрий Александрович Осипов | Oil and water inflow selector in horizontal wells |
-
2015
- 2015-10-29 RU RU2015146794/03U patent/RU166287U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU178922U1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-04-23 | Владимир Александрович Чигряй | FLUID FLOW CONTROL DEVICE |
| RU179815U1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-05-24 | Владимир Александрович Чигряй | FLUID FLOW CONTROL DEVICE |
| RU2702037C1 (en) * | 2019-01-18 | 2019-10-03 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method for increasing efficiency of oil and gas production at implementation of multi-stage hydraulic fracturing |
| RU2713820C1 (en) * | 2019-04-02 | 2020-02-07 | Юрий Александрович Осипов | Oil and water inflow selector in horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2432968B1 (en) | Apparatus and method for modeling well designs and well performance | |
| RU166287U1 (en) | DEVICE FOR REGULATING A FLUID FLOW INFLUENCE WHEN OPERATING A HORIZONTAL WELL | |
| EP3027846B1 (en) | Sand control system and methodology | |
| AU2012382004B2 (en) | Wellbore screens and methods of use thereof | |
| US10145219B2 (en) | Completion system for gravel packing with zonal isolation | |
| CA2531301A1 (en) | System and method for completing a subterranean well | |
| WO2009052076A2 (en) | Water absorbing materials used as an in-flow control device | |
| US9683426B2 (en) | Distributed inflow control device | |
| GB2421746A (en) | Liquid and gaseous inflow discriminator system | |
| WO2012148688A2 (en) | A method of providing flow control devices for a production wellbore | |
| Jin et al. | An analytical model for water coning control installation in reservoir with bottomwater | |
| CN108060915B (en) | Completion structure capable of improving dewatering and oil increasing capacity | |
| CA2919539A1 (en) | Method, system, and optimization technique to improve oil reservoir recovery in the water-alternating-gas injection process by using downhole control valves (wag-cv) | |
| EA019016B1 (en) | System and method for controlling the flow of fluid in branched wells | |
| US11692417B2 (en) | Advanced lateral accessibility, segmented monitoring, and control of multi-lateral wells | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| CA2985953A1 (en) | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation | |
| RU2370640C1 (en) | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes | |
| RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
| US11299944B2 (en) | Bypass tool for fluid flow regulation | |
| US20030066649A1 (en) | Single well combination oil production/water dump flood apparatus and methods | |
| CN212716548U (en) | Automatic inflow water control device | |
| CN208040358U (en) | A kind of switchable water control device and oil extraction system | |
| CA3071806C (en) | Infill well methods for hydrocarbon recovery | |
| US9683427B2 (en) | Activation devices operable based on oil-water content in formation fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM9K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20171030 |