RU2299314C2

RU2299314C2 - Method for mechanical impurities carryover from well bottom

Info

Publication number: RU2299314C2
Application number: RU2005111909/03A
Authority: RU
Inventors: Сергей Константинович Сохошко (RU); Сергей Константинович Сохошко; Валерий Константинович Романов (RU); Валерий Константинович Романов; Иван Иванович Клещенко (RU); Иван Иванович Клещенко
Original assignee: Сергей Константинович Сохошко
Priority date: 2005-04-20
Filing date: 2005-04-20
Publication date: 2007-05-20
Also published as: RU2005111909A

Abstract

FIELD: oil and gas industry, particularly operation of horizontal and gently sloping oil and gas wells, namely methods or apparatus for cleaning boreholes or wells.

SUBSTANCE: method involves increasing fluid velocity at the end of horizontal bore by arranging perforation intervals or filters to provide fluid velocity in last perforation section or in filter enough for effective impurity and water carryover from well bottom. Distance between perforation sections or between filters at the beginning of horizontal bore is to be greater than that between perforation sections or between filters at the end of horizontal bore. Perforation density at the beginning of horizontal bore is to be less than that at the bore end.

EFFECT: increased output from horizontal bore end, which accelerates fluid velocity and facilitates mechanical impurity and water carryover from the whole well bore.

1 ex, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации горизонтальных и пологих нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry, namely the operation of horizontal and shallow oil and gas wells.

Известен способ очистки горизонтального участка ствола скважины от механических примесей, заключающийся в промывке забоя скважины путем спуска на забой гибких насосно-компрессорных труб [Хамидуллин А. Опыт эксплуатации колтюбинговых установок на предприятиях ОАО "Татнефть", "Колтюбинг", №1, 2001 г.].There is a method of cleaning the horizontal section of the wellbore from mechanical impurities, which consists in flushing the bottom of the well by lowering the flexible tubing to the bottom [Hamidullin A. Experience in the operation of coiled tubing installations at the enterprises of OAO TATNEFT, Koltyubing, No. 1, 2001 ].

Недостатком такого способа является необходимость остановки скважины, создания циркуляции промывочной жидкости, что отрицательно сказывается на технико-экономических показателях работы скважины и состоянии призабойной зоны.The disadvantage of this method is the need to stop the well, create a circulation of flushing fluid, which negatively affects the technical and economic performance of the well and the condition of the bottom hole.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ эксплуатации скважины с использованием фильтров, способных периодически открываться и закрываться, что позволяет регулировать эпюры скоростей потока флюидов по горизонтальному участку ствола и обеспечивать вынос механических примесей с забоя [Ванифатьев В.И., Дудаладов А.К. и др. Техника и технология применения комплекса КРР-146 для регулируемого разобщения горизонтальных скважин. Вестник ассоциации буровых подрядчиков, №1, 2002 г.].The closest technical solution chosen for the prototype is a method of operating a well using filters that can periodically open and close, which allows you to adjust the diagrams of fluid flow rates along the horizontal section of the barrel and ensure the removal of mechanical impurities from the bottom [Vanifatyev V.I., Dudalad A .TO. and others. Technique and technology of using the KPP-146 complex for controlled separation of horizontal wells. Bulletin of the Association of Drilling Contractors, No. 1, 2002].

Недостатками подобного способа являются сложность, низкая надежность фильтров, необходимость остановки скважины для настройки фильтров, кроме того, он не применим в скважинах с обсаженным и перфорированным забоем.The disadvantages of this method are the complexity, low reliability of the filters, the need to stop the well to adjust the filters, in addition, it is not applicable in wells with cased and perforated faces.

Задача предлагаемого изобретения состоит в упрощении и повышении надежности выноса механических примесей с забоя скважины.The task of the invention is to simplify and increase the reliability of the removal of solids from the bottom of the well.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в создании определенной схемы размещения фильтров либо определенной схемы перфорации горизонтального участка обсадной колонны, позволяющей увеличить дебит конечного участка горизонтального ствола и, как следствие, увеличить скорость потока флюида на конечном участке ствола, что в свою очередь будет способствовать выносу механических примесей и воды со всего ствола скважины.The technical result of the invention consists in creating a specific arrangement of filters or a specific pattern of perforation of the horizontal section of the casing, which allows to increase the flow rate of the final section of the horizontal wellbore and, as a result, to increase the fluid flow rate on the final section of the wellbore, which in turn will contribute to the removal of mechanical impurities and water from all over the wellbore.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе обеспечения выноса механических примесей с забоя горизонтальной скважины, включающем возможность увеличения скорости потока флюида на конечном участке горизонтального ствола, в отличие от известного, участки перфорации либо фильтры размещают с таким расчетом, чтобы скорость потока флюида на последнем участке перфорации либо фильтре была достаточной для выноса механических примесей и воды с забоя, при этом расстояние между участками перфорации либо фильтрами в начале горизонтального участка ствола должны быть больше, чем расстояния между ними в конце ствола, а плотность перфорации в начале горизонтального ствола должна быть меньше, чем плотность перфорации в конце ствола.The problem and the technical result are achieved in that in a method for ensuring the removal of mechanical impurities from the bottom of a horizontal well, including the possibility of increasing the flow rate of the fluid in the final section of the horizontal well, in contrast to the known one, the perforation sections or filters are placed so that the fluid flow rate in the last section of the perforation or filter was sufficient for removal of mechanical impurities and water from the bottom, while the distance between the sections of perforation or filters the beginning of the horizontal portion of the barrel must be greater than the distance between the end of the barrel, and perforation density at the beginning of the horizontal wellbore must be less than the density of perforations at the end of the barrel.

На фигурах 1-3 представлены эпюры скоростей потока по горизонтальному (пологому) стволу скважины при различных схемах перфорации и размещения фильтров по горизонтальному (пологому) участку ствола, рассчитанные по методике, аналогичной той, которая изложена в работе [Сохошко С.К., Клещенко И.И, Маслов В.Н., Паникаровский В.В. Профиль притока к пологой скважине. "Нефтепромысловое дело" №11, 2004 г.].Figures 1-3 show plots of flow rates along a horizontal (gently sloping) wellbore for various patterns of perforation and filter placement along a horizontal (gently sloping) section of the well, calculated by a technique similar to that described in [Sokhoshko S.K., Kleshenko I.I., Maslov V.N., Panikarovsky V.V. Profile of inflow to a shallow well. "Oilfield business" No. 11, 2004].

Пример реализации способа.An example implementation of the method.

Пологая газовая скважина с обсаженным и перфорированным пологим участком ствола с углом наклона 88,5°, диаметром 140 мм и длиной 400 м вскрывает пласт толщиной 10 м. Скважина имеет три участка перфорации длиной по 50 м с плотностью перфорации 5 отв/м. Пластовое давление 20,0 МПа, депрессия 2,0 МПа. Пласт однородно анизотропный с анизотропией 2 и проницаемостью по горизонтали 20·10^-3 мкм². Эпюра скоростей потока представлена фигуре 1. Если принять, что для выноса песка и воды с забоя скважины требуется скорость потока не менее 2 м/с, то из фигуры 1 следует, что третий участок перфорации будет постепенно заиливаться песком. На фигуре 2 изображен случай, когда длина последнего участка перфорации увеличена с 50 м до 75 м. Видно, что скорость потока в начале третьего участка увеличилась до 3 м/с, что достаточно для выноса песка. На фигуре 3 на третьем участке перфорации длиной 75 м увеличена плотность перфорации с 5 отм/м до 10 отв/м, что также благоприятно сказывается на увеличении дебита последнего участка и, соответственно, увеличении скорости потока на уровне последнего участка перфорации.A shallow gas well with a cased and perforated gently sloping bore with a tilt angle of 88.5 °, a diameter of 140 mm and a length of 400 m reveals a 10 m thick formation. The well has three 50 m long perforation sections with a perforation density of 5 holes / m. Reservoir pressure 20.0 MPa, depression 2.0 MPa. The formation is uniformly anisotropic with anisotropy 2 and horizontal permeability of 20 · 10 ^-3 μm ² . The flow velocity diagram is presented in Figure 1. If we assume that for the removal of sand and water from the bottom of the well, a flow velocity of at least 2 m / s is required, then from Figure 1 it follows that the third section of the perforation will be gradually silted with sand. Figure 2 shows the case when the length of the last section of the perforation is increased from 50 m to 75 m. It can be seen that the flow velocity at the beginning of the third section increased to 3 m / s, which is sufficient for sand removal. In figure 3, in the third perforation section with a length of 75 m, the perforation density is increased from 5 ot / m to 10 holes / m, which also favorably affects the increase in the flow rate of the last section and, accordingly, the increase in flow rate at the level of the last section of perforation.

Для каждой конкретной скважины для определения оптимального размещения фильтров, участков перфорации и плотности перфорации требуется проведение отдельных расчетов с учетом горно-геологических условий, траектории ствола скважины и других параметров.For each specific well, to determine the optimal placement of filters, perforation sections and perforation density, separate calculations are required taking into account mining and geological conditions, the borehole trajectory and other parameters.

Claims

A method of ensuring the removal of mechanical impurities from the bottom of a horizontal well, including the possibility of increasing the flow rate of the fluid in the final section of the horizontal well, characterized in that the perforation sections or filters are placed so that the flow rate of the fluid in the last section of the perforation or filter is sufficient to remove the mechanical impurities and water from the bottom, while the distances between the perforation sections or filters at the beginning of the horizontal section of the barrel should be greater than the distance ezhdu them at the end of the barrel, and perforation density at the beginning of the horizontal wellbore must be less than the density of perforations at the end of the barrel.