RU2527413C1

RU2527413C1 - Method for reduction of water influx to horizontal hole in fractured-porous type reservoir

Info

Publication number: RU2527413C1
Application number: RU2013148603/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Илья Фанузович Галимов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2013-10-31
Filing date: 2013-10-31
Publication date: 2014-08-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method includes determination of an average distance between fractures, division of the horizontal hole in sections by packers, running in of devices for water influx control at the tubing string to the horizontal hole, product withdrawal from the horizontal well. At that the horizontal hole is divided by water-swellable packers into sections with length of each section from 20 m up to 50 m depending on the distance between fractures and length of the horizontal hole. The devices for water influx control in the horizontal hole have openings in walls with diameter d, which is comparable to the size of oil capillary tubes for this reservoir and the openings are made of water-repellent material. Length of each device for water influx control is from 5 m up to 12 m, and total number of devices does not exceed 5 pieces between packers in each section, total number of the openings N in devices for water influx control in the whole horizontal hole, depression and diameter d of the openings is determined by the ratio. Product from the well is produced provided that hydrodynamic forces created by bottomhole pressure do not exceed capillary forces of oil movement through openings in the devices for water influx control, i.e. depression in the well meets the above ratio.

EFFECT: increase in oil recovery factor.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для снижения водопритока в горизонтальные скважины при разработке трещинно-порового коллектора нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application to reduce water inflow into horizontal wells when developing a fractured-pore reservoir of oil deposits.

Известен способ изготовления устройства регулирования потока, при выполнении которого обеспечивают материал с приспосабливающейся формой; формируют элемент регулирования потока путем добавления к материалу с приспосабливающейся формой гидрофильного полимера в количестве, достаточном, чтобы элемент регулирования потока ограничивал поток протекающей через него воды. Дополнительно нагревают материал с приспосабливающейся формой для придания ему первой формы, перед добавлением гидрофильного материала и сжимают и охлаждают элемент регулирования потока после добавления гидрофильного материала, чтобы придать элементу регулирования потока вторую форму. Размещают элемент регулирования потока снаружи трубчатого элемента, в котором имеются каналы, обеспечивают проход для потока текучей среды между трубчатым элементом и элементом регулирования потока. Гидрофильный полимер расширяется внутри элемента регулирования потока в результате воздействия на него некоторого количества воды. Сжимают элемент регулирования потока и добавляют гидрофильный материал в элемент регулирования потока после его сжатия. При обеспечении материала с приспосабливающейся формой используют пеноматериал, обладающий существенной проницаемостью. Устройство регулирования потока, содержащее элемент регулирования потока, сформированный из материала с приспосабливающейся формой и гидрофильного полимера, размещенного внутри материала с приспосабливающейся формой в количестве, достаточном, чтобы элемент регулирования потока ограничивал поток протекающей через него воды. Устройство регулирования потока, содержащее трубчатый элемент, в котором имеется по меньшей мере один канал для текучей среды. Устройство регулирования потока, содержащее металлическую сетку между трубчатым элементом и элементом регулирования потока. Устройство регулирования потока, содержащее проход для потока текучей среды между трубчатым элементом и элементом регулирования потока. Устройство регулирования потока, в котором гидрофильный полимер способен ограничивать поток воды в результате воздействия на него некоторого количества воды. Устройство регулирования потока, в котором элемент регулирования потока выполнен таким образом, чтобы при его помещении в скважину он расширялся до контакта со стенкой скважины. Способ получения текучей среды из пласта в скважину, при выполнении которого: обеспечивают устройство регулирования потока, содержащее элемент регулирования потока, сформированный из материала с приспосабливающейся формой и заданного количества гидрофильного полимера, размещенного внутри материала с приспосабливающейся формой в количестве, достаточном, чтобы элемент регулирования потока ограничивал поток протекающей через него воды; устанавливают устройство регулирования потока с элементом регулирования потока, находящимся в первом, сжатом, состоянии, в заданном месте в скважине; обеспечивают элементу регулирования потока возможность принять вторую, расширенную, форму; и выводят текучую среду из пласта в скважину путем направления потока текучей среды через устройство регулирования потока. Дополнительно обеспечивают элемент регулирования потока снаружи трубчатого элемента, имеющего по меньшей мере один канал, выполненный с возможностью поступления через него текучей среды в трубчатый элемент. При обеспечении устройства регулирования потока обеспечивают проход для потока текучей среды между трубчатым элементом и элементом регулирования потока. При обеспечении устройства регулирования потока размещают металлическую сетку между трубчатым элементом и элементом регулирования потока или снаружи элемента регулирования потока. Гидрофильный полимер расширяется внутри элемента регулирования потока в результате воздействия некоторого количества воды для ограничения потока протекающей через него воды. Материал с приспосабливающейся формой включает пеноматериал, обладающий существенной проницаемостью. Для обеспечения возможности принятия элементом регулирования потока второй, расширенной, формы нагревают материал с приспосабливающейся формой до температуры, превышающей температуру его стеклования (заявка РФ №2012109103, кл. E21B 43/12, опубл. 20.09.2013).A known method of manufacturing a flow control device, the implementation of which provide material with an adaptable shape; form a flow control element by adding to the material with an adaptable form of a hydrophilic polymer in an amount sufficient that the flow control element restricts the flow of water flowing through it. Additionally, a material with an adjustable shape is heated to give it a first shape, before adding a hydrophilic material, and compress and cool the flow control element after adding the hydrophilic material to give the flow control element a second shape. A flow control element is placed outside the tubular element in which there are channels, provide a passage for fluid flow between the tubular element and the flow control element. The hydrophilic polymer expands inside the flow control element as a result of exposure to a certain amount of water. The flow control element is compressed and a hydrophilic material is added to the flow control element after it is compressed. In providing a material with an adaptable shape, a foam having substantial permeability is used. A flow control device comprising a flow control element formed of a material with an adjustable shape and a hydrophilic polymer disposed within the material with an adjustable shape in an amount sufficient that the flow control element restricts the flow of water flowing through it. A flow control device comprising a tubular element in which there is at least one fluid channel. A flow control device comprising a metal mesh between a tubular member and a flow control member. A flow control device comprising a passage for fluid flow between a tubular member and a flow control member. A flow control device in which a hydrophilic polymer is capable of limiting the flow of water as a result of exposure to a certain amount of water. A flow control device in which the flow control element is designed so that when it is placed in the well, it expands to contact with the wall of the well. A method of producing fluid from a formation into a well, wherein: providing a flow control device comprising a flow control element formed from a material with an adjustable shape and a predetermined amount of a hydrophilic polymer disposed inside the material with an adjustable shape in an amount sufficient to provide a flow control element limited the flow of water flowing through it; installing a flow control device with a flow control element in a first, compressed, state at a predetermined location in the well; provide the flow control element with the ability to take a second, expanded, form; and removing fluid from the formation into the well by directing the flow of fluid through the flow control device. In addition, a flow control element is provided outside the tubular element having at least one channel configured to allow fluid to flow through it into the tubular element. By providing a flow control device, a passage for fluid flow is provided between the tubular member and the flow control member. When providing a flow control device, a metal mesh is placed between the tubular member and the flow control member or outside of the flow control member. The hydrophilic polymer expands within the flow control as a result of exposure to a certain amount of water to limit the flow of water flowing through it. A material with an adaptable shape includes a foam having substantial permeability. To ensure the possibility of adoption by the flow control element of a second, expanded form, the material is heated with an adaptable form to a temperature exceeding its glass transition temperature (RF application No. 2012109103, class E21B 43/12, publ. 09/20/2013).

Недостатком способа является невысокая степень снижения водопритока в скважину и, как следствие, невысокая нефтеотдача.The disadvantage of this method is the low degree of decrease in water inflow into the well and, as a result, low oil recovery.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной и устройство для его осуществления, включающий спуск в скважину колонны труб с кабелем, регулирующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками давления и температуры и с одним или несколькими пакерами, разобщающими внутрискважинное пространство. Применяют датчики, информацию с которых подают на блок измерения, установленный на устье скважины. Сигналы на открывание и закрывание регулирующих устройств подают по кабелю с устьевого блока управления. Подъем продукции на поверхность осуществляют насосом по внутритрубному пространству. При этом скважину строят с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости. Пакеры устанавливают в горизонтальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью. Внутритрубное пространство разобщают заглушкой, выше которой размещают друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками. Зоны с одинаковой или близкой проницаемостью сообщают между собой, группируя в два потока, сообщенные с внутрискважинным пространством и входом верхнего регулирующего устройства или внутритрубным пространством и входом нижнего регулирующего устройства. Выходы регулирующих устройств сообщены с входом насоса, а величину открывания регулирующих устройств производят с частотным разделением по одному кабелю, по которому производят и снятие параметров с измерительных датчиков, по показаниям которых определяют величину открывания каждого из регулирующих устройств. Каждое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором размещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жидкостью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным пространством, расположенным выше толкателя (патент РФ №2488686, кл. E21B 43/12, E21B 43/14, опубл. 27.07.2013 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of separation and management of the development of reserves drained by a horizontal well and a device for its implementation, including the descent into the well of a pipe string with a cable, control devices in the form of electric valves, pressure and temperature measuring sensors and with one or several packers that divide the downhole space. Sensors are used, the information from which is fed to a measurement unit installed at the wellhead. The signals for opening and closing the control devices are fed by cable from the wellhead control unit. The rise of products to the surface is carried out by a pump along the in-tube space. In this case, the well is built with a horizontal section passing through the reservoir with various zones of permeability. Packers are installed in a horizontal section of the well, dividing formation zones with different permeabilities. The inner tube space is separated by a plug, above which upper and lower regulating devices are placed on top of each other, placed in a vertical barrel and equipped with measuring sensors. Zones with the same or similar permeability communicate with each other, grouping in two streams communicated with the downhole space and the input of the upper control device or the in-pipe space and the input of the lower control device. The outputs of the regulating devices are communicated with the pump inlet, and the magnitude of the opening of the regulating devices is frequency-separated by one cable, through which the parameters are taken from the measuring sensors, the readings of which determine the opening value of each of the regulating devices. Each regulating device is made in the form of an electric motor located in the motor housing with a gearbox, the rotary shaft of which is connected by means of a screw-nut connection with a pusher and a valve made with the possibility of tight interaction with the seat, below which there is a glass with an entrance in the form of channels, in which compensation chamber with elastic walls filled with lubricant and in communication with the interior of the pusher and a sealed space located above the pusher (patent P . №2488686, cells E21B 43/12, E21B 43/14, published 27.07.2013 -. Prototype).

Недостатком способа является сложность проведения мероприятия и большие капитальные затраты, а также невысокая степень снижения водопритока в скважину и, как следствие, невысокая нефтеотдача.The disadvantage of this method is the complexity of the event and high capital costs, as well as a low degree of decrease in water inflow into the well and, as a result, low oil recovery.

В предложенном изобретении решается задача снижения водопритока в горизонтальные скважины и, как следствие, повышение коэффициента нефтеизвлечения.The proposed invention solves the problem of reducing water inflow into horizontal wells and, as a result, increasing the oil recovery coefficient.

Задача решается тем, что в способе снижения водопритока в горизонтальный ствол скважины трещинно-порового коллектора, включающем определение среднего расстояния между трещинами, разделение горизонтального ствола скважины на секции пакерами, спуск на насосно-компрессорных трубах устройств для контроля притока в горизонтальный ствол скважины, отбор продукции из горизонтальной скважины, согласно изобретению горизонтальный ствол скважины разделяют водонабухающими пакерами на секции, с длиной каждой секции от 20 м до 50 м в зависимости от расстояния между трещинами и длины горизонтального ствола, устройства контроля притока в горизонтальный ствол скважины выполняют с диаметром d отверстий в стенках, сопоставимым с размерами капиллярных трубок для нефти данного коллектора, а сами отверстия выполняют из гидрофобного материала, длину каждого устройства контроля притока выполняют длиной от 5 м до 12 м и устанавливают в количестве не более 5 штук в каждой секции между пакерами, общее количество отверстий N в устройствах контроля притока во всем горизонтальном стволе, депрессии и диаметром d отверстий определяют из условияThe problem is solved in that in a method of reducing water inflow into a horizontal wellbore of a fracture-pore collector, including determining the average distance between cracks, dividing the horizontal wellbore into sections with packers, launching devices on the tubing to control inflow into the horizontal wellbore, and selecting products from a horizontal well, according to the invention, the horizontal wellbore is divided by water-swellable packers into sections, with the length of each section from 20 m to 50 m, depending on the distance between the cracks and the length of the horizontal wellbore, the device for controlling the inflow into the horizontal wellbore is performed with a diameter d of the holes in the walls comparable to the dimensions of the capillary tubes for oil of this reservoir, and the holes themselves are made of hydrophobic material, the length of each inflow control device is 5 or more m to 12 m and set in an amount of not more than 5 pieces in each section between the packers, the total number of holes N in the flow control devices in the entire horizontal trunk, depression and the diameter d of the holes is determined from the condition

$N \geq \frac{d \cdot (Р_{п л} - Р_{з})}{4 \cdot σ \cdot \cos θ}, (1)$

N \geq \frac{d \cdot (R_{P l} - R_{s})}{four \cdot σ \cdot \cos θ}, (one)

где Р_пл - пластовое давление, Па,where R _PL - reservoir pressure, PA,

Р_з - забойное давление в горизонтальной скважине, Па,P _s - bottomhole pressure in a horizontal well, Pa,

σ - коэффициент поверхностного натяжения на границе отбираемая вода - поверхность устройства контроля притока, Па·м,σ is the coefficient of surface tension at the boundary of the withdrawn water - the surface of the inflow control device, Pa · m,

θ - краевой угол смачивания воды с поверхностью устройства контроля притока, градусы,θ is the contact angle of water wetting with the surface of the inflow control device, degrees,

добычу продукции скважины ведут при условии, чтобы гидродинамические силы, создаваемые забойным давлением, не превышали капиллярные силы продвижения нефти через отверстия устройств контроля притока, т.е. чтобы депрессия в скважине удовлетворяла соотношению (1).production of wells is carried out under the condition that the hydrodynamic forces created by the bottomhole pressure do not exceed the capillary forces of oil movement through the openings of the flow control devices, i.e. so that depression in the well satisfies relation (1).

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу трещинно-порового коллектора нефтяной залежи существенное влияние оказывает время работы горизонтальных скважин до полного обводнения. Вода прорывается по трещинам либо из водоносной части пласта, либо от нагнетательной скважины, либо в совокупности, что приводит к быстрому обводнению горизонтальных скважин. В связи с разницей в вязкостях нефти и воды преимущественным потоком в скважине оказывается вода. Особенно это характерно для коллекторов с высоковязкой нефтью. Применение устройств контроля притока позволяет частично снизить долю воды в потоке по горизонтальному стволу скважины. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу в полном объеме. В предложенном изобретении решается задача снижения водопритока в горизонтальные скважины и, как следствие, повышения коэффициента нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a fractured-pore reservoir of an oil deposit is significantly affected by the operating time of horizontal wells until complete flooding. Water breaks through cracks either from the aquifer of the reservoir, or from an injection well, or in the aggregate, which leads to rapid watering of horizontal wells. Due to the difference in oil and water viscosities, the predominant flow in the well is water. This is especially true for reservoirs with high viscosity oil. The use of inflow control devices can partially reduce the proportion of water in the stream along the horizontal wellbore. However, the existing technical solutions do not fully allow to complete this task in full. The proposed invention solves the problem of reducing water inflow into horizontal wells and, as a result, increasing the oil recovery coefficient. The problem is solved as follows.

На фиг.1 приведена схема участка расположения добывающей горизонтальной скважины в продуктивном пласте с установленными устройствами контроля притока. Принятые обозначения: 1 - продуктивный пласт нефтяной залежи, 2 - открытый горизонтальный ствол скважины, 3 - вертикальные трещины, 4 - водоносная часть пласта, 5 - водонабухающие пакеры, 6 - насосно-компрессорная труба, 7 - устройства контроля притока, S - длина одной секции между пакерами 5, x - длина одного устройства контроля притока, ВНК - водонефтяной контакт.Figure 1 shows a diagram of the location of the horizontal producing well in the reservoir with installed flow control devices. Accepted designations: 1 - productive formation of an oil reservoir, 2 - open horizontal wellbore, 3 - vertical cracks, 4 - aquifer of the reservoir, 5 - water swellable packers, 6 - tubing, 7 - flow control devices, S - length of one sections between packers 5, x - length of one inflow control device, VNK - oil-water contact.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

На массивной нефтяной залежи, продуктивные пласты которой представлены порово-трещинными карбонатными отложениями, проводят 3Д сейсмические исследования. По результатам устанавливают распределение макротрещин в пласте. В зависимости от преследуемых целей проектируют горизонтальную скважину. Согласно проекту участок залежи 1 (фиг.1) вскрывают горизонтальной скважиной длиной L с отбором ориентированного керна. Конструкцию горизонтального ствола 2 выполняют открытой, т.к. породы данного коллектора устойчивы к осыпанию. По результатам исследования керна определяют густоту трещин и их ориентацию, устанавливают, что трещины 3 имеют преимущественно вертикальное направление.3D seismic surveys are carried out on a massive oil reservoir, the productive strata of which are represented by pore-fractured carbonate deposits. The results establish the distribution of macrocracks in the reservoir. Depending on the objectives pursued, a horizontal well is designed. According to the project, the plot of reservoir 1 (Fig. 1) is opened with a horizontal well of length L with coring. The design of the horizontal barrel 2 is performed open, because rocks of this reservoir are resistant to shedding. According to the results of the core study, the thickness of the cracks and their orientation are determined, it is established that the cracks 3 have a predominantly vertical direction.

Работы ведут в необсаженной скважине, обводнившейся в результате эксплуатации, причем обводненность данной скважины значительно опережает выработанность данного участка, что свидетельствует о прорыве воды по трещинам. Проводят в данной скважине гидродинамические исследования, определяют расстояние между трещинами или размер блоков породы.The work is carried out in an open-hole well that has been watered as a result of operation, and the water content of this well is much faster than the productivity of this area, which indicates a breakthrough of water through the cracks. Hydrodynamic studies are carried out in this well, the distance between the cracks or the size of the rock blocks is determined.

В процессе эксплуатации скважины вода будет проникать по вертикальным трещинам к горизонтальному стволу 2 либо из водоносной части 4 пласта, либо от нагнетательной скважины, либо и то, и другое вместе. Для предотвращения обводнения в открытом горизонтальном стволе 2 предусматривают размещение водонабухающих пакеров 5.During the operation of the well, water will penetrate through vertical cracks to the horizontal wellbore 2 either from the aquifer part 4 of the formation, or from an injection well, or both. To prevent flooding in the open horizontal barrel 2, the placement of water-swellable packers 5 is provided.

В зависимости от расстояния между трещинами и длины горизонтального ствола L принимают решение о разделении горизонтального ствола 5 на m секций с длиной каждой секции S от 20 м до 50 м. Расчетами установлено, что в связи с длиной стволов большинства горизонтальных скважин более 200 м при длине секции менее 20 м возникает необходимость установки большого количества водонабухающих пакеров, что приводит к экономической нерентабельности таких скважин. При длине секции более 50 м, нефтеотдача значительно снижается, т.к. уменьшается эффективность применяемых устройств контроля притока. Также расчеты показали, что максимальная нефтеотдача достигается, если при расстояниях между трещинами менее 1 м, длина секций S составляет от 20 м до 30 м, при расстояниях между трещинами более 1 м - длина секций S от 30 м до 50 м. В целом, расстояния между трещинами для большинства трещинно-поровых, порово-трещинных и трещинных карбонатных отложений составляет, как показывают результаты исследований, от нескольких сантиметров до 5-6 м.Depending on the distance between the cracks and the length of the horizontal wellbore L, a decision is made to divide the horizontal wellbore 5 into m sections with a length of each section S from 20 m to 50 m. It has been established by calculations that due to the length of the boreholes of most horizontal wells more than 200 m with a length sections less than 20 m there is a need to install a large number of water-swellable packers, which leads to economic unprofitability of such wells. With a section length of more than 50 m, oil recovery is significantly reduced, because the efficiency of the used inflow control devices decreases. The calculations also showed that the maximum oil recovery is achieved if, at distances between cracks less than 1 m, the length of sections S is from 20 m to 30 m, with distances between cracks more than 1 m, the length of sections S is from 30 m to 50 m. In general, the distance between cracks for most fissure-pore, pore-fissure and fissure carbonate deposits is, as shown by research results, from a few centimeters to 5-6 m.

Водонабухающие пакеры 5 спускают на гибкой насосно-компрессорной трубе 6 с установленными на ней устройствами контроля притока 7. Данные устройства 7 представляют собой перфорированные насосно-компрессорные трубы, изготовленные из гидрофобного материала. Перфорационные отверстия выполняют диаметром d, сопоставимым с размерами капиллярных трубок для нефти данного коллектора, т.е. в пределах нескольких миллиметров.Water swellable packers 5 are lowered onto a flexible tubing 6 with inflow control devices 7 installed on it. These devices 7 are perforated tubing made of hydrophobic material. Perforation holes are made with a diameter d comparable with the sizes of capillary tubes for oil of a given reservoir, i.e. within a few millimeters.

Согласно капиллярным эффектам, проявляющимся на границе раздела двух фаз, чтобы капля воды не прошла через перфорационное отверстие диаметром d, необходимо, чтобы гидродинамические силы, создаваемые перепадом давления между пластовым и забойным давлениями, не превышали капиллярные силы.According to capillary effects that occur at the interface between the two phases, so that a water drop does not pass through a perforation with a diameter of d, it is necessary that the hydrodynamic forces created by the pressure drop between the reservoir and bottomhole pressures do not exceed capillary forces.

Масса капли воды или слоя воды создает давление в верхней точке круглого устройства контроля притока Р_в=ρgh, где ρ - плотность воды, g - ускорение свободного падения, h - высота капли воды или слоя воды. В нижней точке данное давление отрицательно, поэтому в целом для круглого сечения давлением Р_в можно пренебречь.The mass of a drop of water or a layer of water creates pressure at the upper point of a round inflow control device Р _в = ρgh, where ρ is the density of water, g is the acceleration of gravity, h is the height of the drop of water or a layer of water. At the bottom this point the pressure is negative, so generally circular cross-section for the pressure P _can be neglected.

Для каждого перфорационного отверстия вдоль горизонтального ствола можно записать условие, при котором капля или слой воды не будет проходить через перфорационное отверстие:For each perforation hole along the horizontal barrel, you can record a condition under which a drop or layer of water will not pass through the perforation hole:

$\frac{Р_{п л} - Р_{з}}{N} \leq \frac{4 \cdot σ \cdot \cos θ}{d}$

,

\frac{R_{P l} - R_{s}}{N} \leq \frac{four \cdot σ \cdot \cos θ}{d}

,

илиor

$N \geq \frac{d \cdot (Р_{п л} - Р_{з})}{4 \cdot σ \cdot \cos θ}, (1)$

N \geq \frac{d \cdot (R_{P l} - R_{s})}{four \cdot σ \cdot \cos θ}, (one)

d - диаметр перфорационного отверстия, м,d is the diameter of the perforation, m,

N - общее количество перфорационных отверстий вдоль горизонтального ствола, шт.N is the total number of perforations along the horizontal shaft, pcs.

Задавшись диаметром перфорационных отверстий d, забойным давлением Р_з, поверхностным натяжением σ и косинусом угла смачивания для гидрофобной поверхности cosθ, рассчитывают количество перфорационных отверстий N из соотношения (1).Given the diameter of the perforations d, bottomhole pressure P _s , surface tension σ and the cosine of the wetting angle for the hydrophobic surface cosθ, calculate the number of perforations N from relation (1).

Согласно уравнению Пуазейля, дебит нефти из одного перфорационного отверстия составит:According to the Poiseuille equation, the oil flow rate from one perforation hole will be:

$q = \frac{π \cdot d^{4} \cdot (Р_{п л} - Р_{з})}{128 \cdot μ_{н} \cdot L}, (2)$

q = \frac{π \cdot d^{four} \cdot (R_{P l} - R_{s})}{128 \cdot μ_{n} \cdot L}, (2)

где µ_н - вязкость нефти в пластовых условиях, Па·с,where µ _n is the viscosity of the oil in reservoir conditions, Pa · s,

L - длина горизонтального ствола, м.L is the length of the horizontal trunk, m

Дебит нефти всей горизонтальной скважины:The oil production rate of the entire horizontal well:

$Q = q \cdot N . (3)$

Q = q \cdot N . (3)

Таким образом, варьируя значениями d и N, подбирают их оптимальные значения, чтобы дебит нефти Q горизонтальной скважины был сопоставим с дебитом горизонтальной скважины без применения устройств контроля притока.Thus, by varying the values of d and N, their optimal values are selected so that the oil production rate Q of a horizontal well is comparable to the production rate of a horizontal well without the use of inflow control devices.

Если длина одного устройства контроля притока x от 5 м до 12 м, то всего таких устройств в одной секции длиной S от 20 м до 50 м между пакерами 5 составит не более 5 шт. Выбор длины x обусловлен стандартным набором насосно-компрессорных труб для снижения издержек на производство, а их количество - тем, что длина устройств контроля притока не может превышать длину секции S.If the length of one inflow control device x is from 5 m to 12 m, then in total there will be no more than 5 such devices in one section with a length S from 20 m to 50 m between packers 5. The choice of length x is due to the standard set of tubing to reduce production costs, and their number is due to the fact that the length of the inflow control devices cannot exceed the length of the section S.

Всего вдоль горизонтального ствола количество данных устройств составит М=m·х шт. Тогда на одном устройстве контроля притока требуется размещать N/m отверстий диаметром d или плотность отверстий на каждом устройстве должна составлять N/(m·x) отв./м.In total along the horizontal trunk the number of these devices will be M = m · x pcs. Then, on one inflow control device, it is required to place N / m holes with a diameter d or the density of holes on each device should be N / (m · x) holes / m.

После проведения данных мероприятий скважину пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.After carrying out these measures, the well is put into operation. The development is carried out until the full economically viable development of the site.

Результатом внедрения данного способа является снижение обводненности добываемой продукции горизонтальной скважины и, как следствие, повышение нефтеотдачи.The result of the implementation of this method is to reduce the water content of the produced products of a horizontal well and, as a result, an increase in oil recovery.

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. На массивной нефтяной залежи, продуктивные пласты которой представлены порово-трещинными карбонатными отложениями, проводят 3Д сейсмические исследования. По результатам исследований устанавливают распределение макротрещин в пласте. В зависимости от преследуемых целей, проектируют горизонтальную скважину. Так, например, для компромисса между достижением максимальных темпов отбора и максимального значения коэффициента извлечения нефти, было решено горизонтальный ствол проводить под углом 45° к направлению преимущественной трещиноватости. Согласно проекту участок залежи 1 (фиг.1) вскрывают горизонтальной скважиной длиной L=500 м с отбором ориентированного керна. Диаметр горизонтального ствола по долоту - 140 мм. Конструкцию горизонтального ствола 2 выполняют открытой, т.к. породы данного коллектора устойчивы к осыпанию.Example 1. On a massive oil reservoir, the productive strata of which are represented by pore-fractured carbonate deposits, 3D seismic studies are carried out. According to the results of studies establish the distribution of macrocracks in the reservoir. Depending on the objectives pursued, a horizontal well is designed. So, for example, for a compromise between reaching the maximum rates of selection and the maximum value of the oil recovery coefficient, it was decided to hold the horizontal trunk at an angle of 45 ° to the direction of the predominant fracture. According to the project, the section of reservoir 1 (Fig. 1) is opened with a horizontal well L = 500 m long with oriented sampling. The diameter of the horizontal trunk along the bit is 140 mm. The design of the horizontal barrel 2 is performed open, because rocks of this reservoir are resistant to shedding.

Начальное пластовое давление залежи 9 МПа, нефтенасыщенная мощность - 10 м, проницаемость 170 мД, пористость - 0,13 д. ед., вязкость нефти в пластовых условиях - 50 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 890 кг/м³, начальная нефтенасыщенность - 0,810, кровля пласта залегает на глубине 820 м, водонефтяной контакт - на глубине 830 м.The initial reservoir pressure of the reservoir is 9 MPa, oil-saturated thickness is 10 m, permeability is 170 mD, porosity is 0.13 units, oil viscosity at reservoir conditions is 50 MPa · s, oil density at reservoir conditions is 890 kg / m ³ , the initial oil saturation is 0.810, the roof of the formation lies at a depth of 820 m, the oil-water contact is at a depth of 830 m.

По результатам исследования керна определяют густоту трещин и их ориентацию. Исследования показали, что расстояние между трещинами или размер блоков породы составляет 1 м. Трещины 3 имеют преимущественно вертикальное направление. Т.к. залежь представлена водонефтяной зоной, то с водоносной части 4 пласта в процессе работы скважины вода будет проникать по вертикальным трещинам к горизонтальному стволу 2. Для предотвращения обводнения в открытом горизонтальном стволе 2 предусматривают размещение водонабухающих пакеров 5.According to the results of the core study, the thickness of the cracks and their orientation are determined. Studies have shown that the distance between the cracks or the size of the rock blocks is 1 m. Cracks 3 have a mainly vertical direction. Because If the reservoir is represented by a water-oil zone, then from the aquifer part 4 of the formation during the operation of the well, water will penetrate through vertical cracks to the horizontal well 2. To prevent flooding in the open horizontal well 2, water-swellable packers 5 should be placed.

Т.к. расстояние между трещинами небольшое - 1 м, а длина горизонтального ствола L=500 м, то принимают решение о разделении горизонтального ствола 5 на m=20 секций, с длиной каждой секции S=L/m=500/20=25 м.Because the distance between the cracks is small - 1 m, and the length of the horizontal trunk is L = 500 m, then a decision is made to divide the horizontal trunk 5 into m = 20 sections, with the length of each section S = L / m = 500/20 = 25 m.

Водонабухающие пакеры 5 спускают на гибкой насосно-компрессорной трубе 6 диаметром 73 мм с установленными на ней устройствами контроля притока 7. Данные устройства 7 представляют собой перфорированные насосно-компрессорные трубы, изготовленные из гидрофобного материала, например гидрофобного поливинилхлоридного пластиката. Диаметры перфорационных отверстий составляют d=2 мм. Задавшись забойным давлением Р_з=7 МПа, поверхностным натяжением σ=70 мПа·м и косинусом угла смачивания для гидрофобной поверхности cosθ=1, рассчитывают количество перфорационных отверстий из соотношения:Water swellable packers 5 are lowered onto a flexible tubing 6 with a diameter of 73 mm and flow control devices 7 installed on it. These devices 7 are perforated tubing made of a hydrophobic material, for example, a hydrophobic polyvinyl chloride plastic compound. The diameters of the perforations are d = 2 mm. Given the bottomhole pressure P _s = 7 MPa, surface tension σ = 70 MPa · m and the cosine of the contact angle for the hydrophobic surface cosθ = 1, calculate the number of perforations from the ratio:

$N \geq \frac{d \cdot (Р_{п л} - Р_{з})}{4 \cdot σ \cdot \cos θ} = \frac{2 \cdot 10^{- 3} \cdot (9 - 7) \cdot 10^{6}}{4 \cdot 0,07 \cdot 1} = 14286 ш т .,$

N \geq \frac{d \cdot (R_{P l} - R_{s})}{four \cdot σ \cdot \cos θ} = \frac{2 \cdot 10^{- 3} \cdot (9 - 7) \cdot 10^{6}}{four \cdot 0,07 \cdot one} = 14286 w t .,

Принимают N=14400 шт., тогда если длина одного устройства контроля притока x=10 м, то количество таких устройств в одной секции составит 2 шт., т.к. их длина не может превышать длину секции S=25 м, а всего вдоль горизонтального ствола количество данных устройств составит М=m·х=20-10=40 шт. Тогда на одном устройстве контроля притока требуется размещать N/m=14400/40=360 отверстий диаметром d=2 мм или плотность отверстий на каждом устройстве должна составлять 36 отв./м.Take N = 14400 pcs., Then if the length of one inflow control device x = 10 m, then the number of such devices in one section will be 2 pcs., Because their length cannot exceed the length of the section S = 25 m, and in total along the horizontal trunk the number of these devices will be M = m · x = 20-10 = 40 pcs. Then, on one inflow control device, it is required to place N / m = 14400/40 = 360 holes with a diameter of d = 2 mm or the density of holes on each device should be 36 holes / m.

Начальный дебит нефти из одного капиллярного отверстия составит:The initial oil production from one capillary hole will be:

Начальный дебит нефти всей горизонтальной скважины:The initial oil production rate of the entire horizontal well:

Q=q·N=2,713·10^-3·14286=38,8 м³/сут=34,5 т/сут.Q = q · N = 2.713 · 10 ^-3 · 14286 = 38.8 m ³ / day = 34.5 t / day.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с рассматриваемой горизонтальной скважины 162,3 тыс. т нефти и 261 тыс. м³ воды, коэффициент извлечения нефти составил 0,314, срок разработки - 36 лет. По прототипу, при прочих равных условиях, было добыто 142,4 тыс. т нефти и 587 тыс. м³ воды, коэффициент извлечения нефти составил 0,275, срок разработки - 30 лет. По предлагаемому способу было добыто в 2,25 раза меньше воды. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,039.As a result, during the development period, which was limited to watering the production well to 98% or achieving a minimum profitable oil production rate of 0.5 t / day for the well, 162.3 thousand tons of oil and 261 thousand m ^{3 of} water were examined from the horizontal well, oil recovery ratio was 0.314, development period - 36 years. According to the prototype, ceteris paribus, 142.4 thousand tons of oil and 587 thousand m ^{3 of} water were produced, the oil recovery ratio was 0.275, and the development period was 30 years. According to the proposed method, 2.25 times less water was produced. The increase in oil recovery by the proposed method amounted to 0.039.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Горизонтальная скважина - существующая, обводнившаяся до 98% в результате прорыва воды по трещинам через 4 года после работы. Проводят мероприятия, как в примере 1, после чего обводненность скважины снижается до 12%. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.Example 2. Perform as example 1. Horizontal well - existing, watered up to 98% as a result of breakthrough of water through cracks 4 years after work. Activities are carried out, as in example 1, after which the water cut of the well is reduced to 12%. The development is carried out until the full economically viable development of the site.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с рассматриваемой горизонтальной скважины 153,5 тыс. т нефти и 295 тыс. м³ воды, коэффициент извлечения нефти составил 0,297, срок разработки - 34 года. По прототипу, при прочих равных условиях, было добыто 138,2 тыс. т нефти и 604 тыс. м³ воды, коэффициент извлечения нефти составил 0,267, срок разработки - 29 лет. По предлагаемому способу было добыто в 2,05 раза меньше воды. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,030.As a result, during the development period, which was limited by watering the producing well to 98%, or by achieving a minimum profitable oil flow rate of 0.5 t / day for the well, 153.5 thousand tons of oil and 295 thousand m ^{3 of} water were examined from the horizontal well , the oil recovery ratio was 0.297, and the development period was 34 years. According to the prototype, ceteris paribus, 138.2 thousand tons of oil and 604 thousand m ^{3 of} water were produced, the oil recovery coefficient was 0.267, and the development period was 29 years. According to the proposed method, 2.05 times less water was produced. The increase in oil recovery by the proposed method amounted to 0.030.

Применение предложенного способа позволит снизить обводненность продукции добывающих горизонтальных скважин и, как следствие, повысить коэффициент нефтеизвлечения.The application of the proposed method will reduce the water cut in the production of producing horizontal wells and, as a result, increase the oil recovery coefficient.

Claims

A method of reducing water inflow into a horizontal wellbore of a fissure-pore collector, including determining the average distance between cracks, dividing the horizontal wellbore into sections with packers, launching devices on the tubing to control inflow into the horizontal wellbore, and selecting products from a horizontal well, that the horizontal wellbore is divided by water swellable packers into sections, with the length of each section from 20 m to 50 m, depending on the distance between the cracks and the length of the horizontal wellbore, the device for controlling the inflow into the horizontal wellbore is performed with the diameter d of the holes in the walls comparable to the dimensions of the capillary tubes for oil of this reservoir, and the holes themselves are made of hydrophobic material, the length of each inflow control device is from 5 m to 12 m and set in an amount of not more than 5 pieces in each section between the packers, the total number of holes N in the flow control devices in the entire horizontal trunk, depression and diameter d of the holes determined from the condition

where R _PL - reservoir pressure, PA,
P _s - bottomhole pressure in a horizontal well, Pa,
σ is the coefficient of surface tension at the boundary of the withdrawn water - the surface of the inflow control device, Pa · m,
θ is the contact angle of water wetting with the surface of the inflow control device, degrees,
production of wells is carried out under the condition that the hydrodynamic forces created by the bottomhole pressure do not exceed the capillary forces of oil movement through the openings of the flow control devices, i.e. so that depression in the well satisfies relation (1).