RU2617820C2 - Method for determining horizontal shaft maximum length in conditions of cavern-fractured carbonate oil and gas-saturated formation with abnormally low formation pressure - Google Patents
Method for determining horizontal shaft maximum length in conditions of cavern-fractured carbonate oil and gas-saturated formation with abnormally low formation pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2617820C2 RU2617820C2 RU2015138933A RU2015138933A RU2617820C2 RU 2617820 C2 RU2617820 C2 RU 2617820C2 RU 2015138933 A RU2015138933 A RU 2015138933A RU 2015138933 A RU2015138933 A RU 2015138933A RU 2617820 C2 RU2617820 C2 RU 2617820C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- range
- density
- horizontal shaft
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 14
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 3
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
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)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, в частности к определению максимальной длины горизонтального ствола при бурении в каверново-трещинных карбонатных породах с углеводородной системой с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the construction technology of deep wells, in particular to determining the maximum length of a horizontal wellbore when drilling in cavernous-fractured carbonate rocks with a hydrocarbon system with abnormally low reservoir pressures (ANP).
Известен способ определения оптимальной длины горизонтального ствола с учетом гидропроводности, промысловых данных, нефтегазонасыщенности пласта (Патент РФ 2093669, кл. E21B 43/20, 1995). Данный способ позволяет определить оптимальную длину из учета коллекторских свойств продуктивного пласта, то есть максимального дебита проектируемой нефтегазодобывающей скважины.There is a method of determining the optimal length of a horizontal well, taking into account hydraulic conductivity, production data, oil and gas saturation of the formation (RF Patent 2093669, CL E21B 43/20, 1995). This method allows you to determine the optimal length based on the reservoir properties of the reservoir, that is, the maximum flow rate of the designed oil and gas producing well.
Также известен способ определения оптимальной длины ствола добывающей скважины в продуктивном пласте, основывающийся на прямой зависимости от запасов нефти и обратно пропорциональный их продуктивности (Патент РФ 2474678, кл. E21B 43/16, 2011).There is also a method for determining the optimal length of the wellbore of a producing well in a reservoir, based on a direct dependence on oil reserves and inversely proportional to their productivity (RF Patent 2474678, class E21B 43/16, 2011).
Основным недостатком данных способов является невозможность точного расчета максимально возможной технологической длины горизонтального ствола добывающей скважины. То есть оптимальная длина горизонтального ствола (ГС), обоснованная методами выше, может оказаться технологически недостижимой.The main disadvantage of these methods is the inability to accurately calculate the maximum possible technological length of the horizontal wellbore of the producing well. That is, the optimal horizontal trunk (HS) length, justified by the methods above, may turn out to be technologically unattainable.
Наиболее близким способом оценки горно-геологических условий, определяющих технологически достижимую максимальную длину горизонтального ствола, является способ, основывающийся на построении графиков совмещенных давлений (Леонов Е.Г., Федин Д.С. Совершенствование методики построения совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №5, 2013, стр. 15-21 (прототип)). В данном способе учитываются коэффициенты аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу, более точно разграничивающие диапазон совместимых по условиям бурения зон. Способ по прототипу имеет один существенный недостаток, а именно: не учитывается коэффициент, характеризующий диапазон колебаний эквивалентной циркуляционной плотности в процессе бурения скважины. Расчет горно-геологических условий и длины горизонтального ствола без данного критерия может привести к неверным технологическим решениям и в итоге к удорожанию стоимости строительства скважины за счет увеличения сроков и стоимости дополнительных материалов, то есть к неоправданным затратам.The closest way to assess mining and geological conditions that determine the technologically achievable maximum length of a horizontal wellbore is a method based on the construction of combined pressure graphs (Leonov E.G., Fedin D.S. Improving the methodology for constructing a combined pressure graph for wells with inclined and horizontal sections of the trunk. Construction of oil and gas wells on land and at sea, No. 5, 2013, pp. 15-21 (prototype)). This method takes into account the coefficients of abnormality, hydraulic fracturing, absorption, depth along the bore, vertical depth, drilling fluid density, equivalent circulation density, taking into account the distribution along the bore, more precisely distinguishing the range of zones compatible with the drilling conditions. The prototype method has one significant drawback, namely: it does not take into account the coefficient characterizing the range of fluctuations of the equivalent circulation density during the drilling of the well. The calculation of geological conditions and the length of the horizontal well without this criterion can lead to incorrect technological solutions and, as a result, to an increase in the cost of well construction due to an increase in the time and cost of additional materials, that is, to unjustified costs.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы, приводящее к технологической и экономической эффективности разработки залежей нефти и газа.The technical task of the invention is to increase the accuracy of calculating the maximum length of a horizontal wellbore for a particular type of fractured reservoir and hydrocarbon system, leading to technological and economic efficiency of developing oil and gas deposits.
Техническим результатом является технологическая и экономическая эффективность разработки залежи нефти и газа.The technical result is the technological and economic efficiency of the development of oil and gas deposits.
Задача решается путем определения коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу, при этом проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессий/репрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессий/депрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола. Диапазон ЭЦП всегда наклонен, так как характеризует рост забойного давления по мере углубления скважины. Диапазон допустимых репрессий и депрессий при горизонтальном расположении газо- и водонефтяного контакта всегда горизонтален. При этом максимальная длина горизонтального ствола определяется на пересечении диапазонов ЭЦП и допустимых диапазонов депрессии и репрессии.The problem is solved by determining the coefficients of anomaly, hydraulic fracturing, absorption, depth along the bore, vertical depth, drilling fluid density, equivalent circulation density, taking into account the distribution along the bore, while determining and analyzing the permeability gradations of the cavern-fractured formation based on previously drilled wells, then plotting ranges of allowable depression / repression; additionally evaluate the range of equivalent circulation density fluctuations at a particular point in the horizontal wellbore based on actual measurements of bottomhole pressure fluctuations in the well, calculate the equivalent circulation density taking into account bottomhole pressure fluctuations, which is characterized by line thickness on the graphs; then, a combined pressure graph is built for the horizontal bore interval and, based on the graph, the maximum possible horizontal bore length is determined at the intersection of the ranges of permissible repressions / depressions and the range of equivalent circulation density. The EDS range is always inclined, as it characterizes the increase in bottomhole pressure as the well deepens. The range of permissible repressions and depressions with a horizontal arrangement of gas and oil-water contact is always horizontal. Moreover, the maximum length of the horizontal trunk is determined at the intersection of the EDS ranges and the acceptable ranges of depression and repression.
ПРИМЕР использования предложенного способа определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта на примере одного из месторождений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонасыщения в природном резервуаре рифея.An EXAMPLE of using the proposed method for determining the maximum length of a horizontal wellbore under conditions of a cavern-fissured carbonate oil and gas saturated formation using an example of one of the deposits of the Yurubcheno-Tokhomsk oil and gas saturation zone in a natural Riphean reservoir.
Авторами были определены фактические горно-геологические условия в продуктивном карбонатном пласте рифея применительно к задаче бурения горизонтального ствола длиной 1000 м, представленные на рис. 1.The authors determined the actual mining and geological conditions in the productive carbonate layer of the Riphean in relation to the task of drilling a horizontal well with a length of 1000 m, shown in Fig. one.
По данным, представленным на рис. 1, выделено три диапазона барических условий (1, 2, 3), границы каждого из которых удалены в область репрессии (1), равновесия (2) и депрессии (3) и соответствуют для депрессии значениям Pзаб 21,1 МПа (4); 20,7 МПа (5) и 19,9 МПа (6) соответственно. Каждый уровень характеризует природную каверново-трещинную фильтрационную систему рифейского резервуара с разной раскрытостью трещин, выделено три градации. 4 - самый проницаемый, аномально-трещиноватый, 5 - промежуточный; 6 - наименее проницаемый из тех, что значимо влияют на интенсивность поглощения в первичном вскрытии горизонтальным стволом. На практике каждому из коридоров (диапазонов) соответствует своя гидравлическая программа бурения, применимая для бурения с поглощением «не выше заданного, допустимого». Таким образом, интенсивность вскрываемой горизонтальным бурением трещиноватости и просвет фильтрующих трещин (каверн) как единичных, так и групп трещин, кластеров трещиноватости, являются естественным природным фактором, ограничивающим диапазон текущих динамических давлений на забое горизонтального ствола для любой технологии первичного вскрытия (открытый или закрытый контур). Зона репрессии (1) в свою очередь характеризуется зоной неприемлемой при бурении интенсивности поглощения более 10-12 м3/час (7) и зоной приемлемой при бурении интенсивности поглощения до 10-12 м3/час (8).According to the data presented in fig. 1, three ranges of baric conditions (1, 2, 3) are distinguished, the boundaries of each of which are removed to the areas of repression (1), equilibrium (2) and depression (3) and correspond to values of P zab 21.1 MPa for depression (4) ; 20.7 MPa (5) and 19.9 MPa (6), respectively. Each level characterizes the natural cavernous-crack filtration system of the Riphean reservoir with different crack openings, three gradations are distinguished. 4 - the most permeable, abnormally fractured, 5 - intermediate; 6 - the least permeable of those that significantly affect the intensity of absorption in the primary opening with a horizontal trunk. In practice, each of the corridors (ranges) has its own hydraulic drilling program, applicable for drilling with an absorption of “not higher than the specified, permissible”. Thus, the intensity of fractures revealed by horizontal drilling and the clearance of filtering cracks (caverns) of both individual and groups of cracks, fracture clusters are a natural natural factor limiting the range of current dynamic pressures at the bottom of a horizontal well for any primary opening technology (open or closed loop) ) The repression zone (1), in turn, is characterized by a zone unacceptable during drilling with an absorption rate of more than 10-12 m 3 / h (7) and a zone acceptable when drilling with an absorption rate of up to 10-12 m 3 / hour (8).
По мнению авторов предлагаемого изобретения, методика школы Леонова Е.Г и др. (прототип) наиболее полно описывает гидродинамические процессы, происходящие при бурении скважин. Способ определения оптимальной длины горизонтального ствола отличается тем, что авторами данного изобретения предложено добавить один дополнительный критерий, который при бурении в каверново-трещинных карбонатных пластах с АНПД играет определяющую роль. Речь идет о допустимом диапазоне колебании ЭЦП на забое в конкретной точке горизонтального ствола.According to the authors of the invention, the methodology of the school of Leonov E.G. et al. (Prototype) most fully describes the hydrodynamic processes that occur when drilling wells. The method for determining the optimal length of a horizontal wellbore is characterized in that the authors of the present invention proposed to add one additional criterion, which plays a decisive role when drilling in cavernous-fractured carbonate formations with ANPD. We are talking about the permissible range of oscillation of the digital signature on the bottom at a specific point in the horizontal trunk.
Выполним количественную оценку диапазона колебания ЭЦП в каждой конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров забойного давления в скважине (рис. 2), где введен один дополнительный критерий (характеризующий на графике диапазон колебаний - толщину линии с учетом амплитуды колебаний ЭЦП). На рис. 2 показана амплитуда колебаний забойного давления при бурении горизонтального ствола (на основе фактических замеров, 1% от гидростатического давления бурового раствора) в карбонатах рифея, которая и будет являться диапазоном колебаний эквивалентной циркуляционной плотности.Let us quantify the range of EDS fluctuations at each specific point of the horizontal wellbore based on actual measurements of bottomhole pressure in the well (Fig. 2), where one additional criterion is introduced (characterizing the range of oscillations on the graph — line thickness taking into account the amplitude of EDS oscillations). In fig. Figure 2 shows the amplitude of bottomhole pressure fluctuations during horizontal drilling (based on actual measurements, 1% of the hydrostatic pressure of the drilling fluid) in Riphean carbonates, which will be the range of fluctuations of the equivalent circulation density.
Таким образом, выбранная методика (с дополнением) позволяет исключить ошибки при проектировании, возможные при использовании более старых методик, благодаря учету всех значимых критериев (рис. 3). Уточненный график совмещенных давлений, показанный на рис. 3, с учетом колебания ЭЦП (в интервале горизонтального ствола 1000 м в нефтегазонасыщенной части карбонатного рифея), позволяет оценить максимальную длину горизонтального ствола. На рис. 3 показаны ограничения совместимых по условиям бурения зон в горизонтальном стволе, а именно градиент допустимой депрессии на пласт (синий), допустимый индекс поглощения (красный), коэффициент аномальности (серый), плотность бурового раствора со шламом (зеленый). Эквивалентная циркуляционная плотность показана широкой линией желтого цвета. Пересечение линии ЭЦП с линиями допустимого индекса поглощений и допустимой депрессии на пласт характеризует максимальную длину горизонтального ствола.Thus, the selected technique (with the addition) allows to exclude design errors that are possible when using older techniques, by taking into account all relevant criteria (Fig. 3). The updated combined pressure graph shown in Fig. 3, taking into account the fluctuation of the digital signature (in the interval of the horizontal well of 1000 m in the oil and gas saturated part of the carbonate riphean), it allows us to estimate the maximum length of the horizontal well. In fig. Figure 3 shows the limitations of the zones compatible with the drilling conditions in the horizontal wellbore, namely, the gradient of the permissible depression on the formation (blue), the permissible absorption index (red), the anomaly coefficient (gray), the density of the drilling fluid with cuttings (green). Equivalent circulation density is shown by a wide yellow line. The intersection of the EDS line with the lines of the permissible absorption index and the permissible depression on the formation characterizes the maximum length of the horizontal wellbore.
По полученным на графике данным (см. рис. 3) можно сделать вывод о том, что при плотности бурового раствора 0,84 г/см3 в рассматриваемых горно-геологических условиях бурение горизонтального ствола в 1000 м становится невозможным без поглощений БР даже при соблюдении заданных нами условий. Это обусловлено тем, что в башмаке предыдущей колонны колебания ЭЦП выходят за максимально возможную границу допустимой депрессии на пласт. В это же время на забое горизонтального ствола (1000 м от башмака предыдущей колонны) колебания ЭЦП превышают выбранный нами допустимый индекс поглощения (до 12 м3/час). Построим график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола, на основе рис. 1, соблюдая строго все заданные условия (рис. 4). График на рис. 4 также характеризуется тремя диапазонами барических условий (1, 2, 3), границы каждого из которых удалены в область репрессии (1), равновесия (2) и депрессии (3) и соответствуют для депрессии значениям Рзаб 21,1 МПа; 20,7 МПа и 19,9 МПа соответственно. Каждый уровень характеризует природную каверново-трещинную фильтрационную систему рифейского резервуара с разной раскрытостью трещин, выделено три градации. 4 - самый проницаемый, аномально-трещиноватый, 5 - промежуточный; 6 - наименее проницаемый из тех, что значимо влияют на интенсивность поглощения в первичном вскрытии горизонтальным стволом. Зона репрессии (1) в свою очередь характеризуется зоной неприемлемой при бурении интенсивности поглощения более 10-12 м3/час (7) и зоной приемлемой при бурении интенсивности поглощения до 10-12 м3/час (8). Диапазон эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) (9) показан пунктирными линиями. Пересечение линий диапазона ЭЦП (9) с линиями допустимого индекса поглощений (зона неприемлемой при бурении интенсивности поглощения) (7) и допустимой депрессии на пласт (для трещин более 10 мм) (4) характеризует максимальную длину горизонтального ствола. Все расчеты ведутся исходя из применения технологии горизонтального бурения на комбинированном регулируемом давлении.According to the data obtained on the graph (see Fig. 3), it can be concluded that at a drilling fluid density of 0.84 g / cm 3 under the considered geological conditions, drilling a horizontal well of 1000 m becomes impossible without BR absorption even if conditions set by us. This is due to the fact that in the shoe of the previous column, EDS fluctuations go beyond the maximum possible boundary of the permissible depression on the formation. At the same time, at the bottom of a horizontal trunk (1000 m from the shoe of the previous column), the EDS fluctuations exceed the permissible absorption index we have chosen (up to 12 m 3 / h). We plot the combined pressures for the horizontal bore interval, based on Fig. 1, observing strictly all given conditions (Fig. 4). The graph in fig. 4 is also characterized by three ranges of baric conditions (1, 2, 3), the boundaries of each of which are removed to the areas of repression (1), equilibrium (2), and depression (3) and correspond to Rzab values of 21.1 MPa for depression; 20.7 MPa and 19.9 MPa, respectively. Each level characterizes the natural cavernous-crack filtration system of the Riphean reservoir with different crack openings, three gradations are distinguished. 4 - the most permeable, abnormally fractured, 5 - intermediate; 6 - the least permeable of those that significantly affect the intensity of absorption in the primary opening with a horizontal trunk. The repression zone (1), in turn, is characterized by a zone unacceptable during drilling with an absorption rate of more than 10-12 m 3 / h (7) and a zone acceptable when drilling with an absorption rate of up to 10-12 m 3 / hour (8). The range of equivalent circulating density (EDS) (9) is shown by dashed lines. The intersection of the lines of the EDS range (9) with the lines of the permissible absorption index (the zone of absorption intensity unacceptable during drilling) (7) and the permissible depression on the formation (for cracks over 10 mm) (4) characterizes the maximum length of the horizontal wellbore. All calculations are based on the application of horizontal drilling technology at a combined controlled pressure.
На основании графика при заданных условиях (предельные значения репрессии и депрессии) максимально возможная длина горизонта составляет около 500 м. Так, мы можем вычислить технологически максимально возможную длину горизонтального ствола для каждой из трех градаций проницаемости кластеров трещин. С учетом предполагаемого диапазона проницаемости трещинной системы, вскрываемой горизонтальным стволом, эта величина будет отличаться и также может быть вычислена (оценена), при этом диапазон возможных значений забойного давления при приближении к критической точке (максимально возможному забою) равномерно сужается и превращается в точку.Based on the graph under given conditions (extreme values of repression and depression), the maximum possible length of the horizon is about 500 m. So, we can technologically calculate the maximum possible length of the horizontal trunk for each of the three gradations of the permeability of crack clusters. Given the assumed range of permeability of the fracture system, opened by a horizontal wellbore, this value will differ and can also be calculated (estimated), while the range of possible values of bottomhole pressure when approaching a critical point (the maximum possible bottom) is evenly narrowed and turns into a point.
Для выбранных условий бурения горизонтального ствола колебания эквивалентной циркуляционной плотности варьируются в диапазоне 0,01 г/см3, что составляет ориентировочно 1% от гидростатического давления. Для других природно-технических условий данная величина должна определяться опытным путем проведения фактических замеров в скважине, либо по данным с ранее пробуренных скважин.For the selected drilling conditions of the horizontal wellbore, the fluctuations in the equivalent circulation density vary in the range of 0.01 g / cm 3 , which is approximately 1% of hydrostatic pressure. For other natural and technical conditions, this value should be determined empirically by conducting actual measurements in the well, or according to data from previously drilled wells.
Способ определения максимальной технологически возможной длины горизонтального ствола с учетом всех значимых критериев позволяет учитывать сложное геологическое строение продуктивного карбонатного рифейского резервуара и позволяет оценить технико-технологические возможности бурения горизонтальных скважин на этапе проектирования.The method for determining the maximum technologically possible horizontal wellbore length, taking into account all relevant criteria, allows one to take into account the complex geological structure of a productive carbonate Riphean reservoir and allows one to evaluate the technical and technological capabilities of horizontal well drilling at the design stage.
Способ основывается на прототипе, с учетом введения дополнительного критерия, предложенного авторами, и позволяет оперативно оценить технологически возможную длину горизонтального ствола для различных градаций трещинных систем.The method is based on the prototype, taking into account the introduction of an additional criterion proposed by the authors, and allows you to quickly evaluate the technologically possible length of the horizontal trunk for various gradations of fracture systems.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015138933A RU2617820C2 (en) | 2015-09-11 | 2015-09-11 | Method for determining horizontal shaft maximum length in conditions of cavern-fractured carbonate oil and gas-saturated formation with abnormally low formation pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015138933A RU2617820C2 (en) | 2015-09-11 | 2015-09-11 | Method for determining horizontal shaft maximum length in conditions of cavern-fractured carbonate oil and gas-saturated formation with abnormally low formation pressure |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015138933A RU2015138933A (en) | 2017-03-16 |
| RU2617820C2 true RU2617820C2 (en) | 2017-04-27 |
Family
ID=58454473
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015138933A RU2617820C2 (en) | 2015-09-11 | 2015-09-11 | Method for determining horizontal shaft maximum length in conditions of cavern-fractured carbonate oil and gas-saturated formation with abnormally low formation pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2617820C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20210348497A1 (en) * | 2020-05-11 | 2021-11-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and Methods for Creating Hydrocarbon Wells |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011115600A1 (en) * | 2010-03-15 | 2011-09-22 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for positioning horizontal wells within boundaries |
| RU2474678C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| WO2013165437A2 (en) * | 2012-05-04 | 2013-11-07 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for optimal spacing of horizontal wells |
-
2015
- 2015-09-11 RU RU2015138933A patent/RU2617820C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011115600A1 (en) * | 2010-03-15 | 2011-09-22 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for positioning horizontal wells within boundaries |
| RU2474678C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| WO2013165437A2 (en) * | 2012-05-04 | 2013-11-07 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for optimal spacing of horizontal wells |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| АЛИЕВ З.С. и др., Определение необходимой длины горизонтального ствола газовой скважины в процессе разработки. Газовая промышленность, 2005, N12. АЛИЕВ З.С. и др., Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин, Москва, Техника, 2001 с. 96. * |
| ЛЕОНОВ Е.Г. и др., Совершенствование методики построения совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, N5, 2013, с. 15-21. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20210348497A1 (en) * | 2020-05-11 | 2021-11-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and Methods for Creating Hydrocarbon Wells |
| US11608734B2 (en) * | 2020-05-11 | 2023-03-21 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for creating hydrocarbon wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015138933A (en) | 2017-03-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2274747C2 (en) | Optimization method for oil production from multilayer compound beds with the use of dynamics of oil recovery from compound beds and geophysical production well investigation data | |
| CA2762261C (en) | Process for determining mobile water saturation in a reservoir formation | |
| CN105952427A (en) | Method for predicting and evaluating low permeability oil reservoir water-injection induced cracks | |
| CN104863577A (en) | Method for forecasting formation pore pressure by utilizing propagation time of seismic longitudinal waves | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| CN110439519A (en) | A kind of fracturing process and system based on the design of limit current limliting | |
| Yehia et al. | Improving the shale gas production data using the angular-based outlier detector machine learning algorithm | |
| Khuzin et al. | Influence of hydraulic compression on porosity and permeability properties of reservoirs | |
| RU2617820C2 (en) | Method for determining horizontal shaft maximum length in conditions of cavern-fractured carbonate oil and gas-saturated formation with abnormally low formation pressure | |
| RU2413840C1 (en) | Procedure for elimination of cross-feeds | |
| CN115951422B (en) | Method for constructing natural fracture leakage pressure model | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2734202C1 (en) | Method of analysing horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in low-permeability headers | |
| Syofyan et al. | A new approach to model the saturation below the free water level, a case study from giant reservoir in Middle East | |
| RU2535545C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2766482C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows | |
| Sarmah et al. | Characterization and production influence of geological facies in the Eagle Ford | |
| Bianchi et al. | Pressure Measurements Challenges in Low Permeability Reservoirs of Neuquén Basin, Argentina | |
| Zhu et al. | Lessons learned from existing horizontal fractured wells on university lands in the Midland Basin: rate transient analyses vs completion and field development optimization | |
| RU2204700C1 (en) | Method of oil production | |
| RU2760747C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
| RU2808507C2 (en) | Method for determining distribution of volume of liquids injected into well by formation zones along wellbore | |
| Zhurilin et al. | SNL Application for Production Logging in Hard-to-Recover Gas Reserves Wells | |
| Tong et al. | Application of rate transient analysis modeling in diagnosis of well abnormal flowing status in Middle East carbonate reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200912 |