СПОСОБ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ С ЗАБОЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2007 года по МПК E21B37/00 E21B43/08 E21B43/11 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации горизонтальных и пологих нефтяных и газовых скважин.

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.].

Недостатком такого способа является необходимость остановки скважины, создания циркуляции промывочной жидкости, что отрицательно сказывается на технико-экономических показателях работы скважины и состоянии призабойной зоны.

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.].

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.

Задача предлагаемого изобретения состоит в упрощении и повышении надежности выноса механических примесей с забоя скважины.

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.

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.

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.].

Пример реализации способа.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации горизонтальных и пологих нефтяных и газовых скважин. Обеспечивает увеличение дебита конечного участка горизонтального ствола и, как следствие, увеличение скорости потока флюида на конечном участке ствола, что в свою очередь будет способствовать выносу механических примесей и воды со всего ствола скважины. Сущность изобретения: по способу увеличивают скорость потока флюида на конечном участке горизонтального ствола. Согласно изобретению 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. Расстояния между участками перфорации либо фильтрами в начале горизонтального участка ствола должны быть больше, чем расстояния между ними в конце ствола. Плотность перфорации в начале горизонтального ствола должна быть меньше, чем плотность перфорации в конце ствола, 3 ил.

Способ обеспечения выноса механических примесей с забоя горизонтальной скважины, включающий возможность увеличения скорости потока флюида на конечном участке горизонтального ствола, отличающийся тем, что 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 расстояния между участками перфорации либо фильтрами в начале горизонтального участка ствола должны быть больше расстояния между ними в конце ствола, а плотность перфорации в начале горизонтального ствола должна быть меньше плотности перфорации в конце ствола.