EA044688B1 - SYSTEM AND METHOD FOR CONTROLLING THE CONDITION OF THE CRUSH OF THE BORE-THE-BORE-THE-ZONE IN THE HOLE OF A SUBSURFACE WELL - Google Patents
SYSTEM AND METHOD FOR CONTROLLING THE CONDITION OF THE CRUSH OF THE BORE-THE-BORE-THE-ZONE IN THE HOLE OF A SUBSURFACE WELL Download PDFInfo
- Publication number
- EA044688B1 EA044688B1 EA202290303 EA044688B1 EA 044688 B1 EA044688 B1 EA 044688B1 EA 202290303 EA202290303 EA 202290303 EA 044688 B1 EA044688 B1 EA 044688B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- bottomhole pressure
- target value
- wellbore
- oscillations
- speed
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 51
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims description 77
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 75
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 68
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 68
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 42
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 67
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 22
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 15
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 13
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 11
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 8
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 6
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Description
Ссылки на родственные заявкиLinks to related applications
Настоящая заявка претендует на приоритет Европейской патентной заявки ЕР 19187146, поданной 18 июля 2019 г. под названием Системы и способы управления состоянием корки призабойной зоны в стволе подповерхностной скважины, и Европейской патентной заявки ЕР 19187148, поданной 18 июля 2019 г. под названием Системы и способы управления состоянием корки призабойной зоны в стволе подповерхностной скважины, полное содержание которых включено в настоящее раскрытие посредством ссылки.This application claims the priority of European patent application EP 19187146, filed on July 18, 2019, entitled Systems and methods for controlling the condition of the bottom-hole zone cake in a subsurface wellbore, and European patent application EP 19187148, filed on July 18, 2019, entitled Systems and methods controlling the condition of the near-wellbore zone crust in a subsurface wellbore, the entire contents of which are incorporated herein by reference.
Область техникиField of technology
Изобретение в общем относится к системам и способам добычи углеводородов из подповерхностного продуктивного пласта. В частности, настоящее раскрытие относится к системам и способам регулирования или управления состоянием корки призабойной зоны в стволе скважины с гравийным фильтром, проходящим внутри подповерхностного продуктивного пласта.The invention generally relates to systems and methods for producing hydrocarbons from a subsurface reservoir. In particular, the present disclosure relates to systems and methods for regulating or controlling the condition of a near-wellbore cake in a gravel pack wellbore extending within a subsurface reservoir.
Уровень техникиState of the art
Для получения углеводородов из подповерхностных продуктивных пластов, для доступа к нефтегазоносному пласту (также называемому здесь продуктивной зоной) к нему пробуривается ствол скважины. После пробуривания ствола скважины на требуемую глубину, в него устанавливается насоснокомпрессорная (лифтовая) колонна для извлечения углеводородов из продуктивной зоны на поверхность. Для предотвращения свободной миграции из продуктивной зоны мелких твердых частиц, в целом называемых здесь мелкими фракциями, вместе с любыми добываемыми углеводородами, в оборудование для заканчивания скважин и добычи, в ствол скважины (внутри открытого ствола или перфорированной обсадной трубы) может быть установлен фильтр (или несколько фильтров). Кроме того, в скважину помещается расклинивающее сыпучее вещество нужного размера (пропант), например, песок или другие твердые частицы, в целом называемые здесь гравийной набивкой. В частности, гравийная набивка располагается внутри продуктивного пласта, а также в межтрубном пространстве, расположенном радиально снаружи фильтра (например, затрубном пространстве, расположенном радиально между фильтром и перфорированной обсадной трубой или стенкой ствола скважины). Помещенная таким образом, гравийная набивка образует барьер, фильтрующий мелкие частицы из добываемых текучих сред, так, что предотвращается прохождение этих частиц через фильтры и их выход на поверхность. Такой способ заканчивания скважин обычно называют заканчиванием с применением гравийных фильтров. Когда заканчивание с применением гравийных фильтров выполняется внутри открытого ствола скважины, оно может называться заканчиванием с применением гравийных фильтров с необсаженным забоем, а когда заканчиванием с применением гравийных фильтров выполняется в обсаженной скважине или скважине с обсадной трубой, то такое заканчивание может называться заканчиванием с применением гравийных фильтров с обсаженным забоем.To obtain hydrocarbons from subsurface reservoirs, a wellbore is drilled into the oil and gas reservoir (also called the pay zone herein) to access it. After drilling the wellbore to the required depth, a pumping (lift) string is installed into it to extract hydrocarbons from the productive zone to the surface. To prevent the free migration of fine solids, generally referred to herein as fines, from the production zone, along with any produced hydrocarbons, into the well completion and production equipment, a filter (or several filters). In addition, a proppant of the desired size, such as sand or other solids, generally referred to herein as gravel pack, is placed in the well. In particular, the gravel pack is located within the reservoir as well as in an annulus located radially outside the screen (eg, an annulus located radially between the screen and the perforated casing or wellbore wall). When placed in this manner, the gravel pack forms a barrier that filters fine particles from the produced fluids so that these particles are prevented from passing through the filters and escaping to the surface. This type of well completion is commonly referred to as a gravel pack completion. When a gravel pack completion is performed inside an open hole, it may be referred to as an open hole gravel pack completion, and when a gravel pack completion is performed in a cased or cased hole, the completion may be referred to as a gravel pack completion. cased bottom filters.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
Некоторые раскрытые здесь варианты осуществления относятся к способу управления состоянием корки призабойной зоны в стволе подповерхностной скважины. В варианте осуществления способа создают колебательные изменения перепада забойного давления в стволе скважины подповерхностной зоны с заданным законом (шаблоном), включающим множество чередующихся увеличений перепада забойного давления и уменьшений перепадов забойного давления. Увеличения перепадов забойного давления по заданному закону включают увеличение перепада забойного давления с первой скоростью, а уменьшения перепадов забойного давления по заданному закону включают уменьшение перепада забойного давления со второй скоростью, отличающейся от первой скорости.Some embodiments disclosed herein relate to a method for controlling the condition of a near-wellbore cake in a subsurface wellbore. In an embodiment of the method, oscillatory changes in the bottomhole pressure drop are created in the wellbore of the subsurface zone with a given law (pattern), including a plurality of alternating increases in the bottomhole pressure drop and decreases in the bottomhole pressure drop. An increase in the bottomhole pressure difference according to a given law includes an increase in the bottom hole pressure difference with the first speed, and a decrease in the bottom hole pressure difference according to a given law includes a decrease in the bottom hole pressure difference with a second speed that differs from the first speed.
Другие раскрытые здесь варианты осуществления относятся к системе добычи углеводородов из ствола скважины в подповерхностной зоне. В варианте осуществления система включает насоснокомпрессорную колонну, установленную внутри ствола скважины. Кроме того, система включает эксплуатационную (дроссельную) задвижку, сообщающуюся по текучей среде с насосно-компрессорной колонной так, что пластовые текучие среды, проходящие в ствол скважины, попадают через насоснокомпрессорную колонну в эксплуатационную задвижку. Кроме того, система имеет контроллер, подключенный к эксплуатационной задвижке. Контроллер выполнен с возможностью выборочного приведения в действие эксплуатационной задвижки для: создания колебаний перепада забойного давления в стволе скважины по заданному закону, включающему множество чередующихся увеличений перепадов забойного давления и уменьшений перепадов забойного давления. Увеличения перепадов забойного давления согласно заданному закону включают увеличения перепадов забойного давления с первой скоростью, а уменьшения перепадов забойного давления согласно заданному закону включают уменьшения перепадов забойного давления со второй скоростью, отличающейся от первой скорости.Other embodiments disclosed herein relate to a system for producing hydrocarbons from a wellbore in a subsurface zone. In an embodiment, the system includes a tubing string installed inside a wellbore. In addition, the system includes a production (choke) valve in fluid communication with the tubing string so that formation fluids passing into the wellbore enter through the tubing string into the production valve. In addition, the system has a controller connected to the service valve. The controller is configured to selectively actuate the production valve to: create oscillations of the bottomhole pressure drop in the wellbore according to a given law, including a plurality of alternating increases in bottomhole pressure drops and decreases in bottomhole pressure drops. Increases in bottomhole pressure drops according to a given law include increases in bottomhole pressure drops at the first speed, and decreases in bottomhole pressure drops according to a given law include decreases in bottomhole pressure drops at a second speed different from the first speed.
Другие раскрытые варианты осуществления связаны с энергонезависимыми машиночитаемыми носителями. В варианте осуществления, энергонезависимый машиночитаемый носитель (среда) содержит программы, которые при исполнении их процессором, побуждают процессор активизировать эксплуатационную задвижку для создания колебаний перепада забойного давления в стволе скважины в подповерхностной зоне в соответствии с заданным законом, включающей множество чередующихся увеличений перепадов забойного давления и уменьшений перепадов забойного давления. Увеличения перепадовOther disclosed embodiments are associated with non-transitory computer readable media. In an embodiment, a non-volatile computer-readable medium (environment) contains programs that, when executed by a processor, cause the processor to activate a production valve to create oscillations of the bottomhole pressure differential in the wellbore in the subsurface zone in accordance with a given law, including a plurality of alternating increases in bottomhole pressure differentials and reducing bottomhole pressure drops. Increasing differences
- 1 044688 забойного давления согласно заданному закону включают увеличения перепадов забойного давления с первой скоростью, а уменьшения перепадов забойного давления согласно заданному закону включают уменьшения перепадов забойного давления со второй скоростью, отличающейся от первой скорости.- 1 044688 bottomhole pressure according to a given law include increases in bottomhole pressure differences with the first speed, and decreases in bottomhole pressure differences according to a given law include decreases in bottomhole pressure differences with a second speed different from the first speed.
Программы, при исполнении их процессором, также могут побудить процессор к приведению в действие эксплуатационной задвижки для создания колебаний перепада забойного давления в соответствии с заданным законом вокруг первого заданного целевого значения; и далее, к приведению в действие эксплуатационной задвижки для создания колебаний перепада забойного давления согласно второму заданному закону вокруг второго заданного целевого значения, отличающегося от первого заданного целевого значения.The programs, when executed by the processor, may also cause the processor to actuate the production valve to create a patterned oscillation of the bottomhole pressure differential around a first specified target value; and further, to actuating the production valve to create oscillations of the bottom hole pressure drop according to a second predetermined law around a second predetermined target value different from the first predetermined target value.
Описанные в настоящем раскрытии варианты осуществления содержат комбинацию признаков и характеристик, предназначенных для устранения различных недостатков, связанных с определенными устройствами, системами и способами, известными в уровне техники. Описанные выше в общих чертах признаки и технические характеристики раскрытых вариантов осуществления позволят лучше понять приведенное далее подробное описание. Описанные выше различные технические характеристики и признаки, а также и другие, будут очевидными для специалиста, ознакомившегося с приведенным далее подробным описанием и приложенными для ссылки чертежами. Следует понимать, что замысел и раскрытые конкретные варианты осуществления могут быть легко использованы в качестве основы для изменения или разработки других конструкций для решения тех же задач, что и в раскрытых вариантах осуществления. Следует также понимать, что такие эквивалентные истолкования не выходят за пределы существа и области притязаний, раскрытых здесь принципов.The embodiments described in the present disclosure contain a combination of features and characteristics designed to overcome various disadvantages associated with certain devices, systems and methods known in the art. The features and technical characteristics of the disclosed embodiments described above will provide a better understanding of the detailed description that follows. The various technical characteristics and features described above, as well as others, will be apparent to one skilled in the art upon reading the following detailed description and the accompanying drawings for reference. It should be understood that the concept and specific embodiments disclosed can readily be used as a basis for modifying or developing other designs to accomplish the same objectives as the disclosed embodiments. It should also be understood that such equivalent interpretations do not go beyond the substance and scope of the principles disclosed here.
Краткое описание чертежейBrief description of drawings
Для подробного описания различных частных вариантов осуществления, будут использоваться ссылки на приложенные чертежи, на которых:For a detailed description of various particular embodiments, reference will be made to the accompanying drawings, in which:
на фиг. 1 схематично представлен вид сечения системы добычи пластовых текучих сред из подповерхностного продуктивного пласта, в соответствии с описанными вариантами осуществления;in fig. 1 is a schematic cross-sectional view of a system for producing formation fluids from a subsurface reservoir, in accordance with the described embodiments;
на фиг. 2 представлен увеличенный вид сечения гравийного фильтра из изображения на фиг. 1;in fig. 2 is an enlarged cross-sectional view of the gravel pack from the image in FIG. 1;
на фиг. 3 представлен график, иллюстрирующий колебание перепада забойного давления для ствола подповерхностной скважины, в соответствии с описанными вариантами осуществления;in fig. 3 is a graph illustrating the variation of bottomhole pressure drop for a subsurface wellbore in accordance with the described embodiments;
на фиг. 4 представлен график, иллюстрирующий другое колебание перепада забойного давления для ствола подповерхностной скважины;in fig. 4 is a graph illustrating another variation of bottom hole pressure drop for a subsurface wellbore;
на фиг. 5 представлен график, иллюстрирующий другое колебание перепада забойного давления для ствола подповерхностной скважины;in fig. 5 is a graph illustrating another variation of bottom hole pressure drop for a subsurface wellbore;
на фиг. 6 и 7 показаны блок-схемы, иллюстрирующие варианты осуществления способов управления состоянием призабойной зоны в стволе подповерхностной скважины, в соответствии с описанными принципами;in fig. 6 and 7 are block diagrams illustrating embodiments of methods for controlling the state of the bottomhole zone in a subsurface wellbore in accordance with the described principles;
на фиг. 8 представлен график перепада забойного давления в функции времени, в соответствии с рассмотренным ниже примером;in fig. Figure 8 shows a graph of the bottomhole pressure drop as a function of time, in accordance with the example discussed below;
на фиг. 9 представлен комбинированный график массового расхода и гидростатического давления в функции времени для эксперимента, описанного в примере 2, рассмотренном ниже; и на фиг. 10(а)-10(м) представлены фотографии конусной ячейки с расположенными в ней гравийной набивкой и мелкими частицами в ходе эксперимента, описанного в примере 2, описанном ниже.in fig. 9 is a combined plot of mass flow and hydrostatic pressure as a function of time for the experiment described in Example 2 discussed below; and in fig. 10(a)-10(m) show photographs of a cone cell containing gravel pack and fine particles during the experiment described in Example 2 below.
Подробное описание осуществления изобретенияDetailed Description of the Invention
Приведенное далее рассмотрение относится к различным частным вариантам осуществления. Специалисту в данной отрасли будет, однако, понятно, что раскрытые здесь примеры имеют широкое применение и что рассмотрение любого варианта осуществления является только иллюстрацией примера варианта осуществления и не должно предполагать, что область притязаний раскрытия, включая формулу, ограничивает этот вариант осуществления.The following discussion relates to various particular embodiments. One skilled in the art will, however, appreciate that the examples disclosed herein are broad in application and that the discussion of any embodiment is illustrative of an example embodiment only and should not be intended to limit the scope of the disclosure, including the claims, to that embodiment.
Чертежи на фигурах не обязательно выполнены в масштабе. Некоторые признаки и компоненты могут быть изображены в увеличенном масштабе или в несколько схематичной форме, а некоторые детали обычных элементов могут быть не показаны в интересах ясности и краткости изложения.Drawings in the figures are not necessarily to scale. Some features and components may be shown in exaggerated or somewhat diagrammatic form, and some details of common features may not be shown in the interests of clarity and brevity.
В приведенном ниже рассмотрении и формуле использование терминов включающий и содержащий не предусматривает ограничений, и поэтому должно восприниматься как включающий, но не сводящийся к .... Кроме того, термин связывать или связывает предполагает включение непрямого или прямого соединения между описываемыми элементами. То есть, если первое устройство соединяется со вторым устройством, это соединение может обеспечиваться через непосредственное соединение двух устройств, или через косвенное соединение посредством других устройств, компонентов или соединений. Кроме того, в настоящем описании термины осевой и по оси в целом означают направление вдоль или параллельно данной оси (например, центральной оси корпуса или отверстия), в то время как термины радиальный и радиально обычно означают направление, перпендикулярное центральной оси. Например, осевое расстояние означает расстояние, измеренное вдоль или параллельно оси, а радиальное расстояние означает расстояние, измеренное перпендикулярно центральной оси. Используемый в настоящем описании термин пластовые текучие среды относится к жидкостям и газам, добываемым изIn the discussion and formula below, the use of the terms including and containing is not intended to be limiting, and should therefore be taken to be inclusive, but not reducible to.... Moreover, the term connect or connect implies the inclusion of an indirect or direct connection between the elements described. That is, if a first device is connected to a second device, the connection may be through a direct connection of the two devices, or through an indirect connection through other devices, components or connections. Additionally, as used herein, the terms axial and axial generally mean a direction along or parallel to a given axis (eg, the central axis of a housing or opening), while the terms radial and radial generally mean a direction perpendicular to a central axis. For example, axial distance means a distance measured along or parallel to an axis, and radial distance means a distance measured perpendicular to a central axis. As used herein, the term formation fluids refers to liquids and gases produced from
- 2 044688 подповерхностных продуктивных пластов в скважину или другой соединительный канал. Например, термин может включать нефть, углеводородные газы, воду, конденсат и т.д. Используемые в настоящем описании термины примерно, приблизительно, в основном, обычно и т.д., означают, что значение находится в интервале плюс или минус 20% от заявленной величины, если специально не указано иначе.- 2 044688 subsurface productive formations into a well or other connecting channel. For example, the term may include oil, hydrocarbon gases, water, condensate, etc. As used herein, the terms approximately, approximately, substantially, generally, etc. mean that the value is within the range of plus or minus 20% of the stated value unless specifically stated otherwise.
Как упоминалось выше, заканчивание с применением гравийных фильтров (включая как случай с необсаженным забоем, так и с обсадной трубой) включает введение гравийной набивки в межтрубное пространство, находящееся вблизи одного или более фильтров (например, трубчатых фильтров) внутри ствола скважины. Введенная гравийная набивка обеспечивает фильтрацию мелких фракций, которые могут добываться из подповерхностного продуктивного пласта вместе с другими пластовыми текучими средами (например, нефтью, газом, конденсатом, водой и т.д.), и поэтому ограничивает и/или предотвращает прохождение мелких фракций на поверхность. Однако в процессе добычи, мелкие фракции могут собираться внутри гравийного фильтра и образовывать корку в призабойной зоне, которая ограничивает протекание пластовых текучих сред через гравийный фильтр. В некоторых случаях, образование корки призабойной зоны может в конечном итоге воспрепятствовать извлечению значительной части пластовых текучих сред. Для уменьшения корки призабойной зоны могут быть предприняты некоторые восстановительные меры. Одной такой восстановительной мерой может быть так называемая кислотная обработка, заключающаяся в подаче потока кислоты в подповерхностную скважину для растворения частиц, образующих корку призабойной зоны. Однако использование кислотной обработки обычно сопряжено с большими затратами и может привести к усиленной коррозии и износу компонентов внутри скважины. Более того, выгоды, приобретаемые с использованием кислотной обработки, могут быть кратковременными, поскольку новые частицы мелких фракций будут продолжать поступать из пласта после завершения кислотной обработки.As mentioned above, gravel pack completions (including both open hole and casing) involve introducing a gravel pack into the annulus adjacent to one or more screens (eg, tubular screens) within the wellbore. The injected gravel pack provides filtration of fines that may be produced from the subsurface reservoir along with other formation fluids (e.g. oil, gas, condensate, water, etc.) and therefore limits and/or prevents the passage of fines to the surface . However, during production, fines can collect within the gravel pack and form a crust in the near-wellbore zone, which restricts the flow of formation fluids through the gravel pack. In some cases, formation of a near-wellbore crust may ultimately prevent the recovery of a significant portion of the formation fluids. To reduce the crust in the near-wellbore zone, some remedial measures can be taken. One such remedial measure may be so-called acidizing, which involves injecting a stream of acid into the subsurface well to dissolve the particles that form the bottom-hole crust. However, the use of acidizing is typically costly and can result in increased corrosion and wear of components inside the well. Moreover, the benefits gained from acidizing may be short-lived as new fines will continue to flow from the formation after the acidizing is completed.
Соответственно, раскрытые здесь варианты осуществления включают системы и способы для управления состоянием корки призабойной зоны внутри ствола подповерхностной скважины путем управляемого и выборочного регулирования перепада забойного давления в течение долгого времени для сдерживания формирования корки в призабойной зоне. В частности, раскрытые здесь варианты осуществления включают возбуждение управляемых колебаний (например, чередующихся увеличений и уменьшений) перепада забойного давления внутри подповерхностной скважины для препятствования образования корки и, возможно, удаления или сокращения корки, уже сформировавшейся внутри гравийного фильтра. Таким образом, посредством использования описанных здесь систем и способов оператор может снизить или, возможно, избавиться от необходимости относительно дорогой и потенциально вредной кислотной обработки внутри подповерхностной скважины.Accordingly, embodiments disclosed herein include systems and methods for controlling the condition of a near-wellbore cake within a subsurface wellbore by controlling and selectively adjusting the bottomhole pressure differential over time to inhibit formation of a near-wellbore cake. In particular, embodiments disclosed herein include causing controlled oscillations (eg, alternating increases and decreases) of a bottomhole pressure differential within a subsurface well to inhibit formation of cake and possibly remove or reduce cake already formed within the gravel pack. Thus, through the use of the systems and methods described herein, an operator can reduce or possibly eliminate the need for relatively expensive and potentially harmful acid treatment within a subsurface well.
В то время как описанные здесь конкретные варианты осуществления обеспечивают управляемое и выборочное создание колебаний перепадов забойного давления внутри ствола скважины с гравийной набивкой (т.е. скважины либо с необсаженным забоем, либо с обсаженным забоем, законченной с применением гравийных фильтров, описанной выше), следует иметь в виду, что эти системы и способы (например, описанные ниже колебания перепада забойного давления) могут быть использованы с заканчиванием скважины других типов (т.е. иных, нежели заканчивание с применением гравийных фильтров). Например, в некоторых вариантах осуществления описанные ниже колебания давления могут быть использованы во время заканчивания с применением так называемого автономного противопесчаного фильтра, где текучие среды попадают из продуктивного пласта прямо в скважинный фильтр (или несколько фильтров) без промежуточного слоя гравия набивки (как это происходит в случае заканчивания с применением гравийных фильтров). В таком заканчивании, корка призабойной зоны (например, от мелких частиц продуктивного пласта) может формироваться внутри пласта или вдоль самого фильтра. Не ограничиваясь какой-либо конкретной теорией, можно считать, что применение описанных ниже колебаний перепада забойного давления может предотвратить появление корки или уменьшить ее при заканчивании с автономным фильтром в целом таким же образом, как в описанном ниже частном случае заканчивания с применением гравийного фильтра.While the specific embodiments described herein provide for the controlled and selective generation of oscillations of bottomhole pressure differentials within the wellbore of a gravel pack well (i.e., an open hole or cased hole completed using gravel packs as described above), It should be kept in mind that these systems and methods (eg, bottom hole pressure drop variations described below) may be used with other types of well completions (ie, other than gravel pack completions). For example, in some embodiments, the pressure fluctuations described below can be used during a completion using a so-called stand-alone sand screen, where fluids flow from the reservoir directly into the well screen (or multiple screens) without an intermediate layer of gravel pack (as occurs in in case of completion using gravel packs). In such a completion, a near-wellbore crust (for example, from fine particles of the reservoir) can form inside the formation or along the filter itself. Without being bound by any particular theory, it is believed that the application of the bottomhole pressure differential variations described below can prevent or reduce cake formation in a self-contained filter completion in generally the same manner as in the particular case of a gravel pack completion described below.
В настоящем раскрытии, термин перепад забойного давления относится к перепаду между давлением подповерхностного продуктивного пласта и давлением ствола скважины, проходящего через пласт (иногда также называется депрессией на пласт). Для того чтобы добываемые текучие среды могли войти в скважину для их вывода на поверхность, перепад забойного давления устанавливают так, чтобы давление внутри скважины было в целом меньше давления пласта. При этом перепад забойного давления заставляет пластовые текучие среды в процессе добычи переходить из подповерхностного продуктивного пласта в скважину, и при этом было бы естественным предполагать, что перепад забойного давления прямо пропорционален расходу скважинной продукции в скважине. Соответственно, при повышении перепада забойного давления (т.е. с увеличением перепада между давлением пласта и скважины), расход скважинной продукции в скважину из продуктивного пласта должен также увеличиваться. Как показано в настоящем раскрытии, перепадом забойного давления можно управлять работой эксплуатационных задвижек или других устройств регулирования давления на поверхности.In the present disclosure, the term bottomhole pressure drop refers to the difference between the pressure of a subsurface reservoir and the pressure of the wellbore passing through the formation (sometimes also called drawdown). In order for produced fluids to enter the well to be brought to the surface, the bottomhole pressure differential is set so that the pressure inside the well is generally less than the formation pressure. In this case, the difference in bottomhole pressure causes formation fluids to move from the subsurface productive formation into the well during the production process, and it would be natural to assume that the difference in bottomhole pressure is directly proportional to the flow rate of well products in the well. Accordingly, with an increase in the bottomhole pressure drop (i.e., with an increase in the difference between the pressure of the formation and the well), the flow of well production into the well from the productive formation should also increase. As shown in the present disclosure, bottom hole pressure differential can control the operation of production valves or other surface pressure control devices.
На фиг. 1 представлена система 10 для добычи пластовых текучих сред из подповерхностного продуктивного пласта 6. Система 10 в основном включает оборудование 12, расположенное на поверхностиIn fig. 1 shows a system 10 for producing formation fluids from a subsurface reservoir 6. The system 10 generally includes equipment 12 located at the surface
- 3 044688 (поэтому оборудование 12 может быть названо наземным оборудованием), и ствол 20 скважины, проходящий от поверхности 4 в подповерхностный продуктивный пласт 6 вдоль центральной, или продольной, оси 15. На фиг. 1 ось 15 показана в целом прямой линией, однако следует иметь в виду, что в других вариантах осуществления ось 15 может быть и нелинейной (например, подповерхностная скважина 20 редко является строго прямолинейной и может отклоняться под действием различных факторов). Кроме того, в то время как ствол скважины показан вертикальным, нужно иметь в виду, что в других вариантах осуществления он может включать одну или более горизонтальные или практически горизонтальные секции или части. Таким образом, изображение линейной, вертикальной оси 15 ствола 20 скважины на чертежах используется для упрощения настоящего описания и не должно восприниматься как ограничивающее возможные отклонения или вариации ствола 20 скважины в других вариантах осуществления.- 3 044688 (therefore equipment 12 may be referred to as surface equipment), and a wellbore 20 extending from surface 4 into the subsurface reservoir 6 along a central or longitudinal axis 15. FIG. 1, axis 15 is shown as a generally straight line, however, it should be borne in mind that in other embodiments, axis 15 may be non-linear (for example, subsurface well 20 is rarely strictly straight and may deviate under the influence of various factors). In addition, while the wellbore is shown vertical, it should be understood that in other embodiments it may include one or more horizontal or substantially horizontal sections or portions. Thus, the depiction of the linear, vertical axis 15 of the wellbore 20 in the drawings is used to simplify the present description and should not be taken as limiting possible deviations or variations of the wellbore 20 in other embodiments.
Обычно, наземное оборудование 12 может включать любое подходящее оборудованием для обеспечения добычи пластовых текучих сред из продуктивного пласта 6 через скважину 20, например клапанная сборка устьевой эксплуатационной арматуры (например, клапанная сборка фонтанной арматуры). Наземное оборудование 12 включает эксплуатационную задвижку 14, или соединено с такой задвижкой, выполненной с возможностью управления расходом пластовых текучих сред из скважины 20 в выкидную линию или трубу 16. Труба 16 подает скважинную продукцию в пункт 18 назначения, которым может быть трубопровод, коллектор, резервуар для хранения, перерабатывающее предприятие или другой соответствующий пункт назначения для пластовых текучих сред, выходящих из скважины 20. Кроме того, наземное оборудование 12 может включать электронную аппаратуру управления (например, контроллер 400, более подробно описанный ниже) для регулирования или управления работой различных компонентов и функций в системе 10. Электронная аппаратура управления (например, контроллер 400) может быть расположен внутри местного пункта управления (не показан) системы 10 или в любом подходящем месте (включая, например, позицию, удаленную от ствола 20 скважины).Typically, surface equipment 12 may include any suitable equipment to enable production of formation fluids from reservoir 6 through well 20, such as a production valve assembly (eg, a Christmas tree assembly). Surface equipment 12 includes, or is connected to, a production valve 14 configured to control the flow of formation fluids from the well 20 to the flow line or pipe 16. The pipe 16 delivers the well product to a destination 18, which may be a pipeline, a reservoir, or a reservoir. storage, processing facility, or other suitable destination for formation fluids exiting well 20. In addition, surface equipment 12 may include electronic control equipment (e.g., controller 400, described in more detail below) to regulate or control the operation of various components and functions in the system 10. Electronic control equipment (eg, controller 400) may be located within a local control room (not shown) of the system 10 or at any suitable location (including, for example, a position remote from the wellbore 20).
Обсадная колонна 22 или ее внутренняя ремонтная труба проходит вдоль оси от поверхности 4 или почти от поверхности (например, от наземного оборудования 12) в ствол 20 скважины. Обсадная колонна 22 является опорной конструкцией скважины 20 и предотвращает прохождение пластовых текучих сред в ствол 20 скважины в неконтролируемых местах или глубинах. Обсадная колонна 22 закрепляется внутри ствола 20 скважины цементом или использованием любого другого механизма или материала. В частности, обсадная колонна 22 имеет первый, или верхний, конец 22а, находящийся на поверхности 4 или вблизи нее, и второй, или нижний, конец 22b, расположенный в стволе 20 скважины.The casing 22 or its internal workover pipe extends axially from or near the surface 4 (eg, surface equipment 12) into the wellbore 20. The casing 22 is the support structure of the well 20 and prevents the passage of formation fluids into the wellbore 20 at uncontrolled locations or depths. The casing 22 is secured within the wellbore 20 by cement or any other mechanism or material. Specifically, the casing 22 has a first or upper end 22a located on or near surface 4 and a second or lower end 22b located in the wellbore 20.
В ствол 20 скважины внутри обсадной колонны 22 также вставлена насосно-компрессорная (лифтовая) колона труб (НКТ) 26. НКТ 26 передает пластовые текучие среды, поступающие из продуктивного пласта 6, на поверхность 4, откуда они далее передаются через эксплуатационную задвижку 14 и выкидную трубу 16 к пункту назначения 18, как было показано выше. НКТ 26 имеет первый, или верхний, конец 26а, находящийся на поверхности 4 или вблизи нее, и второй, или нижний, конец 26b, находящийся в стволе 20 скважины. Нижний конец 26b насосно-компрессорной колонны 26 может располагаться выше или ниже нижнего конца 22b обсадной колонны 22 и, в некоторых вариантах осуществления, нижний конец 26b НКТ 26 может располагаться соосно (или практически соосно) с нижним концом 22b обсадной колонны 22. К нижнему концу 26b НКТ 26 присоединен сборный фильтр 30, отходящий от него вдоль оси. Сборный фильтр 30 содержит один или несколько фильтров (конкретно не показаны на фиг. 1) для фильтрации пластовых текучих сред, исходящих из продуктивного пласта 6 в процессе добычи.A tubing string (tubing) 26 is also inserted into the wellbore 20 inside the casing 22. The tubing 26 transfers formation fluids coming from the productive formation 6 to the surface 4, from where they are further transmitted through the production valve 14 and the flow valve pipe 16 to destination 18, as shown above. The tubing 26 has a first or upper end 26a located on or near surface 4 and a second or lower end 26b located in the wellbore 20. The lower end 26b of the tubing string 26 may be positioned above or below the lower end 22b of the casing 22 and, in some embodiments, the lower end 26b of the tubing 26 may be positioned coaxially (or substantially coaxially) with the lower end 22b of the casing 22. Towards the lower end 26b of tubing 26 is connected to a collecting filter 30 extending from it along the axis. The collection filter 30 includes one or more filters (not specifically shown in FIG. 1) for filtering formation fluids emanating from the reservoir 6 during the production process.
На фиг. 1 также показано кольцевое пространство или кольцевой промежуток 31 между сборным фильтром 30 и боковой стенкой 8 ствола ниже нижнего конца 22b обсадной колонны 22, заполненное гравийным фильтром 36. В кольцевом пространстве 24 между НКТ 26 и обсадной колонной 22 на нижних концах 22b, 26b или вблизи них установлен пакер или торцевой уплотнитель 28, для создания жидкостного уплотнения кольцевого пространства 31 от кольцевого пространства 24 и, тем самым, предотвращения прохождения потока текучей среды или гравия вдоль оси вверх к поверхности 4 через кольцевое пространство 24 в процессе работы. Таким образом, по мере прохождения пластовых текучих сред из боковой стенки 8 ствола скважины, они направляются через гравийный фильтр 36 и сборный фильтр 30 так, что далее пластовые текучие среды могут двигаться вверх по НКТ 26 к поверхности 4.In fig. 1 also shows an annulus or annular space 31 between the collection screen 30 and the sidewall 8 of the wellbore below the lower end 22b of the casing 22, filled with gravel pack 36. In the annulus 24 between the tubing 26 and the casing 22 at or near the lower ends 22b, 26b A packer or end seal 28 is installed therein to create a fluid seal between the annulus 31 and the annulus 24 and thereby prevent fluid or gravel from flowing axially upward toward the surface 4 through the annulus 24 during operation. Thus, as formation fluids pass from the sidewall 8 of the wellbore, they are directed through the gravel pack 36 and the collecting screen 30 so that the formation fluids can then move up the tubing 26 to the surface 4.
На фиг. 2 показано, как при протекании пластовых текучих сред гравийную набивку 36 и сборный фильтр 30, как это было описано выше, частицы мелких фракций 32, переносимые пластовыми текучими средами из продуктивного пласта 6, могут задерживаться между частицами 34, образующими гравийный фильтр 36. Со временем, захваченные частицы мелких фракций 32 накапливаются внутри гравийного фильтра 36 и могут образовать корку, ограничивающие возможные пути 33 прохождения для потока пластовых текучих сред между частицами 34 гравийного фильтра 36 и через отверстия 38 перфорации в сборном фильтре 30. Соответственно, по мере нарастания количества частиц мелкой фракции 32, задержанных или осевших внутри гравийного фильтра 36, падает расход пластовых текучих сред в сборный фильтр 30 и далее в насосно-компрессорную трубу 26. В конце концов, поток пластовых текучих сред может стать столь низким, что требуется проведение восстановительных работ, либо прекращается эксплуатация скважины.In fig. 2 shows how, as formation fluids flow through gravel pack 36 and collection filter 30 as described above, fines particles 32 carried by formation fluids from reservoir 6 can become trapped between particles 34 forming gravel pack 36. Over time. , trapped fines particles 32 accumulate within the gravel pack 36 and can form a cake that limits the possible passage paths 33 for formation fluid flow between the particles 34 of the gravel pack 36 and through the perforations 38 in the collection filter 30. Accordingly, as the number of fines particles increases fractions 32 retained or settled within the gravel filter 36, the flow of formation fluids into the collecting filter 30 and further into the tubing 26 drops. Eventually, the flow of formation fluids may become so low that restoration work is required, or stops well operation.
- 4 044688- 4 044688
Возвращаясь к фиг. 1, можно отметить, что для предотвращения или замедления образования корки призабойной зоны в гравийном фильтре 36, периодически может выполняться управляемое регулирование перепада забойного давления, согласно описанному здесь способу. В настоящем варианте осуществления, для мониторинга давления внутри ствола 20 скважины установлен или введен датчик 13 давления (или несколько датчиков). Могут быть использованы дополнительные датчики давления для измерения давления внутри продуктивного пласта 6 (и/или эта величина может быть определена с использованием других факторов, параметров или измерений). Таким путем мониторинг перепада забойного давления в процессе работы можно проводить датчиком 13 давления и/или дополнительными данными или измерениями. Датчик 13 давления соединен с возможностью передачи сигналов с поверхностью 4 (в частности, с контроллером 400) по линии 17 связи. Вообще, линией 17 связи может быть любая проводная или беспроводная линия связи. Например, в некоторых случаях линия 17 связи может включать проводящий провод (например, электрический провод, оптоволоконный кабель, и др.). В других случаях, линией 17 связи может быть беспроводная линия связи (например, акустической связи, радиочастотной (РЧ) связи, инфракрасной связи и др.).Returning to FIG. 1, it may be noted that to prevent or retard the formation of bottomhole crust in the gravel pack 36, controlled adjustment of the bottomhole pressure differential may be periodically performed according to the method described herein. In the present embodiment, a pressure sensor 13 (or multiple sensors) is installed or inserted to monitor the pressure inside the wellbore 20. Additional pressure sensors may be used to measure the pressure within the reservoir 6 (and/or this value may be determined using other factors, parameters or measurements). In this way, monitoring of the difference in bottomhole pressure during operation can be carried out by the pressure sensor 13 and/or additional data or measurements. The pressure sensor 13 is connected with the ability to transmit signals with the surface 4 (in particular, with the controller 400) via a communication line 17. In general, communication line 17 can be any wired or wireless communication line. For example, in some cases, communication line 17 may include a conductive wire (eg, electrical wire, fiber optic cable, etc.). In other cases, communication link 17 may be a wireless communication link (eg, acoustic communication, radio frequency (RF) communication, infrared communication, etc.).
В процессе работы производится управляемая активизация эксплуатационной задвижки 14 (например, контроллером 400 в некоторых вариантах осуществления) для регулирования расхода пластовых текучих сред в выкидную трубу 16, и, как следствие, перепада забойного давления внутри ствола 20 скважины. В других вариантах осуществления, для управления или регулирования перепада забойного давления внутри ствола 20 скважины могут быть использованы другие механизмы регулирования давления вдобавок к эксплуатационной задвижке 14, либо вместо нее. Например, в некоторых вариантах осуществления, в систему 10 может быть введен насос противодавления для приложения противодавления к стволу 20 скважины для регулирования, тем самым, перепада забойного давления внутри ствола 20 скважины в процессе работы.During operation, the production valve 14 is controlled to be activated (for example, by the controller 400 in some embodiments) to regulate the flow of formation fluids into the flow pipe 16, and, as a result, the bottomhole pressure drop within the wellbore 20. In other embodiments, other pressure control mechanisms in addition to, or instead of, the production valve 14 may be used to control or regulate the bottomhole pressure differential within the wellbore 20. For example, in some embodiments, a backpressure pump may be included in the system 10 to apply backpressure to the wellbore 20 to thereby regulate the bottomhole pressure differential within the wellbore 20 during operation.
Поскольку гравийный фильтр 36 расположен внутри области или зоны ствола 20 скважин, которая не имеет обсадной колонны или внутренней трубы (например, обсадная колонна 22), гравийным фильтром 36 будет необсаженный гравийный фильтр. Следует иметь в виду, что рассматриваемые здесь способы могут быть применимы и к другим типам заканчивания с использованием гравийных фильтров, например, заканчиванию с гравийным фильтром с обсаженным забоем, описанному выше.Because the gravel pack 36 is located within an area or zone of the wellbore 20 that does not have casing or internal pipe (eg, casing 22), the gravel pack 36 will be an open gravel pack. It should be noted that the techniques discussed here may be applicable to other types of gravel pack completions, such as the cased gravel pack completion described above.
Дальнейшее рассмотрение будет сосредоточено на различных способах управления перепадом забойного давления внутри ствола подповерхностной скважины (например, ствола 20 скважины). Как было описано выше, эти способы предназначены для управления состоянием корки призабойной зоны внутри ствола скважины (например, внутри гравийного фильтра 36) так, чтобы улучшалось и поддерживалось извлечение пластовых текучих сред из ствола подповерхностной скважины. В приведенном далее описании, постоянно делается ссылка на систему 10 на фиг. 1; следует, однако, иметь в виду, что предлагаемые далее способы могут быть использованы в системах в стволе скважин, отличающихся от системы 10. Таким образом, постоянные ссылки на систему 10 не должны интерпретироваться как ограничивающие применение раскрытых здесь вариантов осуществления.The following discussion will focus on various methods for controlling the bottomhole pressure drop within a subsurface wellbore (eg, wellbore 20). As described above, these methods are designed to control the condition of a near-wellbore cake within a wellbore (eg, within a gravel pack 36) so that the recovery of formation fluids from the subsurface wellbore is improved and maintained. In the following description, reference is always made to the system 10 in FIG. 1; It should be understood, however, that the following methods may be used in wellbore systems other than system 10. Thus, continued reference to system 10 should not be interpreted as limiting the use of the embodiments disclosed herein.
Рассмотрим теперь фиг. 3, на котором представлен график 100 зависимости управляемого изменения перепада АР забойного давления от времени для ствола подповерхностной скважины (например ствола 20 на фиг. 1). На графике 100 по оси X отложено время, а по оси Y представлено изменение перепада АР забойного давления. Как показано на графике 100, в некоторых вариантах осуществления, перепад АР забойного давления изменяется циклически вокруг заданного целевого значения 118 между верхним пределом 116 и нижним пределом 120. Соответственно, перепад АР забойного давления колеблется на фиг. 3 вокруг целевого значения 118 между пределами 116 и 120. Со ссылкой на фиг. 1-3 можно заметить, что при воздействии изменениями перепада забойного давления согласно графику 100 на ранее описанную систему 10, может быть активизирована эксплуатационная задвижка 14 и/или другой(ие) механизм регулирования давления (например, упомянутый ранее насос противодавления) для достижения требуемых колебаний перепада забойного давления на графике 100, описанного выше.Let us now consider FIG. 3, which shows a graph 100 of the controlled change in bottomhole pressure differential AP versus time for a subsurface wellbore (for example, bore 20 in FIG. 1). On graph 100, the X axis represents time, and the Y axis represents the change in bottomhole pressure differential AP. As shown in graph 100, in some embodiments, the bottomhole pressure differential AP varies cyclically around a predetermined target value 118 between an upper limit 116 and a lower limit 120. Accordingly, the bottomhole pressure differential AP fluctuates in FIG. 3 around target value 118 between limits 116 and 120. Referring to FIG. 1-3, it can be seen that when the previously described system 10 is affected by changes in the bottomhole pressure differential according to schedule 100, the production valve 14 and/or other pressure control mechanism(s) (for example, the previously mentioned back pressure pump) can be activated to achieve the required fluctuations bottomhole pressure difference on graph 100 described above.
Как показано на фиг. 3, в данном варианте осуществления график 100 колебаний перепада забойного давления характеризуется чередующимися увеличениями 112 перепада забойного давления и уменьшениями 114 перепада забойного давления. В частности, увеличения 112 перепада забойного давления включают увеличение перепада АР забойного давления примерно от нижнего предела 120 до примерно верхнего предела 116, а уменьшения 114 перепада забойного давления включают уменьшение перепада забойного давления примерно от верхнего предела 116 до примерно нижнего предела 120. Верхним пределом 116 может быть верхний предел для перепада АР забойного давления в стволе 20 скважины, зависящий от разных факторов, например, ограничения по давлению и расходу оборудования, находящегося внутри ствола 20 скважины или связанного с ним текучей средой (например, обсадной колонны 22, насосно-компрессорной трубы 26, сборного фильтра 30, наземного оборудования 12 и др.). Нижний предел 120 может быть определен на основе минимального расхода скважинной продукции, требующегося от скважины 20 в процессе работы. В некоторых вариантах осуществления, нижний предел 120 может быть достаточен для подъема или выведения потока мелких фракций (например, мелких фракций 32 на фиг. 2)As shown in FIG. 3, in this embodiment, the bottomhole pressure differential fluctuation plot 100 is characterized by alternating increases 112 in the bottomhole pressure differential and decreases 114 in the bottomhole pressure differential. Specifically, bottomhole pressure differential increases 112 include increasing the bottomhole pressure differential AP from about a lower limit 120 to about an upper limit 116, and bottomhole pressure drop decreases 114 include decreasing the bottomhole pressure differential from about an upper limit 116 to about a lower limit 120. An upper limit 116 there may be an upper limit for the bottomhole pressure drop AP in the wellbore 20, depending on various factors, for example, pressure and flow restrictions of equipment located inside the wellbore 20 or associated with the fluid (for example, casing 22, tubing 26, collecting filter 30, ground equipment 12, etc.). The lower limit 120 may be determined based on the minimum well production flow rate required from the well 20 during operation. In some embodiments, the lower limit 120 may be sufficient to lift or remove the fines stream (e.g., fines 32 in FIG. 2)
- 5 044688 на поверхность 4. Кроме того, нижний предел 120 также все еще может быть достаточен для подъема на поверхность добываемой жидкости и, тем самым, предотвращения ее скопления на забое ствола 20 скважины. В некоторых частных вариантах осуществления, амплитуда (т.е. разница между верхним пределом 116 и нижним пределом 120) колебаний перепада забойного давления (например, увеличений 112 и уменьшений 114) примерно менее или равна 30% целевого значения 118, например, менее или равна 20% целевого значения 118.- 5 044688 to the surface 4. In addition, the lower limit 120 may also still be sufficient to lift the produced fluid to the surface and thereby prevent it from accumulating at the bottom of the wellbore 20. In some particular embodiments, the amplitude (i.e., the difference between the upper limit 116 and the lower limit 120) of the bottomhole pressure differential fluctuations (e.g., increases 112 and decreases 114) is about less than or equal to 30% of the target value 118, e.g., less than or equal to 20% of target value 118.
В этом варианте осуществления, заданное целевое значение 118 может быть средним верхнего предела 116 и нижнего предела 120, при этом увеличения 112 перепадов забойного давления и уменьшения 114 перепадов забойного давления расположены относительно целевого значения 118 на одинаковом расстоянии. В результате, в этих вариантах осуществления, целевое значение 118 можно назвать средним значением 118. В других вариантах осуществления целевым значением 118 может быть значение между верхним пределом 116 и нижним пределом 120, которое больше смещено к верхнему пределу 116 или нижнему пределу 120 (так, что целевое значение 118 не является среднеарифметическим или средним верхнего предела 116 и нижнего предела 120. Кроме того, в данном варианте осуществления целевое значение 118 может быть относительно постоянным на протяжении периода времени Т. Следует, однако, иметь в виду, что изменения внутри ствола скважины (например, ствола 20 скважины) и/или продуктивной системы (например, системы 10) могут вызвать некоторые изменения целевого значения 118 так, что это значение не будет строго неизменным во времени. Таким образом, надо понимать, что относительно постоянное значение 118 соответствует значению, поддерживаемому в пределах относительно узкого интервала вокруг заданного значения. Например, в некоторых вариантах осуществления, относительно постоянным целевым значением 118 может быть значение в интервале примерно ±10-15% установленного значения. Однако в других вариантах осуществления можно рассматривать процентные интервалы более 15% или менее 10%. В некоторых частных вариантах осуществления, средняя величина 118 может обычно составлять примерно от 50 до 1500 фунт/кв. дюйм (psi).In this embodiment, the target target value 118 may be the average of the upper limit 116 and the lower limit 120, with the BHP increases 112 and BHP decreases 114 equally spaced relative to the target value 118. As a result, in these embodiments, the target value 118 may be referred to as the average value 118. In other embodiments, the target value 118 may be a value between the upper limit 116 and the lower limit 120, which is biased more toward the upper limit 116 or the lower limit 120 (so, that the target value 118 is not the arithmetic mean or average of the upper limit 116 and the lower limit 120. Moreover, in this embodiment, the target value 118 may be relatively constant over a period of time T. It should be noted, however, that changes within the wellbore (e.g., wellbore 20) and/or production system (e.g., system 10) may cause some variation in the target value 118 such that the value is not strictly constant over time. Thus, it should be understood that a relatively constant value 118 corresponds to the value , maintained within a relatively narrow interval around the target value. For example, in some embodiments, the relatively constant target value 118 may be a value in the range of about ±10-15% of the target value. However, in other embodiments, percentage intervals greater than 15% or less than 10% may be considered. In some particular embodiments, the average value 118 may typically be from about 50 to 1500 psi. inch (psi).
В других вариантах осуществления, целевое значение 118 может постепенно снижаться во времени из-за, например, постепенного падения давления в продуктивном пласте 6 в результате добычи из него пластовых текучих сред. В некоторых из этих вариантов осуществления, верхний предел 116 и нижний предел 120 могут быть охарактеризованы как процентные доли выше или ниже, соответственно, целевого значения 118. Целевое значение 118 может постепенно падать со временем из-за падения упомянутого пластового давления, и может быть определено или вычислено с тем, чтобы обеспечить оптимальный уровень добычи из продуктивного пласта 6 в ходе работы.In other embodiments, the target value 118 may gradually decrease over time due, for example, to a gradual drop in pressure in the reservoir 6 as a result of formation fluids being produced therefrom. In some of these embodiments, the upper limit 116 and the lower limit 120 may be characterized as percentages above or below, respectively, the target value 118. The target value 118 may gradually fall over time due to a drop in said formation pressure, and may be determined or calculated to provide an optimal level of production from the reservoir 6 during operation.
Согласно фиг. 3, в данном варианте осуществления скорость или наклон каждого увеличения 112 перепада забойного давления и уменьшения 114 перепада забойного давления могут быть относительно одинаковы. В частности, скорость увеличения 112 перепада забойного давления от нижнего предела 120 до верхнего предела 116 может быть в целом такой же, как и скорость уменьшения 114 перепада забойного давления от верхнего предела 116 к нижнему пределу 120. В некоторых вариантах осуществления, скорость увеличений 112 перепада забойного давления и уменьшений 114 перепада забойного давления может зависеть от различных факторов, например, материалов, образующих продуктивный пласт 6, количества корки призабойной зоны, уже имеющейся внутри гравийного фильтра 36, этапа добычи, числа продуктивных зон внутри продуктивного пласта 6, и т.д. Не ограничиваясь той или любой другой теорией, можно считать, что слишком быстрое увеличение перепада АР забойного давления может привести к большому количеству извлеченных мелких фракций (например, благодаря увеличенному расходу текучей среды из продуктивного пласта, разъединения породы пласта и т.д.), что приводит к закупориванию и, вследствие этого, нарастанию корки в гравийной набивке (например, в гравийном фильтре 36). Кроме того, слишком быстрое уменьшение перепада забойного давления может также вызвать так называемый межпластовый переток между разными продуктивными зонами или глубинами внутри продуктивного пласта 6 (например, из-за различных скоростей повышения давления между разделенными зонами продуктивного пласта 6). В некоторых частных вариантах осуществления, скорость увеличений 112 перепадов забойного давления и уменьшений 114 перепадов забойного давления может обычно меняться примерно от 5 до 330 фунт/кв. дюйм/ч, или примерно от 5 до 50 фунт/кв. дюйм/ч, или примерно от 10 до 20 фунт/кв. дюйм/ч.According to FIG. 3, in this embodiment, the rate or slope of each BHP increase 112 and BHP decrease 114 may be relatively the same. Specifically, the rate of increase 112 of the bottomhole pressure differential from the lower limit 120 to the upper limit 116 may be generally the same as the rate of decrease 114 of the bottomhole pressure differential from the upper limit 116 to the lower limit 120. In some embodiments, the rate of increase 112 of the differential bottomhole pressure and bottomhole pressure drop reductions 114 may depend on various factors, such as the materials forming the reservoir 6, the amount of bottomhole cake already present within the gravel pack 36, the stage of production, the number of pay zones within the reservoir 6, etc. . Without being limited by one theory or another, it is believed that increasing the bottomhole pressure drop AP too quickly can result in large amounts of fines being recovered (eg, due to increased reservoir fluid flow, formation rock decoupling, etc.), which leads to clogging and, as a result, crust buildup in the gravel pack (for example, in gravel filter 36). In addition, a too rapid decrease in bottomhole pressure drop may also cause so-called interlayer flow between different producing zones or depths within the producing formation 6 (for example, due to different rates of pressure increase between separated zones of the producing formation 6). In some particular embodiments, the rate of BHP increases 112 and BHP decreases 114 may typically vary from about 5 to 330 psig. in/hour, or approximately 5 to 50 psi. in/hour, or about 10 to 20 psi. inch/h
Выбранные значения для верхнего предела 116 и нижнего предела 120, а также выбранные скорости увеличений 112 перепада забойного давления и уменьшений 114 перепада забойного давления в итоге влияют на промежуток Т112 времени для каждого увеличения 112 перепада забойного давления и промежуток Тц4 времени для каждого уменьшения 114 перепада забойного давления, и общий период Тюо каждого последовательно происходящего увеличения 112 перепада забойного давления и уменьшения 114 перепада забойного давления. В частности, каждый промежуток Т112 времени является промежутком времени или продолжительностью каждого увеличения 112 перепада забойного давления от примерно нижнего предела 120 до примерно верхнего предела 116, а каждый промежуток Т114 времени является промежутком времени или продолжительностью каждого уменьшения 114 перепада забойного давления от примерно верхнего предела 116 до примерно нижнего предела 120. Кроме того, полный период Т100 The selected values for the upper limit 116 and the lower limit 120, as well as the selected rates of increases 112 of the bottomhole pressure drop and decreases 114 of the bottomhole pressure drop ultimately affect the time interval T 112 for each increase 112 of the bottomhole pressure drop and the time interval Tt4 for each decrease 114 of the bottomhole pressure bottomhole pressure, and the total period Chuo of each successive increase 112 in the bottomhole pressure drop and decrease 114 in the bottomhole pressure drop. Specifically, each time period T 112 is a period of time or duration of each increase 112 in the bottomhole pressure differential from about the lower limit 120 to about the upper limit 116, and each time period T114 is the period of time or duration of each decrease 114 in the bottom hole pressure differential from approximately the upper limit. 116 to approximately the lower limit of 120. In addition, the total period T is 100
- 6 044688 является полным временным периодом или продолжительностью каждого последовательно происходящего увеличения 112 перепада забойного давления и уменьшения 114 перепада забойного давления, или каждого последовательно происходящего уменьшения 114 перепада забойного давления и увеличения 112 перепада забойного давления. Как было показано ранее, поскольку скорости увеличений 112 давления и уменьшений 114 давления могут быть в этом варианте осуществления одинаковыми, периоды Т112, Тц4 также могут быть одинаковыми.- 6 044688 is the total time period or duration of each successive increase 112 of the bottomhole pressure differential and decrease 114 of the bottomhole pressure differential, or each successive decrease 114 of the bottomhole pressure differential and increase 112 of the bottomhole pressure differential. As previously shown, since the rates of pressure increases 112 and pressure decreases 114 may be the same in this embodiment, the periods T 112 , T4 may also be the same.
В процессе работы, проиллюстрированной на фиг. 1-3, когда перепад АР забойного давления в системе 10 испытывает управляемые колебания через увеличения 112 и уменьшения 114 перепадов забойного давления, показанные графиком 100, скорость роста корки внутри гравийного фильтра 36 может быть сокращена или сведена к нулю (например, появление корки может быть в основном предотвращено). Кроме того, в некоторых обстоятельствах корка, которая уже сформировалась внутри гравийного фильтра 36, также может быть уменьшена (например, эрозией) путем создания колебаний перепада АР забойного давления, показанных графиком 100. Не ограничиваясь кокой-либо теорией, можно считать, что колебания перепада забойного давления, выражающиеся увеличениями 112 и уменьшениями 114 перепада забойного давления, могут привести к перераспределению и движению частиц мелких фракций, находящихся внутри гравийного фильтра 36, так, что там останется в совокупности меньшее количество частиц мелких фракций 32, которые будут ограничивать и закупоривать пути 33 движения потока текучей среды. В частности, в периоды увеличения перепада АР забойного давления (например, посредством увеличений 112 перепада забойного давления) расход или поток текучих сред (например, пластовых текучих сред) из продуктивного пласта 6 в ствол 20 скважины также может быть увеличен. Это увеличение расхода может вызвать эрозию сгустков частиц мелких фракций 32, что будет способствовать очистке каналов прохождения пластовых текучих сред внутри гравийного фильтра 36. Напротив, во время периодов уменьшения перепадов АР забойного давления (например, уменьшениями 114 перепадов забойного давления), расход или поток текучих сред (например, пластовых текучих сред) из продуктивного пласта 6 в ствол 20 скважины может снижаться. По мере уменьшения перепадов забойного давления, поровое давление повышается, и считается, что это повышение порового давления снижает эффективные давления внутри гравийного фильтра 36 (в частности, давления на частицы внутри гравийного фильтра 36, включающие гравий 34 и частицы мелких фракций), поэтому может произойти снятие напряжения с частиц внутри гравийного фильтра 36. Не ограничиваясь любой конкретной теорией, можно считать, что это снятие напряжения с частиц внутри гравийного фильтра 36 может способствовать продолжающейся эрозии частиц мелких фракций, когда снова произойдет подъем перепада забойного давления, в результате чего внутри гравийного фильтра 36 могут открыться каналы прохождения потока (например, для пластовых текучих сред).In the operation illustrated in FIG. 1-3, when the bottomhole pressure differential AP in the system 10 experiences controlled fluctuations through increases 112 and decreases 114 in the bottomhole pressure differentials shown by graph 100, the rate of cake growth within the gravel pack 36 may be reduced or reduced to zero (e.g., the appearance of the cake may be mostly averted). Additionally, in some circumstances, the cake that has already formed within the gravel pack 36 may also be reduced (eg, by erosion) by creating fluctuations in the bottomhole pressure differential AP shown in graph 100. Without being limited by any theory, the fluctuations in the differential bottomhole pressure, expressed by increases 112 and decreases 114 in the bottomhole pressure drop, can lead to the redistribution and movement of fine particles located inside the gravel filter 36, so that there will remain in the aggregate a smaller number of fine particles 32, which will limit and clog the paths 33 movement of fluid flow. In particular, during periods of increasing bottomhole pressure differential AP (eg, through increases in bottomhole pressure differential 112), the flow rate or flow of fluids (eg, formation fluids) from the reservoir 6 into the wellbore 20 may also be increased. This increase in flow rate may cause erosion of fines clumps 32, which will help clean formation fluid passages within the gravel pack 36. Conversely, during periods of decreasing bottomhole pressure differentials AP (for example, decreases 114 in bottomhole pressure differentials), the flow rate or flow of fluids media (eg, formation fluids) from the productive formation 6 into the wellbore 20 may decrease. As the bottomhole pressure drop decreases, the pore pressure increases, and it is believed that this increase in pore pressure reduces the effective pressures within the gravel pack 36 (specifically, the pressures on the particles within the gravel pack 36, including gravel 34 and fines), so may occur destressing the particles within the gravel pack 36. Without being limited by any particular theory, it is believed that this destressing of the particles within the gravel pack 36 may contribute to continued erosion of the fines when the bottomhole pressure differential rises again, causing the inside of the gravel pack to 36, flow passages (eg, for formation fluids) may open.
В некоторых вариантах осуществления, перепад АР забойного давления может поддерживаться в относительно малом интервале при увеличениях 112 и уменьшениях 114 давления. Например, не ограничиваясь той или любой другой теорией, можно считать, что большие значения перепада АР забойного давления могут ассоциироваться с большим количеством так называемого уплотнения внутри гравийного фильтра 36. В результате, меньшие значения перепада АР забойного давления могут ассоциироваться с большими поровыми пространствами внутри гравийного фильтра 36, чем относительно высокие значения перепада АР забойного давления.In some embodiments, the bottomhole pressure differential AP may be maintained within a relatively small range during pressure increases 112 and decreases 114 . For example, without being limited by one theory or another, it is believed that large values of bottomhole pressure differential AP may be associated with more so-called compaction within the gravel pack 36. As a result, lower values of bottomhole pressure differential AP may be associated with larger pore spaces within the gravel pack. filter 36 than the relatively high values of the bottomhole pressure drop AP.
Кроме того, более высокий общий перепад АР забойного давления также может приводить к уменьшенному размеру (например диаметру) пузырьков внутри гравийного фильтра 36 из-за относительно высокого давления в стволе 20 скважины относительно продуктивного пласта 6 (например, если давления внутри ствола 20 скважины и/или продуктивного пласта 6 находятся ниже точки кипения пластовой текучей среды). Вообще, пузырьки могут блокировать или ограничивать поток внутри пор и каналов прохождения гравийного фильтра 36, поэтому сокращение размера любых пузырьков по гравийному фильтру 36 может способствовать образованию любых пузырьков в гравийном фильтре 36 и/или может увеличить имеющийся объемный расход пластовых текучих сред внутри гравийного фильтра 36.In addition, a higher overall bottomhole pressure differential AP may also result in a reduced size (e.g., diameter) of bubbles within the gravel pack 36 due to the relatively high pressure in the wellbore 20 relative to the reservoir 6 (e.g., if the pressures within the wellbore 20 and/or or productive formation 6 are below the boiling point of the formation fluid). In general, bubbles may block or restrict flow within the pores and passageways of the gravel pack 36, so reducing the size of any bubbles along the gravel pack 36 may promote the formation of any bubbles within the gravel pack 36 and/or may increase the available volumetric flow rate of formation fluids within the gravel pack 36 .
В процессе описанных действий, приложенные колебания перепада забойного давления могут допустить прохождение некоторых частиц мелких фракций 32 через отверстия 38 в сборном фильтре 30, в результате чего они будут далее извлечены на поверхность 4. Вообще говоря, извлечение мелких частиц 32 является нежелательным (и это является главной причиной установки гравийного фильтра 36); однако относительно небольшой расход частиц мелких фракций 32 в насосно-компрессорной колонне 26 является допустимым, особенно, если он также обеспечивает продолжительный высокий расход пластовых текучих сред за счет уменьшения корки. Таким образом, колебания перепада забойного давления согласно графику 100 могут повысить производительность добычи пластовых текучих сред из скважины 20 в ходе работы посредством предотвращения образования или даже возможного сокращения имеющейся там корки призабойной зоны.During the described operations, the applied fluctuations in the bottomhole pressure differential may allow some of the fines 32 to pass through the openings 38 in the collection screen 30, causing them to be further recovered to the surface 4. Generally speaking, recovery of the fines 32 is undesirable (and is the main reason for installing a gravel filter 36); however, the relatively low flow rate of fines 32 in tubing string 26 is acceptable, especially if it also provides continued high flow rates of formation fluids by reducing cake. Thus, fluctuations in the bottomhole pressure drop according to schedule 100 can improve the production rate of formation fluids from the well 20 during operation by preventing the formation or even possibly reducing the formation of a bottom-hole crust present there.
На фиг. 4 представлен другой график 200 управляемых колебаний перепада АР забойного давления в течение времени Т для ствола подповерхностной скважины (например, ствола 20 скважины на фиг. 1). График 200 в основном аналогичен графику 100 и, поэтому, общие признаки и атрибуты графиков 100,In fig. 4 shows another plot 200 of controlled variations in bottomhole pressure differential AP over time T for a subsurface wellbore (eg, wellbore 20 in FIG. 1). Graph 200 is basically similar to graph 100 and therefore the general features and attributes of graphs 100,
- 7 044688- 7 044688
200 обозначаются одинаковыми номерами ссылок, а приведенное ниже рассмотрение будет сосредоточено на признаках графика 200, отличающихся от признаков графика 100. Как было показано на ранее описанных фиг. 1, 2 и 4, если изменения перепада забойного давления на графике 200 применить к системе 10, для получения требуемых колебаний перепада забойного давления на графике 200 может быть активизирована эксплуатационная задвижка 14 и/или другой механизм(ы) регулирования (например, упомянутый насос противодавления), как это было описано выше.200 are designated by the same reference numerals, and the following discussion will focus on features of graph 200 that are different from those of graph 100. As shown in the previously described FIGS. 1, 2 and 4, if the changes in the bottomhole pressure drop on the graph 200 are applied to the system 10, the production valve 14 and/or other control mechanism(s) (for example, the aforementioned back pressure pump) can be activated to obtain the desired variations in the bottom hole pressure drop on the graph 200 ), as described above.
Также как и график 100, график 200 включает повторяющуюся последовательность чередующихся увеличений 212 и уменьшений 214 перепада забойного давления вокруг заданного целевого значения 118 между верхним и нижним пределами 116, 120. В этом варианте осуществления, однако, увеличения 212 перепада забойного давления имеют в целом меньшую скорость (или более плавный наклон), чем уменьшения 214 перепада забойного давления. Например, в некоторых вариантах осуществления, уменьшения 214 перепада забойного давления могут происходить со скоростью примерно от 1 до 20 раз, или примерно от 10 до 20 раз, превышающей скорость увеличений 212 перепадов забойного давления. В некоторых частных вариантах осуществления, скорость каждого увеличения 212 перепада забойного давления может составлять в интервале примерно от 5 до 50 фунт/кв. дюйм/ч, или примерно от 10 до 20 фунт/кв. дюйм/ч, а скорость каждого уменьшения 214 перепада забойного давления может составлять примерно от 5 до 300 фунт/кв. дюйм/ч.Just like graph 100, graph 200 includes a repeating sequence of alternating increases 212 and decreases 214 in the bottomhole pressure differential around a predetermined target value 118 between upper and lower limits 116, 120. In this embodiment, however, the increases 212 in the bottomhole pressure differential have an overall smaller speed (or smoother slope) than reducing 214 bottomhole pressure drop. For example, in some embodiments, bottomhole pressure drop decreases 214 may occur at a rate of about 1 to 20 times, or about 10 to 20 times, the rate of bottom hole pressure drop increases 212. In some particular embodiments, the rate of each increase in bottomhole pressure differential 212 may be in the range of from about 5 to 50 psig. in/hour, or about 10 to 20 psi. in/hour, and the rate of each decrease 214 of the bottomhole pressure differential can be from about 5 to 300 psi. inch/h
Соответственно, промежуток Т212 времени каждого увеличения 212 перепада забойного давления может быть, обычно, больше промежутка Т214 времени каждого уменьшения 214 перепада забойного давления. Например, в некоторых вариантах осуществления, промежуток Т212 времени каждого увеличения перепада забойного давления может составлять примерно от 3 до 15 ч, а промежуток Т214 времени каждого уменьшения 214 перепада забойного давления может составлять примерно от 1 до 10 ч.Accordingly, the time interval T 212 for each increase 212 of the bottomhole pressure differential may typically be greater than the time interval T 214 for each decrease 214 of the bottomhole pressure differential. For example, in some embodiments, the time interval T 212 for each increase in bottomhole pressure differential can be from about 3 to 15 hours, and the time interval T 214 for each decrease in bottomhole pressure differential 214 can be from about 1 to 10 hours.
Как показано на фиг. 1, 2 и 4, когда перепад АР забойного давления внутри системы 10 испытывает управляемые колебания, включающие увеличения 212 и уменьшения 214 перепада забойного давления, представленные графиком 200, скорость роста корки внутри гравийного фильтра 36 может быть уменьшена или рост предотвращен, а существующая корка также может быть сокращена, как это было описано выше. Однако благодаря использованию пониженной скорости, а значит и большей продолжительности увеличений 212 перепадов забойного давления по сравнению с уменьшениями 214 перепада забойного давления, в некоторых обстоятельствах скорость роста корки может быть снижена более эффективно или рост установлен. Не ограничиваясь той или любой другой теорией, можно считать, что увеличение перепада забойного давления связано с увеличением расхода или потока текучих сред из продуктивного пласта в ствол 20 скважины, что может способствовать образованию чистых каналов для пластовых текучих сред через гравийный фильтр 36, как это было описано выше. При этом благодаря снижению скорости увеличений 212 перепада забойного давления по сравнению со скоростью уменьшений 214 перепада забойного давления, больше времени отводится для работы в режиме повышенного расхода, и соответственно, присущие ему выгоды дают по прошествии времени лучший результат. Таким образом, колебания перепада забойного давления в соответствии с графиком 200 могут повысить производительность добычи пластовых текучих сред из ствола 20 скважины в процессе работы, благодаря предотвращению нарастания корки или даже, возможно, сокращению имеющейся корки.As shown in FIG. 1, 2 and 4, when the bottomhole pressure differential AP within the system 10 experiences controlled fluctuations involving increases 212 and decreases 214 in the bottomhole pressure differential represented by graph 200, the rate of cake growth within the gravel pack 36 can be reduced or growth prevented, and the existing cake also can be shortened as described above. However, by using a reduced rate, and therefore a longer duration of BHP increases 212 compared to BHP decreases 214, in some circumstances the rate of cake growth can be reduced more effectively or growth established. Without being limited by one theory or another, it can be believed that an increase in bottomhole pressure drop is associated with an increase in the flow rate or flow of fluids from the reservoir into the wellbore 20, which may promote the formation of clean channels for formation fluids through the gravel pack 36, as was the case described above. At the same time, due to the reduction in the rate of increase 212 of the bottomhole pressure drop compared to the rate of decrease 214 of the bottomhole pressure drop, more time is allocated for operating in the high flow mode, and accordingly, its inherent benefits give a better result over time. Thus, fluctuations in bottomhole pressure differential in accordance with schedule 200 can improve the production rate of formation fluids from wellbore 20 during operation by preventing cake buildup or even possibly reducing existing cake.
В то время как описанные выше изменения перепада забойного давления были расположены вокруг по существу или относительно постоянного целевого значения (например, значений, показанных на графиках 100, 200 на фиг. 3 и 4, соответственно), надо понимать, что другие варианты осуществления могут включать колебания перепада забойного давления вокруг целевого значения, которое управляемо изменяется во времени. Например, на фиг. 5 показан другой график 300 зависимости управляемых колебаний перепада АР забойного давления от времени Т для подповерхностной скважины (например, ствола 20 скважины на фиг. 1). Ранее со ссылкой на фиг. 1, 2 и 5 было показано, что если изменения перепада забойного давления согласно графику 300 применяются в системе 10, для осуществления нужных колебаний перепада забойного давления согласно графику 300 может быть активизирована эксплуатационная задвижка 14 и/или другой механизм(ы) регулирования давления (например, упомянутый насос противодавления), как это было описано выше.While the BHP changes described above were centered around a substantially or relatively constant target value (e.g., the values shown in plots 100, 200 of FIGS. 3 and 4, respectively), it should be understood that other embodiments may include fluctuations in the bottomhole pressure drop around a target value that changes in a controlled manner over time. For example, in FIG. 5 shows another graph 300 of controlled oscillations of bottomhole pressure differential AP versus time T for a subsurface well (eg, wellbore 20 in FIG. 1). Previously, with reference to FIG. 1, 2, and 5, it was shown that if changes in the bottomhole pressure drop according to schedule 300 are applied to the system 10, the production valve 14 and/or other pressure control mechanism(s) (e.g. , the said backpressure pump), as described above.
На фиг. 5, в частности, показано, что для данного варианта осуществления график 300 иллюстрирует колебания перепада АР забойного давления вокруг целевого значения, изменяемого заданным образом. В частности, график 300 включает колебания, чередующиеся между фазой 330 и фазой 332.In fig. 5, in particular, shows that for this embodiment, the graph 300 illustrates the oscillation of the bottomhole pressure differential AP around a target value varied in a predetermined manner. In particular, plot 300 includes oscillations alternating between phase 330 and phase 332.
Во время первой фазы 330, колебания перепада АР забойного давления включают ряд увеличений 312 перепада забойного давления и ряд уменьшений 314 забойного давления относительно заданного целевого значения 306. Увеличения 312 и уменьшения 314 перепада забойного давления могут происходить между верхним пределом 302 и нижним пределом 310, которые могут быть аналогичны верхнему и нижнему пределам, описанным выше применительно к графикам 100, 200 (например, верхнему и нижнему пределам 116 и 120, соответственно). Кроме того, заданным целевым значением 306 может быть среднее значение пределов 302, 310, либо может быть смещено к одному из предельных значений 302, 310, как это описано выше для целевого значения 118 для ранее описанных графиков 100, 200. КромеDuring the first phase 330, fluctuations in the bottomhole pressure differential AP include a series of increases 312 in the bottomhole pressure differential and a series of decreases 314 in the bottomhole pressure relative to a predetermined target value 306. Increases 312 and decreases 314 in the bottomhole pressure differential may occur between an upper limit 302 and a lower limit 310, which may be similar to the upper and lower limits described above with respect to schedules 100, 200 (eg, upper and lower limits 116 and 120, respectively). In addition, the predetermined target value 306 may be the average of the limits 302, 310, or may be offset to one of the limits 302, 310, as described above for the target value 118 for the previously described schedules 100, 200.
- 8 044688 того, увеличения 312 и уменьшения 314 перепада забойного давления в пределах первой фазы могут иметь в целом одинаковые скорости или наклоны (например, как показано на графике 100 для увеличений 112 и уменьшений 114 перепада забойного давления) или разные скорости или наклоны (например, как показано на графике 200 для увеличений 212 и уменьшений 214 перепада забойного давления). Таким образом, приведенные выше описания, относящиеся к колебаниям перепада забойного давления на фиг. 3 и 4, могут быть применены к описанию увеличений и уменьшений 312, 314 перепада забойного давления в пределах первой фазы 330.- 8 044688 Moreover, increases 312 and decreases 314 of bottomhole pressure differential within the first phase may have generally the same rates or slopes (for example, as shown in graph 100 for increases 112 and decreases 114 of bottomhole pressure drop) or different speeds or slopes (for example , as shown in graph 200 for increases 212 and decreases 214 of bottomhole pressure drop). Thus, the above descriptions relating to the fluctuations of the bottom hole pressure drop in FIG. 3 and 4 can be applied to describe the increases and decreases 312, 314 in the bottom hole pressure drop within the first phase 330.
Далее на фиг. 5 показано, что во время второй фазы 332 колебания перепада АР забойного давления происходят вокруг целевого значения, которое заданным образом управляемо повышается в несколько этапов. В этом варианте осуществления целевое значение повышается в два этапа между тремя разными значениями, однако, количество этапов может быть другим в других вариантах осуществления. В частности, в данном варианте осуществления перепад АР забойного давления меняется в пределах первого ряда колебаний 332а, включающего увеличения 316 и уменьшения 318 перепада забойного давления вокруг заданного целевого значения 308. Затем перепад АР забойного давления меняется в пределах второго ряда колебаний 332b, включающего увеличения 320 и уменьшения 322 перепада забойного давления вокруг заданного целевого значения 306. И, наконец, перепад АР забойного давления меняется в пределах третьего ряда колебаний 332с, включающего увеличения 324 и уменьшения 326 перепада забойного давления вокруг заданного целевого значения 304.Next in FIG. 5 shows that during the second phase 332, the bottomhole pressure differential AP oscillates around a target value, which increases in a controlled manner in several stages. In this embodiment, the target value is increased in two steps between three different values, however, the number of steps may be different in other embodiments. Specifically, in this embodiment, the bottomhole pressure differential AP varies within a first series of oscillations 332a, including increases 316 and decreases 318 in the bottomhole pressure differential around a predetermined target value 308. The bottomhole pressure differential AP then varies within a second series of oscillations 332b, including increases 320 and decreasing 322 the bottomhole pressure differential around a given target value 306. And finally, the bottomhole pressure differential AP varies within the third series of oscillations 332c, which includes increases 324 and decreases 326 in the bottomhole pressure differential around a given target value 304.
Целевое значение 304 больше целевого значения 306, а целевое значение 306 больше целевого значения 308. Кроме того, в этом варианте осуществления целевое значение 306, ассоциированное с увеличениями и уменьшениями 320 и 322, соответственно, в основном, равно целевому значению 306, ассоциированному с увеличениями и уменьшениями 312, 314 в первой фазе 330.Target value 304 is greater than target value 306, and target value 306 is greater than target value 308. Moreover, in this embodiment, target value 306 associated with increases and decreases 320 and 322, respectively, is substantially equal to target value 306 associated with increases and decreases 312, 314 in the first phase 330.
По изображению на фиг. 5 также видно, что увеличения 316 и уменьшения 318 перепадов АР забойного давления в пределах первого ряда колебаний 332а могут происходить примерно между нижним пределом 310 и верхним пределом 306. Таким образом, в этом варианте осуществления, нижний предел 310 первого ряда колебаний 332а перепадов забойного давления может быть в основном равен нижнему пределу колебаний перепада забойного давления (например, увеличений 312 и уменьшений 314) во время первой фазы 330, а верхний предел 306 первого ряда колебаний 332а перепада забойного давления может быть в основном равен целевому значению колебаний перепада забойного давления во время первой фазы 330.As shown in FIG. 5, it can also be seen that increases 316 and decreases 318 of bottomhole pressure differentials AP within the first set of fluctuations 332a can occur approximately between the lower limit 310 and the upper limit 306. Thus, in this embodiment, the lower limit 310 of the first range of bottomhole pressure fluctuations 332a may be substantially equal to the lower limit of the BHP fluctuations (e.g., increases 312 and decreases 314) during the first phase 330, and the upper limit 306 of the first series of BHP fluctuations 332a may be substantially equal to the target value of the BHP fluctuations during first phase 330.
В пределах второго ряда колебаний 332b, увеличения 320 и уменьшения 322 перепада АР забойного давления проходят примерно между нижним пределом 308 и верхним пределом 304. Таким образом, в этом варианте осуществления, верхний предел 304 второго ряда колебаний 332b в основном равен целевому значению третьего ряда колебаний 332с, а нижний предел 308 второго ряда колебаний 332b в основном равен целевому значению первого ряда колебаний 332а.Within the second set of oscillations 332b, the increase 320 and decrease 322 of the bottomhole pressure differential AP are approximately between the lower limit 308 and the upper limit 304. Thus, in this embodiment, the upper limit 304 of the second set of oscillations 332b is substantially equal to the target value of the third set of oscillations. 332c, and the lower limit 308 of the second waveform 332b is substantially equal to the target value of the first waveform 332a.
В третьем ряду колебаний 332с, увеличения 324 и уменьшения 326 перепада АР забойного давления проходят примерно между верхним пределом 302 и нижним пределом 306. Таким образом, в этом варианте осуществления нижний предел 306 третьего ряда колебаний 332с в основном равен верхнему пределу первого ряда колебаний 332а и целевому значению колебаний перепада забойного давления в первой фазе 330. Кроме того, верхний предел 302 третьего ряда колебаний 332с в основном равен верхнему пределу колебаний перепада забойного давления в первой фазе 330.In the third set of oscillations 332c, the increase 324 and decrease 326 of the bottomhole pressure differential AP are approximately between the upper limit 302 and the lower limit 306. Thus, in this embodiment, the lower limit 306 of the third set of oscillations 332c is substantially equal to the upper limit of the first set of oscillations 332a and the target value of the BHP differential fluctuation in the first phase 330. In addition, the upper limit 302 of the third row of fluctuations 332c is generally equal to the upper limit of the BHP differential fluctuation in the first phase 330.
Следует понимать, что различные, ранее описанные равенства целевых значений, верхних пределов и нижних пределов первой фазы 330 и второй фазы 332 являются признаками только некоторых вариантов осуществления, например варианта, показанного на фиг. 5. Так, в других вариантах осуществления, такого равенства (или примерного равенства) нет между всеми или некоторыми из целевых значений, верхних пределов и нижних пределов колебаний перепада забойного давления в каждой из первой фазы 330 и второй фазы 332. Кроме того, даже в варианте осуществления, показанном на фиг. 5, изменения перепада АР забойного давления в процессе работы могут означать, что фактически используемые целевые значения, верхние пределы и нижние пределы могут и не демонстрировать те равенства, которые описаны для идеализированного случая, представленного на фиг. 5. Поэтому, описанные выше равенства не должны восприниматься как ограничивающие область общих положений, раскрытых здесь применительно к колебаниям перепада забойного давления.It should be understood that the various previously described equalities of target values, upper limits and lower limits of the first phase 330 and second phase 332 are features of only some embodiments, such as the embodiment shown in FIG. 5. Thus, in other embodiments, there is no such equality (or approximate equality) between all or some of the target values, upper limits, and lower limits of the bottomhole pressure drop fluctuations in each of the first phase 330 and the second phase 332. Moreover, even in the embodiment shown in FIG. 5, changes in bottomhole pressure differential AP during operation may mean that the actual target values, upper limits, and lower limits used may not exhibit the same equations as described for the idealized case presented in FIG. 5. Therefore, the equations described above should not be perceived as limiting the scope of the general provisions disclosed here in relation to fluctuations in bottomhole pressure drop.
Показанные на фиг. 5 колебания 332а, 332b, 332с перепада забойного давления во второй фазе 332 могут изменяться вокруг соответствующих целевых значений 308, 306, 304, соответственно, также как это было описано выше для графиков 100, 200. Например, целевыми значениями 308, 306, 304 могут быть средние значения соответствующих верхних и нижних пределов 306 и 310, 304 и 308, и 302 и 306, соответственно, или могут быть значения, смещенные ближе к одному из соответствующих верхнему и нижнему пределам 306 и 310, 304 и 308 и 302 и 306, соответственно. Кроме того, различные увеличения 316, 320, 324 и уменьшения 318, 322, 326 колебаний 332а, 332b, 332с перепада забойного давления, соответственно, могут иметь в основном одинаковые скорости или наклоны (например, как показано на графике 100 для увеличений 112 и уменьшений 114 перепада забойного давления, или различные скоростиShown in FIG. 5, fluctuations 332a, 332b, 332c of the bottomhole pressure drop in the second phase 332 may vary around the respective target values 308, 306, 304, respectively, as described above for the graphs 100, 200. For example, the target values 308, 306, 304 may be the average values of the respective upper and lower limits 306 and 310, 304 and 308, and 302 and 306, respectively, or may be values shifted closer to one of the respective upper and lower limits 306 and 310, 304 and 308, and 302 and 306, respectively. In addition, the various increases 316, 320, 324 and decreases 318, 322, 326 of the bottomhole pressure differential oscillations 332a, 332b, 332c, respectively, may have substantially the same speeds or slopes (e.g., as shown in graph 100 for increases 112 and decreases 114 bottom hole pressure drop, or different speeds
- 9 044688 или наклоны (например, как показано графиком 200 для увеличений 212 и уменьшений 214 перепада забойного давления).- 9 044688 or slopes (for example, as shown by graph 200 for increases 212 and decreases 214 of bottomhole pressure drop).
Как показано на фиг. 1, 2 и 5, по мере воздействия управляемых колебаний в системе 10 перепада АР забойного давления в соответствии с графиком 300, скорость роста корки внутри гравийного фильтра 36 также может быть сокращена или рост прекращен, и существующая корка также может быть уменьшена, как это было описано выше. Однако в некоторых обстоятельствах образование корки может быть более эффективно предотвращено или ослаблено посредством изменения целевого значения и пределов колебаний для чередования колебаний перепада забойного давления между первой и второй фазами 330, 332, соответственно, как это было описано выше.As shown in FIG. 1, 2 and 5, as the bottomhole pressure differential AP system 10 is subject to controlled oscillations in accordance with schedule 300, the rate of cake growth within the gravel pack 36 can also be reduced or growth stopped, and the existing cake can also be reduced as it has been described above. However, in some circumstances, cake formation can be more effectively prevented or mitigated by changing the target value and fluctuation limits for alternating fluctuations in the bottomhole pressure differential between the first and second phases 330, 332, respectively, as described above.
В частности, не ограничиваясь той или любой другой теорией, можно считать, что первая фаза 330 включает относительно более сильные колебания увеличений 312 и уменьшений 314 перепада забойного давления, чем колебания 332а, 332b, 332с перепада забойного давления во второй фазе 332. Другими словами, колебания перепада забойного давления в пределах первой фазы 330 могут иметь большую амплитуду, чем колебания перепада забойного давления во второй фазе 332 (например, колебания 332а, 332b, 332с). Например, в некоторых частных вариантах осуществления, колебания перепада забойного давления в пределах первой фазы 330 могут иметь амплитуду примерно 200 фунт/кв. дюйм, при этом колебания каждого первого, второго и третьего рядов 332а, 332b, 332с, соответственно, во второй фазе могут иметь амплитуду примерно 40 фунт/кв. дюйм. Колебания давления с большей амплитудой в пределах первой фазы 330 могут обеспечить более сильное, или более агрессивное изменение расхода или потока текучей среды внутри гравийного фильтра 36 с тем, чтобы слежавшиеся частицы мелких фракций 32 в гравийном фильтре 36 могли подвергнуться эрозии с освобождением каналов внутри гравийного фильтра 36 (в частности, внутри сформировавшейся там корки), и могут обеспечить повышенный расход проходящего через фильтр потока пластовых текучих сред. Для дальнейшего усиления эрозионного воздействия, в некоторых вариантах осуществления продолжительность увеличений 312 перепада забойного давления может быть повышена по сравнению с продолжительностью уменьшений 314 перепада забойного давления в соответствии с тем, что было описано выше в отношении увеличений 212 и уменьшений 214 на графике 200.In particular, without being limited by any theory, the first phase 330 may be considered to include relatively greater fluctuations in the bottomhole pressure differential increases 312 and decreases 314 than the bottomhole pressure differential fluctuations 332a, 332b, 332c in the second phase 332. In other words, fluctuations in the bottomhole pressure drop within the first phase 330 may have a greater amplitude than the fluctuations in the bottomhole pressure drop in the second phase 332 (eg, fluctuations 332a, 332b, 332c). For example, in some particular embodiments, fluctuations in the bottom hole pressure drop within the first phase 330 may have an amplitude of approximately 200 psig. inch, each of the first, second and third rows 332a, 332b, 332c, respectively, in the second phase may have an amplitude of approximately 40 psi. inch. Higher amplitude pressure fluctuations within the first phase 330 may provide a greater, or more aggressive change in the flow rate or flow of fluid within the gravel pack 36 so that compacted fines 32 in the gravel pack 36 can be eroded to open up channels within the gravel pack. 36 (in particular, inside the crust formed there), and can provide increased flow rate of the formation fluid flow passing through the filter. To further enhance the erosive effect, in some embodiments, the duration of the BHP increases 312 may be increased compared to the duration of the BHP decreases 314 in accordance with what was described above with respect to the increases 212 and decreases 214 in the graph 200.
Кроме того, не ограничиваясь какой-любой теорией, можно считать, что поступательное повышение целевых значений, ассоциированных с колебаниями 332а, 332b, 332с в пределах второй фазы 322 может способствовать первоначальному освобождению частиц (например, во время первого ряда колебаний 332а) с последующим ростом изменений расхода или потока текучих сред (например, во время второго и третьего рядов колебаний 332с, 332d в дальнейшем. В частности, перепад АР забойного давления обычно снижается, когда происходит переход от колебаний перепада забойного давления в пределах первой фазы 330 к первому ряду колебаний 332а перепада забойного давления, которые могут создать ослабленное или уменьшенное воздействие на частицы внутри гравийного фильтра 36 (включая гравийную набивку 34 и частицы мелких фракций 32). В результате, частицы внутри гравийного фильтра 36 могут перераспределяться, открывая или расширяя каналы в фильтре. В дальнейшем, при изменениях перепадов АР забойного давления в пределах второго ряда колебаний 332b и затем в пределах третьего ряда колебаний 332с, изменения перепадов АР забойного давления в целом увеличены относительно первого ряда колебаний 332а так, что поток текучей среды в основном увеличен на частицах внутри гравийного фильтра 36 и может происходить эрозия этих новых или расширенных каналов. Таким образом, снижение воздействующего давления и последующая эрозия частиц по мере постепенного усиления потока текучей среды внутри гравийного фильтра 36 во время первого, второго и третьего ряда колебаний 332а, 332b и 332с, соответственно, может способствовать дальнейшему повышению потока скважинной продукции из продуктивного пласта 6 в ствол 20 скважины.Additionally, without being limited to any theory, it is believed that progressively increasing target values associated with oscillations 332a, 332b, 332c within the second phase 322 may contribute to the initial release of particles (eg, during the first set of oscillations 332a) followed by increasing changes in fluid flow rate or flow (e.g., during the second and third sets of oscillations 332c, 332d thereafter. In particular, the bottomhole pressure differential AP typically decreases as the transition occurs from the oscillations of the bottomhole pressure drop within the first phase 330 to the first set of oscillations 332a bottomhole pressure differentials that may create a weakened or reduced effect on the particles within the gravel pack 36 (including gravel pack 34 and fines 32).As a result, the particles within the gravel pack 36 may be redistributed, opening or widening channels in the filter. Subsequently, As the bottomhole pressure differentials AP change within the second set of oscillations 332b and then within the third oscillation set 332c, the changes in the bottomhole pressure differentials AP are generally increased relative to the first set of oscillations 332a so that fluid flow is primarily increased on the particles within the gravel pack 36 and Erosion of these new or enlarged canals may occur. Thus, the reduction in applied pressure and subsequent particle erosion as the fluid flow within the gravel pack 36 gradually increases during the first, second, and third sets of vibrations 332a, 332b, and 332c, respectively, may further increase the flow of well production from reservoir 6 into borehole 20
Кроме того, общие увеличения в изменении перепадов АР забойного давления во втором и третьем рядах колебаний 332b и 332с, соответственно, также могут способствовать прогрессу эрозионных воздействий все дальше из сборного фильтра 30. В частности, в целом постепенное нарастание изменений перепадов АР забойного давления в результате колебаний 332b первого ряда и колебаний 332с второго ряда также ассоциируется с в целом поступательно нарастающим расходом, или потоком, текучей среды, как это было описано выше. По мере того, как расход, или поток, текучей среды через гравийный фильтр 36 в целом поступательно нарастает во время второго ряда колебаний 332b и третьего ряда колебаний 332d, эрозия каналов внутри гравийного фильтра 36 поступательно распространяется все дальше и дальше наружу от сборного фильтра 30 к продуктивному пласту 6 и вглубь него. Начиная с ряда колебаний 332а в пределах второй фазы 332, свободные каналы формируются в гравийном фильтре 36, обеспечивая пространство для извлечения на поверхность (например, поверхность 4) высвобожденных новых частиц мелкой фракции во время действия ряда колебаний 332b и 332с. После третьего ряда колебаний 332с во время второй фазы 332, перепад АР забойного давления снова подвергается колебаниям между более сильными увеличениями 312 и уменьшениями 314 перепада забойного давления в первой фазе 330, для дальнейшего усиления эрозии каналов внутри гравийного фильтра 36, как это было описано выше.In addition, overall increases in changes in bottomhole pressure differentials AP in the second and third oscillation rows 332b and 332c, respectively, may also contribute to the progression of erosive effects further out from the collection filter 30. In particular, the overall gradual increase in changes in bottomhole pressure differentials AP as a result The first row oscillations 332b and the second row oscillations 332c are also associated with a generally progressively increasing flow rate or flow of fluid, as described above. As the flow rate or flow of fluid through the gravel pack 36 generally progressively increases during the second set of oscillations 332b and the third set of oscillations 332d, erosion of the channels within the gravel pack 36 progressively extends further and further outward from the collection filter 30 to productive formation 6 and deeper into it. Beginning with the series of oscillations 332a within the second phase 332, free channels are formed in the gravel pack 36, providing space for the release of new fines to be extracted to the surface (eg, surface 4) during the action of the series of oscillations 332b and 332c. After a third series of oscillations 332c during the second phase 332, the bottomhole pressure differential AP again oscillates between greater increases 312 and decreases 314 in the bottomhole pressure differential in the first phase 330 to further enhance channel erosion within the gravel pack 36, as described above.
Кроме того, колебания на уровне в целом сниженных перепадов АР забойного давления во времяIn addition, fluctuations in the level of generally reduced bottomhole pressure AP drops during
- 10 044688 первого ряда колебаний 332а второй фазы также могут сократить размер газовых пузырьков, захваченных внутри гравийного фильтра 36 (например, в ситуациях, когда давление внутри гравийного фильтра 36 ниже точки кипения углеводородов, выделяющихся из продуктивного пласта 6). В частности, как было показано выше, относительно высокий перепад АР забойного давления ассоциируется с относительно низким давлением в стволе скважины (поскольку перепадом АР забойного давления является разница между давлением продуктивного пласта и давлением в стволе скважины, как было показано выше). Таким образом, при повышенных значения перепадов АР забойного давления (например, ассоциированных с увеличениями 312 перепада забойного давления и уменьшениями 314 перепада забойного давления во время первой фазы 330), могут формироваться большие пузырьки газа (например, пузырьки углеводородного газа, извлеченного из продуктивного пласта 6), которые задерживаются внутри гравийного фильтра 36 и, тем самым, закупоривают или ограничивают имеющиеся здесь каналы для потока текучей среды. Однако при выполнении колебаний перепада АР забойного давления с относительно низкими значениями колебаний первого ряда 332а, в целом увеличенное давление внутри ствола 20 скважины (ассоциирующееся с более низкими перепадами АР забойного давления) сокращает размер любых пузырьков, захваченных внутри гравийного фильтра 36. При снижении размера захваченных пузырьков образуется дополнительное пространство для раскрытия свободных каналов, способствующее извлечению на поверхность (например, поверхность 4) мелких частиц, образующих корку. В результате во время последующих колебаний перепада АР забойного давления во время второго и третьего ряда колебаний 332b и 332с, соответственно, эти вновь очищенные каналы обеспечивают прохождения потока добываемых текучих сред в сборный фильтр 30.The first set of second phase oscillations 332a may also reduce the size of gas bubbles trapped within the gravel pack 36 (eg, in situations where the pressure within the gravel pack 36 is below the boiling point of the hydrocarbons released from the reservoir 6). In particular, as shown above, a relatively high bottomhole pressure differential AP is associated with a relatively low wellbore pressure (since the bottomhole pressure differential AP is the difference between the reservoir pressure and the wellbore pressure, as shown above). Thus, at elevated values of bottomhole pressure differential AP (for example, associated with increases 312 in bottomhole pressure differential and decreases 314 in bottomhole pressure differential during the first phase 330), large gas bubbles can form (for example, bubbles of hydrocarbon gas extracted from the reservoir 6 ), which are retained within the gravel filter 36 and thereby clog or restrict the fluid flow channels present therein. However, when performing bottomhole pressure differential AP swings with relatively low first row 332a swing values, the overall increased pressure within the wellbore 20 (associated with lower bottomhole pressure differential AP) reduces the size of any bubbles trapped within the gravel pack 36. By reducing the size of those trapped bubbles, additional space is formed for the opening of free channels, which facilitates the extraction of small particles forming a crust onto the surface (for example, surface 4). As a result, during subsequent oscillations of the bottomhole pressure differential AP during the second and third series of oscillations 332b and 332c, respectively, these newly cleaned channels allow a flow of produced fluids to flow into the collection filter 30.
Возвращаясь к фиг. 5, отметим, что в некоторых вариантах осуществления решение о переключении между первой фазой 330 и второй фазой 332 (или даже о том, когда переключать между разными колебаниями 332а, 332b, 332с в пределах второй фазы 332, может быть основано на заранее установленном временном графике. Например, в некоторых вариантах осуществления, первая фаза 330 может проводиться в течение промежутка времени в интервале примерно от 1 до 10 дней, а вторая фаза 332 может проводиться в течение промежутка времени продолжительностью примерно от 1 до 30 дней. В некоторых вариантах осуществления, продолжительность первой фазы 330 может быть увеличена по сравнению с продолжительностью второй фазы 332 с тем, чтобы сделать максимальным время, в течение которого более сильные колебания перепада АР забойного давления во время первой фазы 330 (например, увеличения 312 и уменьшения 314 перепада забойного давления) воздействуют внутри ствола скважины (например, ствола 20), для более полного использования описанных выше результатов эрозии.Returning to FIG. 5, note that in some embodiments, the decision to switch between first phase 330 and second phase 332 (or even when to switch between different oscillations 332a, 332b, 332c within second phase 332 may be based on a predetermined timing schedule For example, in some embodiments, the first phase 330 may be conducted over a period of time ranging from about 1 to 10 days, and the second phase 332 may be conducted over a period of time ranging from about 1 to 30 days. of the first phase 330 may be increased relative to the duration of the second phase 332 so as to maximize the time during which the greater fluctuations in the bottomhole pressure differential AP during the first phase 330 (e.g., increases 312 and decreases 314 in the bottomhole pressure differential) act internally wellbore (eg, wellbore 20) to make fuller use of the erosion results described above.
Кроме того, во время каждой второй фазы 332, каждые следующие колебания 332а, 332b, 332с перепада забойного давления могут производиться в течение промежутка времени примерно от 1 до 10 дней. В некоторых вариантах осуществления продолжительность воздействия каждых из колебаний 332а, 332b, 332с перепада забойного давления в целом одинакова. Однако в других вариантах осуществления, продолжительность одних или более (включая всех) колебаний 332а, 332b, 332с перепада забойного давления может отличаться от других колебаний перепада забойного давления во время второй фазы 332.Additionally, during every second phase 332, each subsequent oscillation 332a, 332b, 332c of the bottomhole pressure differential may occur over a period of time ranging from about 1 to 10 days. In some embodiments, the duration of exposure to each of the bottomhole pressure differential oscillations 332a, 332b, 332c is generally the same. However, in other embodiments, the duration of one or more (including all) BHP fluctuations 332a, 332b, 332c may be different from other BHP fluctuations during the second phase 332.
Кроме того, в других вариантах осуществления, решения, когда выполнять переключение между первой фазой 330 и второй фазой 332 (или даже переключать между различными колебаниями 332а, 332b. 332с в пределах второй фазы 332), может быть принято на основе мониторинга одного или более параметров ствола 20 скважины или системы 10. Например, в некоторых вариантах осуществления, расход пластовой текучей среды и/или давления в стволе скважины (например, стволе 20 скважины) может быть индикатором того, что эффективность текущего закона управления колебаниями перепада забойного давления снизилась, и поэтому персоналу (или описанному ниже контроллеру) пришло время отрегулировать закон управления колебаниями перепада забойного давления (например, выполнить регулировки, связанные с изменениями от первой фазы 330 ко второй фазе 332, или изменениями между разными колебаниями 332а, 332b, 332с в пределах второй фазы 332). В частности, если текущий закон колебаний эффективен для снижения корки призабойной зоны внутри ствола 20 скважины, расход текучей среды из продуктивного пласта в ствол 20 скважины может нарастать, что также сопровождается ростом давления в стволе 20 скважины. При этом если величина расхода пластовой текучей среды или давление в стволе 20 скважины увеличивается, может быть принято решение (персоналом и/или контроллером) поддерживать текущий закон колебаний. Однако, если расход пластовой текучей среды и/или давление в стволе 20 скважины остается неизменным или падает, может быть принято решение о переходе от текущего закона колебаний к новому закону колебаний, включающему изменение между первой фазой 330 и второй фазой 332, или между колебаниями 332а, 332b, 332с второй фазы 332, как было показано выше.Additionally, in other embodiments, decisions about when to switch between the first phase 330 and the second phase 332 (or even switch between different vibrations 332a, 332b. 332c within the second phase 332) can be made based on monitoring one or more parameters wellbore 20 or system 10. For example, in some embodiments, formation fluid flow and/or pressure in the wellbore (e.g., wellbore 20) may be an indicator that the effectiveness of the current control law for bottomhole pressure differential fluctuations has decreased, and therefore It's time for personnel (or the controller described below) to adjust the control law for bottomhole pressure differential fluctuations (for example, make adjustments associated with changes from the first phase 330 to the second phase 332, or changes between different fluctuations 332a, 332b, 332c within the second phase 332) . In particular, if the current oscillation law is effective in reducing the bottom-hole crust within the wellbore 20, the flow of fluid from the reservoir into the wellbore 20 may increase, which is also accompanied by an increase in pressure in the wellbore 20. However, if the flow rate of the formation fluid or the pressure in the wellbore 20 increases, a decision may be made (by personnel and/or controller) to maintain the current oscillation law. However, if the formation fluid flow rate and/or the pressure in the wellbore 20 remains unchanged or decreases, a decision may be made to change from the current vibration law to a new vibration law involving a change between the first phase 330 and the second phase 332, or between vibrations 332a , 332b, 332c of the second phase 332, as shown above.
Далее на фиг. 6 представлен способ 500 управления состоянием корки призабойной зоны в стволе подповерхностной скважины. Способ 500 может быть реализован в любой подповерхностной скважине, например, в частности, стволе скважины, в которой выполнено заканчивание с использованием гравийных фильтров (например, стволе 20 скважины), в процессе заканчивания автономного фильтра и т.д. В приведенном далее описании, способ 500 будет рассмотрен применительно к ранее описанным системеNext in FIG. 6 shows a method 500 for controlling the condition of a near-wellbore zone cake in a subsurface wellbore. The method 500 may be implemented in any subsurface well, such as, in particular, a wellbore that is undergoing a gravel pack completion (e.g., wellbore 20), during a self-contained filter completion, etc. In the following description, method 500 will be discussed in relation to previously described systems
- 11 044688 и графикам 100, 200 давления. Однако этот конкретный пример не следует воспринимать как ограничивающий применение способа 500. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления способ 500 может быть целиком или частично реализован с использованием контроллера (например, описанного ниже контроллера 400).- 11 044688 and graphs 100, 200 pressure. However, this specific example should not be taken as limiting the use of method 500. Moreover, in some embodiments, method 500 may be implemented in whole or in part using a controller (eg, controller 400 described below).
Первоначально, способ 500 начинают на шаге 505 созданием колебаний перепада забойного давления в стволе подповерхностной скважины (например, стволе 20 скважины) вокруг заданного целевого значения перепада забойного давления по заданному закону колебаний. В частности, заданный закон колебаний на шаге 505 может быть аналогичен колебаниям, описанным выше и проиллюстрированными графиками 100, 200 (см. фиг. 3 и 4). Таким образом, колебания на шаге 505 могут включать увеличение перепада забойного давления от нижнего предела до верхнего предела с последующим уменьшением перепада забойного давления от верхнего предела к нижнему пределу (например, нижнему пределу 120 и верхнему пределу 116, показанным на фиг. 3 и 4). В некоторых вариантах осуществления, колебания на шаге 505 могут включать увеличение перепада забойного давления с первой скоростью с последующим уменьшением перепада забойного давления со второй скоростью, отличающейся от первой скорости. В частности, в некоторых вариантах осуществления, вторая скорость может быть больше первой скорости (например, как показано на фиг. 3 для графика 100). В других вариантах осуществления, колебания на шаге 505 могут включать увеличение перепада забойного давления с первой скоростью с последующим уменьшением перепада забойного давления с первой скоростью (например, как показано на фиг. 4 для графика 200).Initially, method 500 begins at step 505 by oscillating the bottomhole pressure drop in a subsurface wellbore (eg, wellbore 20) around a predetermined target bottomhole pressure drop value according to a given oscillation law. In particular, the specified oscillation law at step 505 may be similar to the oscillations described above and illustrated by graphs 100, 200 (see FIGS. 3 and 4). Thus, the oscillations at step 505 may include an increase in the bottomhole pressure differential from the lower limit to the upper limit followed by a decrease in the bottomhole pressure differential from the upper limit to the lower limit (for example, the lower limit 120 and the upper limit 116 shown in FIGS. 3 and 4). . In some embodiments, the oscillations at step 505 may include an increase in the bottomhole pressure drop at a first rate followed by a decrease in the bottomhole pressure drop at a second rate different from the first rate. Specifically, in some embodiments, the second speed may be greater than the first speed (eg, as shown in FIG. 3 for graph 100). In other embodiments, the oscillations at step 505 may include an increase in the first velocity BHP differential followed by a decrease in the first velocity BHP differential (eg, as shown in FIG. 4 for graph 200).
Далее, способ 500 включает на шаге 510 поддержание целевого значения перепада забойного давления на, в основном, постоянном уровне во время колебаний на шаге 505. В частности, поддержание в основном постоянного уровня целевого значения перепада забойного давления может включать поддержание целевого значения перепада забойного давления в заданном интервале, например, как было описано выше применительно к целевому значению 118 на графике 100.Next, method 500 includes, at step 510, maintaining a target bottomhole pressure drop value at a generally constant level during the fluctuations at step 505. In particular, maintaining a substantially constant level of target bottom hole pressure drop value may include maintaining a target bottom hole pressure drop value at a given interval, for example, as described above in relation to the target value of 118 on chart 100.
На фиг. 7 представлен другой способ 600 управления состоянием корки призабойной зоны в стволе подповерхностной скважины. Способ 600 может быть реализован в любой подповерхностной скважине, например, в частности, стволе скважины, в которой выполнено заканчивание с использованием гравийных фильтров (например, стволе 20 скважины). В приведенном далее описании, способ 600 будет рассмотрен применительно к ранее описанным системе 10 и графику 300 давления. Однако этот конкретный пример не следует воспринимать как ограничивающий применение способа 600. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления способ 600 может быть целиком или частично реализован с использованием контроллера (например, описанного ниже контроллера 400).In fig. 7 shows another method 600 for controlling the condition of the near-wellbore zone cake in a subsurface wellbore. The method 600 can be implemented in any subsurface well, such as, in particular, a wellbore that is completed using gravel packs (eg, wellbore 20). In the following description, method 600 will be discussed in relation to the previously described system 10 and pressure graph 300. However, this specific example should not be taken as limiting the use of method 600. Moreover, in some embodiments, method 600 may be implemented in whole or in part using a controller (eg, controller 400 described below).
Первоначально, способ 600 начинают на шаге 605 созданием колебаний перепада забойного давления в стволе подповерхностной скважины (например, стволе 20 скважины) вокруг первого заданного целевого значения перепада забойного давления по первому заданному закону колебаний. Далее, на втором шаге 610, способ 600 включает создание колебания перепада забойного давления в стволе подповерхностной скважины при втором заданном целевом значении, отличающемся от первого значения целевого значения перепада забойного давления, согласно второму заданному закону колебаний.Initially, method 600 begins at step 605 by causing the bottomhole pressure drop in a subsurface wellbore (eg, wellbore 20) to oscillate around a first predetermined target bottomhole pressure drop value according to a first predetermined oscillation law. Next, in a second step 610, the method 600 includes causing the bottomhole pressure drop in the subsurface wellbore to oscillate at a second predetermined target value different from the first target bottomhole pressure drop value, according to a second predetermined oscillation law.
Второе заданное целевое значение перепада забойного давления может быть больше или меньше, чем первое целевое значение перепада забойного давления. В частности, шаги 605, 610 способа 600 могут соответствовать изменению или смещению от первой фазы 330 ко второй фазе 332, или изменению или смещению между разными колебаниями 332а, 332b, 332с второй фазы 332 на графике 300 фиг. 5. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления, способ 600 также может включать создание колебаний перепада забойного давления вокруг второго целевого значения на шаге 610 после истечения заданного интервала времени со времени колебаний перепада забойного давления вокруг первого целевого значения на шаге 605. Далее, в некоторых вариантах осуществления, способ 600 также может включать создание колебаний перепада забойного давления вокруг второго целевого значения на шаге 610 после создания колебаний перепада забойного давления вокруг первого целевого значения на основе изменений давления внутри ствола скважины и/или расхода пластовых текучих сред внутри ствола скважины.The second target bottomhole pressure drop value may be greater or less than the first target bottom hole pressure drop value. In particular, steps 605, 610 of method 600 may correspond to a change or offset from the first phase 330 to the second phase 332, or a change or offset between different vibrations 332a, 332b, 332c of the second phase 332 in the plot 300 of FIG. 5. Additionally, in some embodiments, method 600 may also include causing the bottomhole pressure differential to oscillate around a second target value at step 610 after a predetermined time interval has elapsed since the bottomhole pressure differential oscillated around the first target value at step 605. Further, in some In embodiments, method 600 may also include generating oscillations of the bottomhole pressure differential around a second target value at step 610 after generating oscillations of the bottomhole pressure differential around the first target value based on changes in pressure within the wellbore and/or flow rate of formation fluids within the wellbore.
Кроме того, первый и второй заданные законы колебаний на шагах 605 и 610, соответственно, могут быть аналогичны законам колебаний, описанным выше и показанным на графиках 100, 200, 300 (см. фиг. 3-5). При этом колебания на шагах 605, 610 могут включать увеличение перепада забойного давления от соответствующего нижнего предела к соответствующему верхнему пределу, с последующим уменьшением перепада забойного давления от соответствующего верхнего предела к соответствующему нижнему пределу (например, нижнему пределу 120 и верхнему пределу 116, показанным на фиг. 3 и 4, или пределам 302, 304, 306, 308, 310 и т.д., показанным на фиг. 5), В некоторых вариантах осуществления, первый и/или второй заданные законы колебаний на шагах 605 и 610, соответственно, могут включать увеличение перепада забойного давления с первой скоростью и затем уменьшение перепада забойного давления со второй скоростью, отличающейся от первой скорости. В частности, в некоторых вариантах осуществления, вторая скорость может быть больше первой скорости (например, как показано на фиг. 3 графиком 100). В других вариантах осуществления, первый и/или второй законы колебаний на шагах 605 и 610, соответственно, могут включать увеличение перепада забойного давления с первой ско- 12 044688 ростью с последующим уменьшением перепада забойного давления с первой скоростью (например, как показано на фиг. 4 графиком 200).In addition, the first and second predetermined oscillation laws at steps 605 and 610, respectively, may be similar to the oscillation laws described above and shown in graphs 100, 200, 300 (see FIGS. 3-5). The oscillations at steps 605, 610 may include an increase in the bottomhole pressure differential from a corresponding lower limit to a corresponding upper limit, followed by a decrease in the bottomhole pressure differential from a corresponding upper limit to a corresponding lower limit (for example, lower limit 120 and upper limit 116 shown in 3 and 4, or limits 302, 304, 306, 308, 310, etc. shown in Fig. 5), In some embodiments, the first and/or second oscillation laws are specified at steps 605 and 610, respectively , may include increasing the bottomhole pressure drop at a first speed and then decreasing the bottomhole pressure drop at a second speed different from the first speed. In particular, in some embodiments, the second speed may be greater than the first speed (eg, as shown in FIG. 3 by graph 100). In other embodiments, the first and/or second oscillation laws at steps 605 and 610, respectively, may include an increase in the first velocity BHP differential followed by a decrease in the first velocity BHP differential (for example, as shown in FIG. 4 schedule 200).
На фиг. 1 также показано, что система 10 может также включать контроллер 400, соединенный с эксплуатационной задвижкой 14 (и/или другими механизмами регулирования давления, которые включает система 10), и выполненный с возможностью регулирования положения эксплуатационной задвижки 14 для управления перепадом забойного давления в стволе скважины так, как это было описано выше (например, как описано выше со ссылкой на графики 100, 200, 300 и т.д.). Контроллер 400 может входить в состав более крупного устройства или узла управления, например устройства управления работой системы 10 в целом, либо может быть автономным блоком управления для выполнения описанных функций. Кроме того, как было показано выше, контроллер 400 может быть расположен на поверхности 4 вблизи наземного оборудования 12 или на нем, либо может находиться удаленно от системы 10 (например, в центральном офисе или пункте управления, соединенными с системой 10 средствами связи). В целом контроллер 400 включает процессор 402 и запоминающее устройство 404 (память).In fig. 1 also illustrates that the system 10 may also include a controller 400 coupled to the production valve 14 (and/or other pressure control mechanisms that the system 10 includes) and configured to adjust the position of the production valve 14 to control the downhole pressure differential in the wellbore as described above (eg, as described above with reference to schedules 100, 200, 300, etc.). The controller 400 may be part of a larger device or control unit, such as a device that controls the operation of the system 10 as a whole, or it may be a stand-alone control unit to perform the functions described. Additionally, as discussed above, controller 400 may be located on surface 4 near or on ground equipment 12, or may be located remotely from system 10 (eg, in a central office or control room connected to system 10 by communications). In general, the controller 400 includes a processor 402 and a storage device 404 (memory).
Процессор 402 (например, микропроцессор, центральный процессор, или группа таких процессорных устройств и др.) выполняет машиночитаемые команды (например, программы), хранящиеся в запоминающем устройстве 404, и при выполнении машиночитаемых команд, хранящихся в запоминающем устройстве 404, обеспечивает контроллеру 400 способность выполнения всех описываемых здесь функций. Запоминающее устройство 404 может включать энергозависимую память (например, запоминающее устройство с произвольной выборкой), энергонезависимое устройство (например, флэш-память, постоянное запоминающее устройство и т.д.) или комбинации как энергозависимой, так и энергонезависимой памяти. Данные, потребляемые или генерируемые процессором 402, при выполнении машиночитаемых команд, также могут сохраняться в запоминающем устройства 404. Запоминающее устройство 404 может содержать энергонезависимую машиночитаемую среду.A processor 402 (e.g., a microprocessor, a central processing unit, or a group of such processing devices, etc.) executes computer-readable instructions (e.g., programs) stored in a storage device 404, and upon executing the computer-readable instructions stored in a storage device 404, provides the controller 400 with the ability perform all the functions described here. Storage device 404 may include volatile memory (eg, random access memory), non-volatile device (eg, flash memory, read only memory, etc.), or combinations of both volatile and non-volatile memory. Data consumed or generated by processor 402 when executing computer-readable instructions may also be stored in memory 404. Memory 404 may comprise non-volatile computer-readable media.
В процессе работы, контроллер 400 (посредством машиночитаемых команд, выполняемых процессором 402) может управляемо активизировать эксплуатационную задвижку 14 (и/или насос противодавления или другой механизм регулирования давления в системе 10) для регулирования перепада забойного давления в стволе 20 скважины. В частности, контроллер 400 может выборочно изменять перепад забойного давления внутри ствола 20 скважины согласно любым вариантам осуществления и способам, описанным выше (например, как показано на графиках 100, 200, 300 или описано выше в способах 500, 600 и т.д.). В других вариантах осуществления, контроллер 400 может сигнализировать персоналу (например, через устройство отображения или иным способом), что требуется определенная активизация эксплуатационной задвижки 14 (и/или какого-либо другого механизма регулирования давления) с тем, чтобы, например, обеспечить изменение перепада забойного давления в стволе 20 скважины в порядке, описанном выше (например, показанном на графиках 100, 200, 300). Контроллер 400 может выборочно регулировать перепад забойного давления (или сигнализировать персоналу о необходимых изменениях в перепаде забойного давления), основываясь на заданном временном графике или на одном или более измеренных или производных, или вычисленных параметрах, как было ранее описано выше (например, давление внутри ствола 20 скважины, расходе пластовых текучих сред, и т.д.). В результате, процессор 402 может периодически снимать показания давления с датчика 13 (или одного или более других датчиков, находящихся в разных местах системы 10), во время выполнения описанных выше функций или после этого.In operation, the controller 400 (via computer-readable instructions executed by the processor 402) can controllably activate the production valve 14 (and/or a backpressure pump or other pressure control mechanism in the system 10) to control the bottom hole pressure drop in the wellbore 20. Specifically, controller 400 may selectively vary the bottomhole pressure differential within the wellbore 20 according to any of the embodiments and methods described above (e.g., as shown in graphs 100, 200, 300 or described above in methods 500, 600, etc.) . In other embodiments, controller 400 may signal to personnel (e.g., via a display device or otherwise) that certain activation of the service valve 14 (and/or some other pressure control mechanism) is required to, for example, provide a change in differential bottomhole pressure in the wellbore 20 in the manner described above (for example, shown in graphs 100, 200, 300). The controller 400 may selectively adjust the bottom hole pressure drop (or signal to personnel about necessary changes in the bottom hole pressure drop) based on a predetermined time schedule or on one or more measured or derived or calculated parameters as previously described above (for example, downhole pressure 20 wells, flow rate of formation fluids, etc.). As a result, processor 402 may periodically take pressure readings from sensor 13 (or one or more other sensors located at various locations in system 10) while performing the functions described above or thereafter.
Различные ранее описанные колебания перепада забойного давления могут осуществляться в течение всего срока службы скважины, либо могут применяться в определенные периоды работы скважины. Например, описанные выше колебания перепада забойного давления (например, показанные графиками 100, 200, 300 и т.д.) могут использоваться сразу же или через короткое время после завершения работ по заканчиванию с применением гравийных фильтров, для обеспечения так называемой очистки от частиц мелких фракций (например, мелких фракций 32), которые могут отложиться внутри гравийного фильтра 36 в результате самих работ по заканчиванию скважины. Кроме того, описанные выше колебания перепадов забойного давления могут быть использования во время обычных работ по добыче текучих сред после периода очистки. Далее, в некоторых вариантах осуществления, один вариант осуществления или тип колебаний (например, один из законов колебаний, проиллюстрированный графиками 100, 200, 300, и т.д.) может быть использован во время выполнения упомянутой выше чистки, в то время как другой вариант осуществления или тип колебаний может быть использован далее в ходе последующих работ по добыче после очистки. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления, ряд различных законов колебаний (например, законы колебаний, проиллюстрированные графиками 100, 200, 300) могут быть использованы для создания перепада забойного давления во время очистки и/или работ по добыче текучих сред.The various previously described fluctuations in bottomhole pressure drop can be carried out throughout the life of the well, or can be applied during certain periods of the well's operation. For example, the BHP fluctuations described above (e.g., shown by graphs 100, 200, 300, etc.) can be used immediately or shortly after completion of gravel pack completions to provide so-called fines removal. fractions (eg, fines 32) that may be deposited within the gravel pack 36 as a result of the well completion activities themselves. In addition, the above-described fluctuations in bottomhole pressure drops can be used during normal fluid production operations after a cleanup period. Further, in some embodiments, one embodiment or type of oscillation (e.g., one of the oscillation laws illustrated by graphs 100, 200, 300, etc.) may be used while performing the above-mentioned cleaning, while another The embodiment or type of oscillation can be further used during subsequent production operations after cleaning. Additionally, in some embodiments, a number of different vibration laws (eg, the vibration laws illustrated by graphs 100, 200, 300) may be used to create a bottomhole pressure differential during cleaning and/or fluid production operations.
Таким образом, благодаря осуществлению избирательных колебаний перепада забойного давления в стволе подповерхностной скважины с гравийным фильтром 36 (например, стволе 20 скважины), может быть предотвращена, уменьшена или устранена корка призабойной зоны, формирующаяся внутри гравийного фильтра (например, корка, формируемая частицами мелких фракций 32 внутри гравийного фильтра 36). В результате, благодаря использованию описанных здесь способов создания колебаний пе- 13 044688 репада забойного давления, может быть увеличен расход пластовых текучих сред из ствола подповерхностной скважины так, что может быть поднята общая производительность добычи скважины.Thus, by selectively oscillating the bottomhole pressure drop in a subsurface gravel pack wellbore 36 (e.g., wellbore 20), bottom hole crusts that form within the gravel pack (e.g., fines cakes) can be prevented, reduced, or eliminated. 32 inside the gravel filter 36). As a result, through the use of the methods described herein for generating oscillations in the bottomhole pressure differential, the flow rate of formation fluids from a subsurface wellbore can be increased so that the overall production rate of the well can be increased.
Рассмотренные выше графики изменений перепада забойного давления включают по существу линейные изменения перепада АР забойного давления (например, графики 100, 200, 300 и т.д.). Следует, однако, иметь в виду, что в других вариантах осуществления перепад АР забойного давления может изменяться в значительной степени по нелинейному закону. Например, в некоторых вариантах осуществления, колебания перепада АР забойного давления могут происходить вокруг целевого значения по синусоидальному (или примерно по синусоидальному) закону или зависимости. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления изменения перепада АР забойного давления могут содержать наложение двух волновых процессов, например, двух колебаний по синусоидальному закону.The graphs of changes in the bottomhole pressure difference discussed above include essentially linear changes in the bottomhole pressure difference AP (for example, graphs 100, 200, 300, etc.). It should, however, be borne in mind that in other embodiments, the bottomhole pressure drop AP may vary significantly according to a nonlinear law. For example, in some embodiments, the bottomhole pressure differential AP may oscillate around a target value in a sinusoidal (or approximately sinusoidal) pattern or relationship. In addition, in some embodiments, changes in the bottomhole pressure differential AR may contain the superposition of two wave processes, for example, two oscillations according to a sinusoidal law.
В то время как были показаны и описаны частные варианты осуществления, специалистом в данной отрасли могут быть реализованы их модификации в пределах существа или принципов раскрытия. Описанные варианты осуществления являются только иллюстрацией и не ограничивают изобретения. Возможны многие изменения и модификации описанных здесь систем, устройства и процессов, не выходящие за пределы существа раскрытия. Соответственно, область защиты ограничена не описанными здесь вариантами осуществления, а только приведенной далее формулой, область притязаний которой должна включать все эквиваленты объекта изобретения формулы. Если специально не указано иначе, шаги формулы на способ могут быть выполнены в любом порядке. Перечисление обозначений, например, (а), (б), (в) или (1), (2), (3) перед шагами в формуле на способ не предполагает и не определяет определенный порядок шагов, а используется, скорее, для упрощения дальнейших ссылок на эти шаги.While particular embodiments have been shown and described, modifications thereof may be made by one skilled in the art within the spirit or principles of the disclosure. The described embodiments are illustrative only and do not limit the invention. Many changes and modifications to the systems, apparatus, and processes described herein are possible without departing from the spirit of the disclosure. Accordingly, the scope of protection is not limited to the embodiments described herein, but only to the following claims, the scope of which is to include all equivalents of the subject matter of the claims. Unless specifically stated otherwise, the steps of a method formula may be performed in any order. Listing the notation, for example, (a), (b), (c) or (1), (2), (3) before the steps in the formula for a method does not imply or determine a specific order of steps, but rather is used to simplify further links to these steps.
Для дальнейшей иллюстрации различных вариантов осуществления, приводятся следующие примеры. Следует, однако, иметь в виду, что раскрытые здесь варианты осуществления не ограничиваются приведенными ниже примерами.To further illustrate various embodiments, the following examples are provided. It should be understood, however, that the embodiments disclosed herein are not limited to the examples below.
Пример 1.Example 1.
Внутри ствола скважины, были созданы колебания перепада забойного давления согласно образцу, показанному на фиг. 8, включающие повторяющиеся колебания давления между примерно 1250 фунт/кв.дюйм изб. и примерно 1000 фунт/кв. дюйм изб. в течение интервала времени примерно 50 ч. В результате воздействия этих колебаний производительность добычи нефти выросла примерно на 250 баррелей в день (bbld/d - от англ. barrel per day), что соответствует росту общей добычи примерно на 4,5%.Inside the wellbore, bottomhole pressure differential oscillations were created according to the pattern shown in FIG. 8, involving repeated pressure fluctuations between approximately 1250 psig. and approximately 1000 psi. inch g. over a time interval of approximately 50 hours. As a result of these fluctuations, oil production productivity increased by approximately 250 barrels per day (bbld/d - from the English barrel per day), which corresponds to an increase in total production of approximately 4.5%.
Пример 2.Example 2.
Была изготовлена прозрачная коническая камера, в которую был помещен слой прозрачных частиц гравия. Кроме того, поверх прозрачных частиц гравия был помещен слой темных мелких частиц со средним диаметром, составляющим 1/20 диаметра прозрачных частиц гравия, которые должны были представлять захваченные мелкие частицы, образующие сформировавшуюся корку. Далее, под воздействием гидростатического давления, приложенного к слою мелких частиц и прозрачного гравия, мелкие частицы вдавливались в гравий. На фиг. 9 представлен комбинированный график 601 массового расхода 602, в галлонах в секунду (гал/с), вытекающего из прозрачной камеры, и величины воздействующего гидростатического давления 604 в сантиметрах (см) внутри прозрачной камеры в функции времени в секундах (с). Аналогично, на фиг. 10(а)-10(м) представлены изображения гравия и частиц внутри конической камеры в разные моменты времени в процессе эксперимента.A transparent conical chamber was made, into which a layer of transparent gravel particles was placed. In addition, a layer of dark fines with an average diameter of 1/20th the diameter of the clear gravel particles was placed on top of the clear gravel particles, which would represent the trapped fines that formed the crust that formed. Next, under the influence of hydrostatic pressure applied to the layer of fine particles and transparent gravel, the fine particles were pressed into the gravel. In fig. 9 is a composite graph 601 of the mass flow rate 602, in gallons per second (gps), flowing out of the clear chamber and the magnitude of the applied hydrostatic pressure 604, in centimeters (cm), inside the clear chamber as a function of time in seconds (s). Similarly, in FIG. 10(a)-10(m) show images of gravel and particles inside the conical chamber at different times during the experiment.
Как показано на фиг. 9, в начальной фазе эксперимента от момента 2000 с примерно до 3250 с, приложенное гидростатическое давление поддерживалось постоянным на уровне примерно 45 см. Во время этой фазы движение частиц через гравий было слабым или вовсе отсутствовало, и расход текучей среды через прозрачную камеру составлял 0,12 гал/с. Затем примерно на 3250 с, возбуждались колебания гидростатического давления, причем колебания гидростатического давления соответствовали первому закону между примерно 45 см и примерно 30 см, затем согласно второму закону между примерно 30 см и примерно 17,5 см, и, наконец, согласно третьему закону между примерно 17,5 см и примерно 5 см. Эта общая схема колебаний была повторена в общей сложности три раза. В ходе эксперимента, мелкие темные частицы были извлечены через прозрачный гравий, и корка уменьшилась. В результате расход мелких частиц вырос вчетверо от первоначальных примерно 0,12 гал/с на момент времени 2000 с до измеренных примерно 0,48 гал/с для момента примерно 7500-8500 с. Кроме того, как можно понять из фиг. 10(а)-10(м), эрозия мелких частиц и их извлечение через прозрачный гравий в основном имело место во время воздействия циклических колебаний, показанных на фиг. 9.As shown in FIG. 9, in the initial phase of the experiment from time 2000 s to about 3250 s, the applied hydrostatic pressure was kept constant at about 45 cm. During this phase, there was little or no particle movement through the gravel, and the fluid flow through the transparent chamber was 0. 12 gps. Then, at about 3250 s, hydrostatic pressure oscillations were excited, the hydrostatic pressure oscillating according to the first law between about 45 cm and about 30 cm, then according to the second law between about 30 cm and about 17.5 cm, and finally according to the third law between approximately 17.5 cm and approximately 5 cm. This general vibration pattern was repeated a total of three times. During the experiment, small dark particles were extracted through the transparent gravel and the crust was reduced. As a result, the fines flow rate quadrupled from an initial rate of approximately 0.12 g/s at 2000 s to a measured rate of approximately 0.48 g/s at approximately 7500-8500 s. Moreover, as can be understood from FIG. 10(a)-10(m), the erosion of fine particles and their extraction through the transparent gravel mainly occurred during exposure to the cyclic vibrations shown in FIG. 9.
--
Claims (14)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP19187148.2 | 2019-07-18 | ||
| EP19187146.6 | 2019-07-18 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA044688B1 true EA044688B1 (en) | 2023-09-22 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4623021A (en) | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique | |
| US9512703B2 (en) | Downhole fluid flow control system and method having dynamic response to local well conditions | |
| US5862863A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
| US7891423B2 (en) | System and method for optimizing gravel deposition in subterranean wells | |
| EP2859179B1 (en) | Wellbore screens and methods of use thereof | |
| US9528351B2 (en) | Gravel and fracture packing using fibers | |
| GB2410048A (en) | Method and apparatus to selectively reduce wellbore pressure during pumping operations | |
| US7753128B2 (en) | Method and system for well production | |
| NO313212B1 (en) | Method for completing a deviation wellbore | |
| AU2004304246A1 (en) | Wellbore gravel packing apparatus and method | |
| US11808123B2 (en) | Systems and methods for managing skin within a subterranean wellbore | |
| EA044688B1 (en) | SYSTEM AND METHOD FOR CONTROLLING THE CONDITION OF THE CRUSH OF THE BORE-THE-BORE-THE-ZONE IN THE HOLE OF A SUBSURFACE WELL | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| Dehghani | Oil well sand production control | |
| US5913365A (en) | Method for removing a gravel pack screen | |
| US20170030175A1 (en) | Stimulation of Packerless Wells for Enhanced Oil Recovery | |
| Al-Khelaiwi et al. | Advanced well flow control technologies can improve well cleanup | |
| EP2878764B1 (en) | Inflow control device having elongated slots for bridging off during fluid loss control | |
| RU2395647C2 (en) | Water filter of well drilled in fine and silty sands | |
| RU2125645C1 (en) | Method of installing gravel filter in well | |
| RU2299314C2 (en) | Method for mechanical impurities carryover from well bottom | |
| US11021937B1 (en) | Relief well restoration, systems and methods | |
| Witteveld et al. | Effective Sand-Control Completions in a Remote Development—Chad, Africa | |
| RU2679772C2 (en) | Well repeated completion method using gravel packing | |
| Virgia et al. | Thru-Tubing Ceramic Screen Application to Unlock Mature Sandy Well Efficiently: Successful Implementation in Sisi Nubi Field |