Детальная информация

Работа посвящена разработке расчётного инструмента для проектирования технологического дизайна нижнего заканчивания с АУКП в горизонтальных скважинах, эксплуатирующих залежи с тонкими нефтяными оторочками. В ходе исследования решены задачи систематизации теоретических основ расчёта притока на базе модели Бабу-Одеха, разработки алгоритмов расчёта компоновки АУКП для первичного заканчивания и по данным ПГИ для вторичного, а также реализации и апробации инструмента на примере скважины. Работа выполнена с использованием поточечной реализации модели Бабу-Одеха по данным ГИС, корреляций Кори для ОФП, корреляций для свойств газа и интерполяции PVT-таблиц нефти; характеристики клапанов рассчитываются посегментно методом половинного деления для решения уравнения баланса притока из пласта и расхода через клапан. Реализована поточечная формулировка подвижностей фаз внутри сегмента, обеспечивающая инвариантность расчёта и устраняющая нефизичные эффекты первоначальных формулировок, а также уточнена формула поверхностного дебита газа через клапан с использованием газосодержания при пластовом давлении. Апробация на тестовой скважине с семью сегментами подтвердила физическую согласованность результатов: максимальный перепад давления приходится на наиболее продуктивные сегменты, газовый фактор скважины сохраняется на уровне базового варианта.

This work is devoted to the development of a calculation tool for designing the technological layout of horizontal-well lower completions equipped with AICDs, applied to wells producing from thin oil rim reservoirs. The research covers an analytical review of inflow control device types and their field experience, systematization of the theoretical basis for inflow modelling using the Babu-Odeh model, development of AICD layout calculation algorithms based on well-logging and relative permeability data for primary completion and on production logging (PLT) data for secondary completion, and the implementation and validation of the tool on a well from active operation. The work uses a point-by-point implementation of the Babu-Odeh model along well logs, Corey correlations for relative permeabilities, Lee–Gonzalez–Eakin and Standing–Katz correlations for gas properties, and linear interpolation of oil PVT tables; the valve characteristics are calculated on a per-segment basis using the bisection method to solve the balance equation between reservoir inflow and valve throughput. A point-by-point formulation of phase mobilities within each segment has been developed, providing invariance of the calculation and removing the unphysical effects of earlier formulations, and the surface gas flow rate formula has been refined using the solution gas-oil ratio at reservoir pressure. Validation on a test well with seven completion segments confirmed the physical consistency of the results: the maximum pressure drop is applied to the most productive segments, and the well gas-oil ratio is preserved at the baseline value.