The PDF file of this paper is in Russian.

Once the steam-assisted gravity drainage (SAGD) method has begun to be used on a wide scale to produce heavy oil/bitumen reserves it has become possible to develop reservoirs with immobile hydrocarbons. The economics of the SAGD process strongly depends on the steam generation efficiency, steam delivery, and steam usage efficiency in successful and unsuccessful SAGD well pairs. The success of a SAGD well pair is often dictated by how efficiently steam is used in the inflow/injection profile of a SAGD well pair. Completions involving inflow control devices (ICDs) promise to improve the economics of the process by improving the inflow profile and mitigating the irregularities in steam injection and fluid production along the horizontal wellbore. Traditionally, ICDs have been used in lengthy wellbores characterized by pressure drops along the entire length to control and equalize the inflow profile and to delay water breakthrough. In SAGD wells, ICDs have found new application providing for a uniform steam distribution in the injection well and an evenly distributed fluid flow profile in the producing well, maximizing, thus, the heavy oil recovery. The operation of autonomous inflow control devices is based on increase of resistance to flow in response to increase of fluid rate through a section in heavy oil completions. The paper presents the results of research into the effectiveness of ICDs, principle of their operation, and applicability in Tatarstan heavy oil fields. Algorithm of ICD losses calculation was determined, and ICD losses for wells producing heavy oil were calculated. Typical cases were considered, variations in productivity of horizontal wellbore sections with ICDs were determined by calculation. The results of the research show that ICD can partially choke the problem intervals (by 10 % zones with water coning and by 2 % zones with steam breakthrough), and help to achieve an evenly distributed flow profile along a horizontal well. Thermodynamic analysis of two types of inflow control devices was performed, ICD losses calculating formulae were adapted to be used in reservoir flow models, and ICD long-term effect considering changes in reservoir conditions was assessed.

Вследствие коммерциализации процесса парогравитационного дренирования на ряде месторождений с неподвижными запасов углеводородами стала возможной добыча тяжелой нефти/битума. Однако экономические показатели данного процесса значительно зависят от эффективности выработки пара, его транспортировки и использования. Для улучшения профиля потока и снижения неравномерности закачки пара и добычи нефти вдоль ствола горизонтальных скважин рассмотрены конструкции заканчивания скважин с применением устройств контроля притока (УКП). Данные устройства используются для регулирования притока жидкости в длинных каналах, в том числе при переменном перепаде давления вдоль канала, для повышения пропорциональности добычи углеводородов и задержки прорыва воды. В скважинах, работающих по технологии парогравитационного дренирования, устройства контроля притока находят новое применение – обеспечение более равномерного распределения потока пара в нагнетательной скважине и термически зависимого профиля притока в добывающей скважине для достижения максимального коэффициента извлечения тяжелой нефти и битума. В статье представлены результаты исследований эффективности работы автономных УКП, принцип действия которых основан на увеличении сопротивления потоку флюидов при увеличении расхода через секцию в условиях залежей сверхвязкой нефти Республики Татарстан. Изучен принцип действия УКП. Рассмотрена возможность их применения. Определен алгоритм расчета потерь в УКП. Оценены потери в УКП для условий работы скважин залежей сверхвязкой нефти. Рассмотрены основные производственные ситуации и расчетным путем определено изменение продуктивности интервалов горизонтальной скважины при применении УКП. Результаты исследований свидетельствуют, что применение УКП позволяет частично перекрывать участки, негативно влияющие на добычу нефти, и выравнивать профиль притока горизонтальной скважины. Для определения технологической эффективности УКП выполнены термогидродинамические расчеты двух типов УКП, выполнена адаптация расчетных формул потерь в УКП для использования в гидродинамической модели и оценен эффект от применения УКП в длительной перспективе с изменениями условий работы скважин в процессе работы участка.

This content is only available via PDF.
You can access this article if you purchase or spend a download.