RU2665769C1 - Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir - Google Patents
Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2665769C1 RU2665769C1 RU2017133581A RU2017133581A RU2665769C1 RU 2665769 C1 RU2665769 C1 RU 2665769C1 RU 2017133581 A RU2017133581 A RU 2017133581A RU 2017133581 A RU2017133581 A RU 2017133581A RU 2665769 C1 RU2665769 C1 RU 2665769C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- formation
- water
- pumped
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 11
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 5
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000011440 grout Substances 0.000 abstract 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 abstract 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 239000008030 superplasticizer Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the repair and insulation work in cased vertical or directional production wells.
В последние годы на территории Западной Сибири открываются глубокоза-легающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство нефтяных и газовых залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды.In recent years, deep-seated low-amplitude, complex-built oil deposits confined to transitional water-oil zones have been discovered in Western Siberia. Most of the oil and gas deposits are lined with partially or completely bottom waters or are delineated by regional waters. In the process of development and pilot industrial work, especially during the operation of wells, as a result of the active advancement of the interface, as a rule, two-phase inflows are obtained with the outrunning movement of water.
Увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти и газа промышленных категорий, степени использования сырьевых ресурсов и увеличения в целом экономического потенциала Западно-Сибирского региона [Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.].Increasing the productivity of wells and obtaining anhydrous industrial inflows of hydrocarbons is an urgent problem, the solution of which will affect the efficiency of preparing recoverable oil and gas reserves of industrial categories, the degree of utilization of raw materials and increasing the overall economic potential of the West Siberian region [G. Zozulya, Kleshenko I.I., Geykhman M.G., Chabaev L.U. Theory and practice of selecting technologies and materials for repair and insulation works in oil and gas wells: a Training manual. - Tyumen: Tsogu, 2002. - 138 p.].
С целью предупреждения конусообразования, особенно при эксплуатации однородных коллекторов, между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта устанавливаются водонепроницаемые экраны. Установка искусственных непроницаемых экранов, как правило, не дает существенного эффекта, так как не удается создать экран большой протяженности по радиусу от оси скважины. К тому же при водонапорном режиме, когда напор подошвенных вод является основным источником энергии при вытеснении нефти, стационарное положение экрана ограничивает его (режим) энергетические возможности созданием больших гидравлических сопротивлений.In order to prevent cone formation, especially when operating homogeneous reservoirs, waterproof screens are installed between the oil-saturated and water-saturated parts of the formation. The installation of artificial impermeable screens, as a rule, does not give a significant effect, since it is not possible to create a screen of large length along the radius from the axis of the well. Moreover, in the water-pressure mode, when the bottom water pressure is the main source of energy during oil displacement, the stationary position of the screen limits its (mode) energy capabilities by creating large hydraulic resistances.
В настоящее время существует множество способов и устройств для проведения водоизоляционных работ, имеющих те или иные достоинства и недостатки.Currently, there are many methods and devices for waterproofing works that have certain advantages and disadvantages.
Известно устройство для изоляции пластов в скважине [Патент РФ изобретение №2071545], включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с радиальным каналом, обечайку, образующую с наружной поверхностью корпуса кольцевую полость, кольцевой конус и шлипсы, размещенные снаружи корпуса с возможностью взаимодействия друг с другом, и обратные клапаны, при этом устройство снабжено муфтой, установленной над верхним пакером и связанной с корпусом переводником, который соединен с кольцевым конусом верхнего пакера, муфтой и ступенчатыми втулками, меньшие ступени которых ориентированы в противоположные стороны, большие ступени помещены в кольцевых полостях, а обратные клапаны и уплотнительные элементы пакеров установлены в ступенчатых втулках, помещенных между обечайками и кольцевыми конусами, при этом переводник связан с муфтой срезными винтами и выполнен с возможностью осевого перемещения относительно муфты до упора в нее кольцевого конуса верхнего пакера.A device for isolating formations in a well is known [RF Patent invention No. 2071545], comprising upper and lower packers interconnected by pipes, each of which has a housing with a radial channel, a shell forming an annular cavity with an outer surface of the housing, an annular cone and slips placed outside the housing with the possibility of interaction with each other, and non-return valves, while the device is equipped with a sleeve mounted above the upper packer and connected to the housing by a sub, which is connected to the annular cone m of the upper packer, the coupling and stepped bushings, the smaller steps of which are oriented in opposite directions, the large steps are placed in the annular cavities, and the check valves and sealing elements of the packers are installed in the stepped bushings placed between the shells and the ring cones, while the sub is connected to the shear coupling screws and is made with the possibility of axial movement relative to the coupling until it stops against the annular cone of the upper packer.
Недостатками такого устройства являются сложность конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей, недостаточная надежность, связанная со сложным принципом работы устройства.The disadvantages of this device are the design complexity associated with a large number of nodes and parts, insufficient reliability associated with the complex principle of operation of the device.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для отключения притока пластовой воды в скважинах с горизонтальным забоем [Патент РФ на полезную модель №30158], включающее спускаемые на колонне НКТ надувные пакеры, при этом один из концов НКТ заглушен с целью обеспечения одновременной пакеровки ствола скважины, а другой присоединен к эксплуатационному оборудованию, при чем в насосно-компрессорных трубах выполнены каналы напротив продуктивных пластов, при этом в НКТ напротив надувных пакеров выполнены дополнительные отверстия, которые снабжены прямыми клапанами и механизмом сброса давления для каждого надувного пакера. В каналах НКТ установлены обратные клапаны, а внутри НКТ установлен глубинный насос, при чем НКТ дополнительно снабжены центраторами, которые расположены в непосредственной близости к надувным пакерам.The closest in technical essence and the achieved result is a device for shutting off formation water inflow in wells with horizontal bottomhole [RF Patent for Utility Model No. 30158], including inflatable packers launched on the tubing string, while one of the tubing ends is plugged to ensure simultaneous packing the wellbore, and the other is connected to production equipment, with channels in the tubing opposite the productive formations, while in the tubing opposite the inflatable packers Additional openings are provided that are equipped with straight valves and a pressure relief mechanism for each inflatable packer. Non-return valves are installed in the tubing channels, and a deep pump is installed inside the tubing, and the tubing is additionally equipped with centralizers, which are located in close proximity to the inflatable packers.
Недостатками такого устройства являются сложность конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей (центраторы, а также прямые и обратные клапаны), высокие затраты на монтаж (а также демонтаж) и обслуживание устройства в процессе эксплуатации, т.к. эксплуатационное оборудование включено в состав устройства для отключения притока пластовой воды, поэтому в случае его поломки, необходимо извлекать все устройство целиком из скважины.The disadvantages of this device are the design complexity associated with a large number of components and parts (centralizers, as well as direct and non-return valves), high installation costs (as well as dismantling) and device maintenance during operation, as production equipment is included in the device for shutting off formation water inflow, therefore, in case of breakdown, it is necessary to remove the entire device from the well.
Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, а также повышением надежности работы устройства для его осуществления.The problem is solved by the method of waterproofing work in the well, which opened the oil-water reservoir, as well as by increasing the reliability of the device for its implementation.
Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет создания качественного водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта, повышение эффективности водоизоляционных работ.The technical result when using the invention will be to increase the duration of the effect of waterproofing works by creating a high-quality waterproofing screen at the border of the oil-water contact, increasing the effectiveness of waterproofing works.
Новизна изобретения заключается в применении компоновки на насосно-компрессорных трубах, состоящей из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м. Надувные пакеры имеют корпусы, в которых имеются каналы в виде отверстий для нагнетания технологической жидкости во внутренние полости, находящиеся между корпусами и резиновыми уплотнительными элементами Резиновые уплотнительные элементы прикреплены к корпусам пакеров с помощью стопорных колец на резьбовых соединениях. В нижнем пакере внутри над буртиком расположена пружина, сверху которой находится подвижная втулка. Сверху подвижная втулка внутри пакера подпирается выступом. Подвижная втулка имеет седло.The novelty of the invention lies in the use of the arrangement on tubing, consisting of two inflatable packers, between which, using couplings, a perforated nozzle from 5 to 9 m long is attached. Inflatable packers have bodies in which there are channels in the form of holes for pumping technological fluids into the internal cavities between the housings and the rubber sealing elements. The rubber sealing elements are attached to the packer bodies using snap rings on the cut. bovyh compounds. In the lower packer inside, above the shoulder there is a spring, on top of which there is a movable sleeve. On top of the movable sleeve inside the packer is supported by a ledge. The movable sleeve has a saddle.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, включает бурение добывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта, спуск обсадной колонны, проведение работ по цементированию и креплению ствола скважины, ожидание времени затвердевания цемента, спуск перфоратора до уровня ВНК, проведение перфорации, спуск компоновки на насосно-компрессорных трубах, состоящей из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК. После спуска компоновки, производится сброс шара в НКТ, производится закачка тампонажного состава в необходимом объеме в колонну НКТ. В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы пакеров находятся в разжатом состоянии, тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка закачивается в пласт на границе ВНК. После проведения работ по закачке тампонажного состава, производится отсоединение колонны НКТ от компоновки, скважина остается на ОЗЦ, после этого в скважину спускается бурильная колонна с фрезой, проводятся работы по разбуриванию компоновки с вымывом металлической стружки и остатков тампонажного состава в скважине на поверхность. По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины до кровли водоизоляционного экрана ставится цементный мост, в скважину спускается перфоратор в интервале нефтенасыщенной части пласта, скважина перфорируется и выводится на режим.The problem and the technical result are achieved in that a method of preventing the influx of formation water in the well that opened the oil and water reservoir includes drilling a production well, opening the oil-saturated part and the water-saturated part of the formation 10 m below the level of oil-water contact, lowering the casing, cementing and securing the wellbore, waiting for the cement to harden, lowering the perforator to the level of the oil and gas complex, perforating, lowering the assembly on tubing, consisting of of two packers of inflatable action, between which, with the help of sleeve connections, a perforated nozzle from 5 to 9 m long is attached, up to the level of the BHK. After the descent of the assembly, the ball is discharged into the tubing, the cement composition is pumped in the required volume into the tubing string. In the process of injecting the grouting composition, the rubber packing elements of the packers are in an uncompressed state, the grouting composition through the perforation holes of the perforated nozzle is pumped into the formation at the boundary of the WOC. After carrying out the injection of the grouting composition, the tubing string is disconnected from the assembly, the well remains at the OZZ, then the drill string with a cutter is lowered into the well, drilling of the assembly with washing out of metal shavings and the remains of the grouting composition in the well to the surface is carried out. At the end of the work being drilled, a cement bridge is placed from the bottom of the well to the roof of the waterproofing screen, a perforator is lowered into the well in the interval of the oil-saturated part of the formation, the well is perforated and put into operation.
При этом в качестве водоизоляционного состава предлагается использовать состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода -остальное [Патент РФ №2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].At the same time, it is proposed to use a composition comprising a microdur R-U, a multifunctional PFM-ISO modifier, F-10 superplasticizer and water at a water-cement ratio of 1 with the following ratio of components, wt. %: microdur R-U 48.75-49.05, multifunctional modifier PFM-ISO 1.0-1.2%, superplasticizer F-10 0.9-1.3%, other water [RF Patent No. 2613067. Composition for repair and insulation works in wells / Leontiev D.S., Kustyshev A.V., Kleschenko I.I. and etc.].
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, включает бурение добывающей скважины (1), вскрытие нефтенасыщенной части (2) и водонасыщенной части (3) пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта (4) (ВНК), спуск обсадной колонны, проведение работ по цементированию и креплению ствола скважины (1), ожидание времени затвердевания цемента (ОЗЦ), спуск перфоратора (5) (например, кумулятивного действия) на кабеле до уровня ВНК (4) и проведение перфорации (6) (фиг. 1).A method for preventing the influx of formation water in a well that has opened a water-oil reservoir involves drilling a producing well (1), opening an oil-saturated part (2) and a water-saturated part (3) of a formation 10 m below the level of water-oil contact (4) (WOC), lowering the casing , cementing and fixing the wellbore (1), waiting for the cement to harden (OZZ), lowering the perforator (5) (for example, cumulative action) on the cable to the level of the drill hole (4) and perforation (6) (Fig. 1 )
Спуск компоновки на насосно-компрессорных трубах (7), состоящей из двух пакеров (8) и (9) надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений (10) и (11) прикреплен перфорированный патрубок (12) длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК (4). Надувные пакеры имеют корпусы (13) и (14), в которых имеются каналы в виде отверстий (15) и (16) для нагнетания технологической жидкости во внутренние полости (17) и (18), находящиеся между корпусами (13)и(14)и резиновыми уплотнительными элементами (19) и (20). Резиновые уплотнительные элементы (19) и (20) прикреплены к корпусам пакеров (13) и (14) с помощью стопорных колец (21) и (22) на резьбовых соединениях. В нижнем пакере (8) внутри над буртиком (23) расположена пружина (24), сверху которой находится подвижная втулка (25). Сверху подвижная втулка (25) внутри пакера (8) подпирается выступом (26). Подвижная втулка (25) имеет седло (27) (фиг. 2).Launching the assembly on tubing (7), consisting of two inflatable packers (8) and (9), between which a perforated pipe (12) from 5 to 9 m in length is attached using coupling joints (10) and (11) , to the level of VNK (4). Inflatable packers have bodies (13) and (14) in which there are channels in the form of holes (15) and (16) for pumping the process fluid into the internal cavities (17) and (18) located between the bodies (13) and (14) ) and rubber sealing elements (19) and (20). The rubber sealing elements (19) and (20) are attached to the packer bodies (13) and (14) by means of the lock rings (21) and (22) on the threaded joints. In the lower packer (8) inside, above the shoulder (23), there is a spring (24), on top of which is a movable sleeve (25). From above, the movable sleeve (25) inside the packer (8) is supported by the protrusion (26). The movable sleeve (25) has a seat (27) (Fig. 2).
После спуска компоновки, производится сброс шара (28) в НКТ (7), шар (28) проходя через колонну НКТ (7), верхний пакер (9), попадает в седло (27) подвижной втулки (25), находящейся внутри пакера (7). После этого производится закачка (29) тампонажного состава в необходимом объеме в колонну НКТ (7) (фиг. 3).After the descent of the layout, the ball (28) is dumped into the tubing (7), the ball (28) passing through the tubing string (7), the upper packer (9), enters the saddle (27) of the movable sleeve (25) located inside the packer ( 7). After that, the cement composition (29) is pumped in the required volume into the tubing string (7) (Fig. 3).
При закачке шар (28), находящийся в седле (27) под действием гидравлического давления тампонажного состава сдавливает подвижную втулку (25) пакера (8), происходит сжатие пружины (24), расположенной над буртиком (23), открывается канал (15). Тампонажный состав, прокачиваясь в канал (15), растягивает резиновый уплотнительный элемент (19) пакера (8), тем самым обеспечивая уплотнение пакер (8) со стенкой обсадной колонны скважины (1). Далее в процессе закачки тампонажный состав поступает в перфорационные отверстия перфорированного патрубка (12), а также в канал (16) верхнего пакера (9). Резиновый уплотнительный элемент (20) пакера (9) начинает растягиваться и уплотняться со стенкой обсадной колонны скважины (1). В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы (19) и (20) пакеров (8) и (9) находятся в разжатом состоянии, тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка (12) закачивается в пласт на границе ВНК (4).When injecting, the ball (28) located in the saddle (27) under the influence of hydraulic pressure of the cement composition compresses the movable sleeve (25) of the packer (8), the spring (24) located above the shoulder (23) is compressed, the channel (15) opens. The grouting composition, pumping into the channel (15), stretches the rubber sealing element (19) of the packer (8), thereby providing a seal to the packer (8) with the wall of the casing of the well (1). Then, during the injection process, the grouting composition enters the perforation holes of the perforated pipe (12), as well as into the channel (16) of the upper packer (9). The rubber sealing element (20) of the packer (9) begins to stretch and compact with the wall of the well casing (1). During the injection of the grouting composition, the rubber sealing elements (19) and (20) of the packers (8) and (9) are in an uncompressed state, the grouting composition through the perforation holes of the perforated nozzle (12) is pumped into the formation at the boundary of the WOC (4).
После проведения работ по закачке тампонажного состава, производится отсоединение колонны НКТ (7) от компоновки, и скважина (1) остается на ОЗЦ. После этого в скважину спускается бурильная колонна (30) с фрезой (31), проводятся работы по разбуриванию компоновки с вымывом металлической стружки и остатков тампонажного состава в скважине (1) на поверхность (фиг. 4).After carrying out the injection of the grouting composition, the tubing string (7) is disconnected from the layout, and the well (1) remains on the borehole assembly. After that, a drill string (30) with a cutter (31) is lowered into the well, work is underway to drill the layout with washing out the metal chips and the remains of the cementing composition in the well (1) to the surface (Fig. 4).
По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины (1) до кровли во до-изоляционного экрана (32) ставится цементный мост (33), в скважину спускается перфоратор (34) в нефтенасыщенную часть (2) пласта (фиг. 5), скважина (1) перфорируется и выводится на режим.At the end of the drilling work, from the bottom of the well (1) to the roof, a cement bridge (33) is placed in the pre-insulating screen (32), a perforator (34) is lowered into the oil-saturated part (2) of the formation (Fig. 5), well (1) ) is perforated and displayed on the mode.
Описание к рисункам:Description to drawings:
1 - скважина;1 - well;
2 - нефтенасыщенная часть пласта;2 - oil-saturated part of the reservoir;
3 - водонасыщенная часть пласта;3 - water-saturated part of the reservoir;
4 - ВНК;4 - VNK;
5 - перфоратор;5 - punch;
6 - перфорация6 - perforation
7 - НКТ;7 - tubing;
8, 9 - пакеры надувного действия;8, 9 - packers of inflatable action;
10, 11 - муфтовые соединения;10, 11 - coupling joints;
12 - перфорированный патрубок;12 - perforated pipe;
13, 14 - корпусы пакеров;13, 14 - packer bodies;
15, 16 - каналы в виде отверстий;15, 16 - channels in the form of holes;
17, 18 - полости;17, 18 - cavity;
19, 20 - резиновые уплотнительные элементы;19, 20 - rubber sealing elements;
21, 22 - стопорные кольца;21, 22 - snap rings;
23 - буртик;23 - a bead;
24 - пружина;24 - spring;
25 - подвижная втулка;25 - movable sleeve;
26 - выступ;26 - ledge;
27 - седло27 - saddle
28 - шар;28 - ball;
29 - направление закачивания тампонажного состава29 - the direction of injection of the cement composition
30 - бурильная колонна;30 - drill string;
31 - фреза;31 - a mill;
32 - водоизоляционный экран32 - waterproof screen
32 - водоизоляционный экран;32 - waterproof screen;
33 - цементный мост;33 - cement bridge;
34 - перфоратор34 - punch
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017133581A RU2665769C1 (en) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017133581A RU2665769C1 (en) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2665769C1 true RU2665769C1 (en) | 2018-09-04 |
Family
ID=63460192
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017133581A RU2665769C1 (en) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2665769C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110965967A (en) * | 2019-12-16 | 2020-04-07 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | Downhole fluid automatic control and water blocking integrated layered oil production pipe column and oil production method |
| RU2795281C1 (en) * | 2023-02-07 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well completion method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011150251A1 (en) * | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir autonomous tubular units |
| RU2444611C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество Татнефть" имени В.Д. Шашина | Isolation method of productive formation from bottom water inflow |
| RU2011135865A (en) * | 2011-08-29 | 2013-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | METHOD FOR INSULATING FLOOR WATER FLOW IN DEPTH AND HORIZONTAL WELLS |
| RU2013135423A (en) * | 2013-07-26 | 2015-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | METHOD OF INSULATION OF SOIL WATER |
| RU2584428C1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-05-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Device for stage cementing of casing strings |
-
2017
- 2017-09-26 RU RU2017133581A patent/RU2665769C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011150251A1 (en) * | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir autonomous tubular units |
| RU2444611C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество Татнефть" имени В.Д. Шашина | Isolation method of productive formation from bottom water inflow |
| RU2011135865A (en) * | 2011-08-29 | 2013-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | METHOD FOR INSULATING FLOOR WATER FLOW IN DEPTH AND HORIZONTAL WELLS |
| RU2013135423A (en) * | 2013-07-26 | 2015-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | METHOD OF INSULATION OF SOIL WATER |
| RU2584428C1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-05-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Device for stage cementing of casing strings |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110965967A (en) * | 2019-12-16 | 2020-04-07 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | Downhole fluid automatic control and water blocking integrated layered oil production pipe column and oil production method |
| RU2795281C1 (en) * | 2023-02-07 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well completion method |
| RU2808347C1 (en) * | 2023-05-23 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for eliminating annular circulation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10738567B2 (en) | Through tubing P and A with two-material plugs | |
| EP1840324B1 (en) | Method and apparatus for selective treatment of a perforated casing | |
| RU2645044C1 (en) | Equipment and operations of movable interface unit | |
| EA025810B1 (en) | Downhole packer and method for completing a wellbore in a subsurface formation | |
| RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
| RU2665769C1 (en) | Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir | |
| RU2405914C1 (en) | Method and device for well flushing | |
| RU2611792C1 (en) | Method for isolation of watered intervals in horizontal section of wellbore | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU174630U1 (en) | COUPLING FOR STAGE CEMENT CEMENTING | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2534118C1 (en) | Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well | |
| RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
| RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
| RU2247824C1 (en) | Method for mounting concrete bridge under pressure in cased well and device for realization of said method | |
| KR101421482B1 (en) | Well completion method | |
| RU2378495C2 (en) | Well filter installation method | |
| RU2661171C1 (en) | Method for isolating the inflow of formation water in an uncased horizontal section of the wellbore | |
| RU2651829C1 (en) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well | |
| RU2444611C1 (en) | Isolation method of productive formation from bottom water inflow | |
| RU2707109C1 (en) | Method for isolation of formation water influx at sections of their supply in wells with horizontal termination | |
| RU2631512C1 (en) | Method for isolating inflow of bottom water in oil wells | |
| RU2021477C1 (en) | Method for well construction |