RU2032067C1 - Method of sealing bed from water inflow - Google Patents
Method of sealing bed from water inflow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2032067C1 RU2032067C1 SU5039387A RU2032067C1 RU 2032067 C1 RU2032067 C1 RU 2032067C1 SU 5039387 A SU5039387 A SU 5039387A RU 2032067 C1 RU2032067 C1 RU 2032067C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- insulating material
- aqueous solutions
- fluid
- viscosity
- forming
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в добывающих и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for limiting water inflows in the production and alignment of the injectivity profile in injection wells.
Известен способ изоляции притока пластовой воды в скважине, включающий доставку тампонажного материала в зону водопритока и задавливание его в пласт с заданным оптимальным расходом [1]. A known method of isolating the influx of formation water in the well, including the delivery of cementing material in the zone of water inflow and crushing it into the reservoir with a given optimal flow rate [1].
Недостатком способа является то, что он распространяется только на однородные тампонажные композиции, которые отверждаются во времени за счет пластовой воды. The disadvantage of this method is that it applies only to homogeneous grouting compositions that cure in time due to formation water.
Известен способ изоляции водопритоков в нефтяном пласте, включающий последовательную закачку предохраняющей жидкости, изолирующего материала и структурообразователя [2]. A known method of isolating water inflows in an oil reservoir, including the sequential injection of a preservative fluid, an insulating material and a structural agent [2].
Недостатком способа является его сложность в части приготовления предохранительной жидкости на основе нефти, а также дозирование и перемешивание компонентов. The disadvantage of this method is its complexity in terms of the preparation of a preservative fluid based on oil, as well as the dosing and mixing of the components.
Цель изобретения - упрощение процесса и улучшение условий для образования водоизолирующего экрана в трещиноватых и резко неоднородных по проницаемости коллекторах. The purpose of the invention is to simplify the process and improve the conditions for the formation of a water-insulating screen in fractured and permeable reservoirs that are sharply inhomogeneous.
Цель достигается тем, что в способе, включающем закачку предохраняющей жидкости, изолирующего материала и структурообразователя при заданном давлении продавки и расходе, предварительно определяют оптимальную скорость продавки в пласт предохраняющей жидкости, изолирующего материала и структурообразователя в зависимости от давления продавки и их расхода, при этом в качестве предохраняющей жидкости и структурообразователя используют однокомпонентные водные растворы, взятые в эквимолярном количестве и образующие осадок или малоподвижный гель при контакте друг с другом, причем вязкость каждого из этих растворов выбирают меньше вязкости изолирующего материала, а после закачки структурообразователя скорость продавки задают из условия, обеспечивающего прорыв структурообразователя через изолирующий материал к предохраняющей жидкости, с последующим уменьшением скорости до величины, обеспечивающей против предохраняющей жидкости через слой изолирующего материала к структурообразователю. The goal is achieved in that in a method that includes injecting a preservative fluid, an insulating material and a structuring agent at a predetermined delivery pressure and flow rate, the optimal flow rate of a preservation fluid, insulating material and structuring agent into a formation is preliminarily determined depending on the selling pressure and their flow rate, while as a preservative fluid and structure-forming agent, one-component aqueous solutions are used, taken in an equimolar amount and forming a precipitate or low mobility contact gel, moreover, the viscosity of each of these solutions is chosen lower than the viscosity of the insulating material, and after injection of the structuring agent, the selling speed is set from the condition that breakthrough of the structuring agent through the insulating material to the preservation fluid, followed by a decrease in speed to a value that provides against preservative fluid through a layer of insulating material to the builder.
При этом в качестве каждой пары предохраняющая жидкость - структурообразователь используют водные растворы щелочи, соды - кремнефтористоводородной кислоты или хлористого кальция-сульфата алюминия, или бихромата калия, натрия, аммония - жидкого стекла, а в качестве изолирующего материала - водные растворы органических или неорганических гелеобразующих реагентов. At the same time, aqueous solutions of alkali, soda - hydrofluoric acid or calcium chloride-aluminum sulfate, or potassium, sodium, ammonium dichromate - water glass, and aqueous solutions of organic or inorganic gelling reagents are used as a preservative-structure-forming pair. .
При пpодавливании в пласте предохраняющей жидкости, изолирующего материала и структурообразователя с определенной заданной скоростью (расходом) последний прорывается кинжальными потоками по трещинам и высокопроницаемым пропласткам через более вязкий (менее подвижный) изолирующий материал и достигает предохраняющей жидкости, с которой моментально образует осадок, тормозящий дальнейшее распространение структурирующего агента, и он начинает проникать в других направлениях от трещин, пронизывать изолирующий агент в порах пласта, образуя экраны со всех сторон канала водопритока и по его сечению. When a preservative fluid, an insulating material, and a structure-forming agent are pressed in the formation at a certain predetermined speed (flow rate), the latter breaks with dagger flows through cracks and highly permeable layers through a more viscous (less mobile) insulating material and reaches the preservation fluid, with which it instantly forms a sediment that inhibits further spread structuring agent, and it begins to penetrate in other directions from cracks, penetrate the insulating agent in the pores of the formation, yn screens on all sides by water inflow channel and along its cross section.
Для обеспечения полноты и максимальной скорости образования тормозящего осадка необходимо соблюдать эквимолекулярность соотношения между предохраняющим и структурирующим агентами, например
6NaOH+H2SiF6__→ 6NaF + Si(OH) +2H2O В этой паре предохраняющей жидкости (раствор NaOH) и структурообразователя (H2SiF6) их соотношение должно быть как 6:1.To ensure the completeness and maximum rate of formation of inhibitory sediment, it is necessary to observe the equimolecularity of the ratio between preservative and structuring agents, for example
6NaOH + H 2 SiF 6 __ → 6NaF + Si (OH) + 2H 2 O In this pair of preservation liquid (NaOH solution) and structure-forming agent (H 2 SiF 6 ) their ratio should be as 6: 1.
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
В скважине, подготовленной к изоляции, определяют приемистость при изменяемых расходах задавливаемой в пласт жидкости, находят оптимальную скорость подачи материала в пласт и с этой скоростью последовательно задавливают предохраняющую жидкость, изолирующий материал и структурообразователь. In a well prepared for isolation, the injectivity is determined at variable flow rates of fluid squeezed into the formation, the optimum feed rate of the material into the formation is found, and at this speed the preservation fluid, the insulating material and the builder are successively crushed.
После вхождения всех компонентов в пласт (по расчету) резко увеличивают скорость продавки до величины, обеспечивающей прорыв структурообразователя через изолирующий материал к предохраняющей жидкости. Это приводит к торможению структурообразователя и распространению его в различных направлениях в массе изолирующего материала, улучшая условия для их взаимодействия и образования изолирующего экрана во всем объеме канала водопритока. After all components have entered the reservoir (according to calculation), the pushing rate is sharply increased to a value that ensures breakthrough of the builder through the insulating material to the preservation fluid. This leads to inhibition of the builder and its distribution in different directions in the mass of insulating material, improving the conditions for their interaction and the formation of an insulating screen in the entire volume of the water inflow channel.
При последующем изменении скорости продавки путем сброса давления и отбора продавочной жидкости происходит прорыв предохраняющей жидкости через слой изолирующего материала и образование осадка с другой стороны изолирующего материала, дополнительно ограничивая его подвижность. With the subsequent change in the flow rate by depressurization and selection of the flowing liquid, the protective fluid breaks through the layer of insulating material and a precipitate forms on the other side of the insulating material, further limiting its mobility.
Повторение циклов продавка - отбор продавочной жидкости приводит к образованию тампона строго в зоне высокопроницаемого участка пласта. The repetition of cycles selling - selection of the selling fluid leads to the formation of a tampon strictly in the zone of a highly permeable section of the reservoir.
Испытания способа в производственных условиях показали эффективное изменение (выравнивание) профиля приемистости и притока в пластах как при использовании органических веществ типа ПАА, КМЦ, гипана, этилсиликата, лигносульфонатов, карбамидных смол, латекса, так и неорганических, гелеобразующих композиций: жидкое стекло, кремнефториды, сульфаты и др. Tests of the method under industrial conditions showed an effective change (leveling) of the injectivity and flow profile in the formations using organic substances such as PAA, CMC, hypane, ethyl silicate, lignosulfonates, urea resins, latex, and inorganic, gel-forming compositions: water glass, silicofluorides, sulfates, etc.
Способ применим для добывающих скважин при ограничении водопритоков различной природы и для нагнетательных скважин при выравнивании профиля приемистости. The method is applicable for producing wells while restricting water inflows of various nature and for injection wells when aligning the injection profile.
Кроме высокой эффективности способ надежно контролируется на всех стадиях процесса по изменению давления закачки, что позволяет обоснованно регулировать время проведения работ и повысить их производительность. In addition to high efficiency, the method is reliably controlled at all stages of the process by changing the injection pressure, which allows you to reasonably adjust the time of work and increase their productivity.
Способ эффективен как в сложнопостроенных, разнородных коллекторах, так и в трещиноватых, карбонатных пластах с резко неравномерной проницаемостью. The method is effective both in complex, heterogeneous reservoirs, and in fractured, carbonate formations with sharply uneven permeability.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5039387 RU2032067C1 (en) | 1992-02-24 | 1992-02-24 | Method of sealing bed from water inflow |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5039387 RU2032067C1 (en) | 1992-02-24 | 1992-02-24 | Method of sealing bed from water inflow |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2032067C1 true RU2032067C1 (en) | 1995-03-27 |
Family
ID=21602830
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5039387 RU2032067C1 (en) | 1992-02-24 | 1992-02-24 | Method of sealing bed from water inflow |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2032067C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2001098627A1 (en) * | 2000-06-21 | 2001-12-27 | Sofitech N.V. | Compositions and processes for treating subterranean formations |
CN108729883A (en) * | 2018-04-24 | 2018-11-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Protect the liquid surface height controlling method and apparatus of liquid |
-
1992
- 1992-02-24 RU SU5039387 patent/RU2032067C1/en active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
1. Авторское свидетельство СССР N 1006720, кл. E 21B 33/13, 1983. * |
2. Авторское свидетельство СССР N 1657609, кл. E 21B 33/13, 1991. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2001098627A1 (en) * | 2000-06-21 | 2001-12-27 | Sofitech N.V. | Compositions and processes for treating subterranean formations |
US7013995B2 (en) | 2000-06-21 | 2006-03-21 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and processes for treating subterranean formations |
CN108729883A (en) * | 2018-04-24 | 2018-11-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Protect the liquid surface height controlling method and apparatus of liquid |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9970265B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
CN110317598B (en) | Enhancement of compact reservoir CO2Flooding effect aqueous solution and preparation method and application method thereof | |
CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
CN103410486B (en) | A kind of three-in-one compound displacement technique for oil field deep transfer drive | |
CN103321606A (en) | Low-permeability fractured reservoir oil well water-plugging and screening method | |
CN106967403A (en) | A kind of oilfield reservoir macropore or special high permeable strip sealing agent and preparation method thereof | |
CN108166960A (en) | A kind of low-permeability oil deposit transfer drive technique step by step | |
RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
CN105683330A (en) | Carbonate-based slurry fracturing with solid acid for unconventional reservoir | |
US3386509A (en) | Plugging highly permeable zones of underground formations | |
US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
Zitha et al. | Control of flow through porous media using polymer gels | |
CN108410439A (en) | A kind of method of gel foam and microemulsions in situ combination application oil well production increasing | |
US3044550A (en) | Method of treating earth formations which are penetrated by a well bore | |
RU2032067C1 (en) | Method of sealing bed from water inflow | |
RU2465446C1 (en) | Method of producing oil in porous fractured reservoirs reducing well product water content | |
US7475727B2 (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
CN103952130A (en) | Temporary blocking gel for low-pressure oil-gas well and preparation method thereof | |
EP2287441A3 (en) | Oil and gas field chemicals | |
RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
RU2131022C1 (en) | Method of treatment of injection wells | |
RU2728401C1 (en) | Acid treatment method of productive formation |