RU2101484C1 - Method for isolation of water inflow in horizontal or inclined producing wells - Google Patents
Method for isolation of water inflow in horizontal or inclined producing wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2101484C1 RU2101484C1 RU97108209A RU97108209A RU2101484C1 RU 2101484 C1 RU2101484 C1 RU 2101484C1 RU 97108209 A RU97108209 A RU 97108209A RU 97108209 A RU97108209 A RU 97108209A RU 2101484 C1 RU2101484 C1 RU 2101484C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- water
- well
- solution
- polyacrylamide
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин. The invention relates to the oil industry and may find application in the isolation of water inflows in horizontal or inclined trunks of production wells.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора кислоты [1]
Известный способ обладает невысокой эффективностью обработки.A known method of processing the bottom-hole zone of a well, comprising injecting an acid solution into the bottom-hole zone [1]
The known method has a low processing efficiency.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты с полиакриламидом [2]
Известный способ недостаточно эффективен. При обработке призабойной зоны в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную изоляцию водопритоков.Closest to the invention in technical essence is a method of processing a bottom-hole zone of a well, comprising injecting an acid solution with polyacrylamide [2]
The known method is not effective enough. When processing the bottom-hole zone in horizontal or inclined shafts of producing wells, it is not possible to process the entire necessary interval and to conduct high-quality isolation of water inflows.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of water inflows in horizontal or inclined trunks of production wells.
Задача решается тем, что в способе изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающем закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты, согласно изобретению, в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и растворы кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт. The problem is solved in that in the method for isolating water inflows in horizontal or inclined trunks of production wells, including injecting a solution of polyacrylamide and acid into the bottomhole zone, according to the invention, a gelling solution of polyacrylamide is used as a solution of polyacrylamide, the injection volumes of the gelling solution of polyacrylamide and acid solutions are forced into the layers water of increased density, operations begin from the far end of the interval of water inflow and are repeated as they move along the interval of water intake ka, carry out technological exposure to form a gel, wash the well with hydrocarbon fluid from the far end of the well. Before isolation of water inflows, the long production interval of the well is filled with acid, technological exposure is carried out in the bath mode and acid is forced into the reservoir.
При изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин возникают трудности обработки значительных по длине обводнившихся интервалов. Традиционные подходы к решению данной проблемы дают весьма невысокий результат по изоляции водопритоков. В результате обводненность нефти в горизонтальных скважинах резко снижается при сохранении общей высокой продуктивности добывающих скважин. В предложенном изобретении решается задача качественной изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин. Задача решается следующей совокупностью операций. When isolating water inflows in horizontal or inclined trunks of producing wells, difficulties arise in processing significant waterlogged intervals. Traditional approaches to solving this problem give a very low result for the isolation of water inflows. As a result, the water cut of oil in horizontal wells is sharply reduced while maintaining the overall high productivity of producing wells. The proposed invention solves the problem of high-quality isolation of water inflows in horizontal or inclined trunks of production wells. The problem is solved by the following set of operations.
Перед проведением операций весьма полезно заполнить дальний продуктивный интервал скважины кислотой, провести технологическую выдержку в режиме ванны и продавить кислоту в пласт. Таким образом увеличивают проницаемость призабойной зоны продуктивных интервалов. В дальнейшем переходят к изоляции водопритоков, расположенных в срединной зоне горизонтальных или наклонных стволов добывающих скважин. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб, располагая перо у дальнего конца источника водопритока. Проводят закачку с продавкой в пласт гелеобразующего раствора полиакриламида с отвердителем. Продавку в пласт осуществляют водой повышенной плотности. Затем проводят закачку с продавкой в пласт раствора кислоты. Продавку в пласт раствора кислоты также осуществляют водой повышенной плотности. Как правило, давление продавки раствора кислоты меньше давления продавки гелеобразующего раствора полиакриламида. Однако постепенно оно повышается. Операции закачки с продавкой в пласт гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты повторяют до повышения давления продавки кислоты до давления продавки гелеобразующего раствора полиакриламида. После этого считают, что обрабатываемый участок обводненного интервала пласта насыщен гелеобразующим раствором полиакриламида. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и повторяют операции. Затем опять поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и вновь повторяют операции, добиваясь изоляции всего интервала водопритоков. Проводят технологическую выдержку для схватывания и отверждения геля полиакриламида в пласте. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до конца скважины и промывают скважину углеводородной жидкостью от остатков растворов. Затем поднимают колонну насосно-компрессорных труб на необходимую по условиям эксплуатации скважины высоту и запускают скважину в эксплуатацию. Before carrying out the operations, it is very useful to fill the long production interval of the well with acid, conduct technological exposure in the bath mode and push the acid into the formation. Thus increase the permeability of the bottom-hole zone of productive intervals. Subsequently, they proceed to isolate water inflows located in the middle zone of horizontal or inclined trunks of production wells. A tubing string is lowered into the well, placing a feather at the far end of the water source. An injection is carried out with a gelling solution of polyacrylamide with a hardener injected into the formation. Selling into the reservoir is carried out with water of increased density. Then, an injection of acid solution into the formation is carried out. Selling a solution of acid into the formation is also carried out with water of increased density. As a rule, the selling pressure of the acid solution is less than the selling pressure of the gelling solution of polyacrylamide. However, it is gradually increasing. The injection operation with the injection into the formation of a gelling solution of polyacrylamide and an acid solution is repeated until the pressure of selling acid to increase the pressure of selling gelling solution of polyacrylamide. After that, it is believed that the treated section of the flooded interval of the formation is saturated with a gelling solution of polyacrylamide. Raise the tubing string by 2-3 m and repeat the operation. Then they again raise the tubing string by 2–3 m and repeat the operations again, achieving isolation of the entire interval of water inflows. Carry out technological exposure for setting and curing the polyacrylamide gel in the reservoir. The tubing string is lowered to the end of the well and the well is washed with hydrocarbon fluid from the residual solutions. Then the tubing string is lifted to the required height according to the operating conditions of the well and the well is put into operation.
В качестве гелеобразующего раствора полиакриламида используют 0,5-0,7% -ный водный раствор полиакриламида с отвердителем хромкалиевыми квасцами. В качестве раствора кислоты используют 10-15%-ный раствор соляной кислоты или ее смесь с плавиковой кислотой. Для продавки в пласт используют воду повышенной плотности, например, солевые растворы. Плотность воды определяется глубиной скважины, пластовым давлением и т.п. Водой повышенной плотности удается продавить растворы глубже в пласт при том же давлении на устье скважины. Технологическую выдержку проводят в течение времени, достаточного для образования геля, как правило, в течение 10-12 ч. Объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты назначают как (4-6):1 соответственно. As a gel-forming solution of polyacrylamide, a 0.5-0.7% aqueous solution of polyacrylamide with hardener chrome-potassium alum is used. As an acid solution, a 10-15% hydrochloric acid solution or a mixture thereof with hydrofluoric acid is used. For selling into the reservoir, water of increased density, for example, saline solutions, is used. The density of water is determined by the depth of the well, reservoir pressure, etc. High-density water manages to push the solutions deeper into the reservoir at the same pressure at the wellhead. Technological exposure is carried out for a time sufficient for gel formation, usually within 10-12 hours. Injection volumes of the gel-forming polyacrylamide solution and the acid solution are prescribed as (4-6): 1, respectively.
Пример 1. Проводят обработку нефтедобывающей скважины с глубиной вертикального и наклонного участка 940 м и длиной горизонтального ствола 270 м. В интервале 80-120 м горизонтального ствола обнаружен водоприток, подлежащий изоляции. В интервале 20-60 м, 183-203 м имеются продуктивные интервалы с притоком нефти, далее имеются продуктивные пропластки с притоками нефти. Таким образом, интервал водопритока находится между продуктивными нефтяными интервалами. Отсечение интервала водопритока повлечет за собой потерю дебита от дальних продуктивных интервалов. Поэтому принято решение об изоляции интервала водопритока. Example 1. An oil well is processed with a vertical and inclined section depth of 940 m and a horizontal wellbore length of 270 m. In the interval of 80-120 m of the horizontal well, a water inflow to be isolated is detected. In the range of 20-60 m, 183-203 m there are productive intervals with oil inflows, then there are productive layers with oil inflows. Thus, the interval of water inflow is between productive oil intervals. Cutting off the water inflow interval will entail a loss of flow rate from long productive intervals. Therefore, a decision was made to isolate the water inflow interval.
Заполняют скважину солевым водным раствором плотностью 1,17 г/см3. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб, располагая перо у дальнего конца источника водопритока, то есть на отметку 120 м. Проводят закачку с продавкой в пласт 15 м3 0,6%-ного водного гелеобразующего раствора полиакриламида с отвердителем в количестве 4,5 кг. Продавку в пласт осуществляют 15 м3 воды плотность 1,17 г/см3. Затем проводят закачку с продавкой в пласт 3 м 12%-ного раствора соляной кислоты. Продавку в пласт раствора кислоты осуществляют 8 м3 воды плотностью 1,17 м3. Давление продавки раствора кислоты 8-10 МПа на устье, давление продавки гелеобразующего раствора полиакриламида до 15 МПа. Проводят еще 1 цикл закачек реагентов с продавками, при этом происходит повышение давления продавки кислоты практически до давления продавки гелеобразующего раствора полиакриламида. После каждого этапа обработки поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и повторяют операции, добиваясь изоляции всего интервала водопритоков длиной 40 м. Проводят технологическую выдержку для схватывания и отверждения геля полиакриламида в пласте в течение 12 ч. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до конца скважины и промывают скважину нефтью от остатков растворов. Затем поднимают колонну насосно-компрессорных труб на необходимую по условиям эксплуатации скважины высоту и запускают скважину в эксплуатацию.Fill the well with a saline water solution with a density of 1.17 g / cm 3 . A string of tubing is lowered into the well, placing the pen at the far end of the source of water inflow, that is, at the mark of 120 m. Injection is carried out with the injection of 15 m 3 of a 0.6% aqueous gelling solution of polyacrylamide with hardener in the amount of 4.5 kg Selling into the reservoir is carried out 15 m 3 water density of 1.17 g / cm 3 . Then, injection is carried out with the sale of 3 m of a 12% hydrochloric acid solution into the formation. Selling into the formation of an acid solution is carried out 8 m 3 of water with a density of 1.17 m 3 . The pressure of the mouth of the acid solution is 8-10 MPa at the mouth, and the pressure of the gel of the polyacrylamide solution is up to 15 MPa. Spend another 1 cycle of injection of reagents with sales, while there is an increase in the pressure of selling acid almost to the pressure of selling gel-forming solution of polyacrylamide. After each processing step, the tubing string is lifted by 2-3 m and the operations are repeated, achieving isolation of the entire water inflow interval of 40 m in length. The process is held to set and cure the polyacrylamide gel in the reservoir for 12 hours. The tubing string is lowered. to the end of the well and wash the well with oil from the remnants of the solutions. Then the tubing string is lifted to the required height according to the operating conditions of the well and the well is put into operation.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Перед проведением изоляционных работ заполняют дальний продуктивный интервал горизонтального ствола скважины 183-203 м и 12%-ным раствором соляной кислоты, проводят технологическую выдержку в режиме ванны в течение 12 ч и продавливают кислоту в пласт водой плотностью 1,17 г/см3.Example 2. Perform, as example 1. Before conducting insulation work, fill the long productive interval of the horizontal wellbore 183-203 m and 12% hydrochloric acid solution, carry out technological exposure in the bath mode for 12 hours and push the acid into the reservoir with water of density 1.17 g / cm 3 .
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин. Application of the proposed method will improve the efficiency of isolation of water inflows in horizontal or inclined trunks of production wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108209A RU2101484C1 (en) | 1997-05-16 | 1997-05-16 | Method for isolation of water inflow in horizontal or inclined producing wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108209A RU2101484C1 (en) | 1997-05-16 | 1997-05-16 | Method for isolation of water inflow in horizontal or inclined producing wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2101484C1 true RU2101484C1 (en) | 1998-01-10 |
| RU97108209A RU97108209A (en) | 1998-05-27 |
Family
ID=20193101
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97108209A RU2101484C1 (en) | 1997-05-16 | 1997-05-16 | Method for isolation of water inflow in horizontal or inclined producing wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2101484C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569101C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of decrease of water inflow to horizontal wells |
| RU2597041C1 (en) * | 2015-08-20 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
-
1997
- 1997-05-16 RU RU97108209A patent/RU2101484C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 420 - 432. 2. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569101C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of decrease of water inflow to horizontal wells |
| RU2597041C1 (en) * | 2015-08-20 | 2016-09-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4869322A (en) | Sequential hydraulic fracturing of a subsurface formation | |
| US2547778A (en) | Method of treating earth formations | |
| US2693854A (en) | Formation of zones of high permeability in low permeability formations | |
| RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| US3709295A (en) | Fracturing of subterranean formations | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| US7419005B2 (en) | Method of stimulating long horizontal wells to improve well productivity | |
| US4129182A (en) | Miscible drive in heterogeneous reservoirs | |
| RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
| RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
| US4848464A (en) | Method to improve use of polymers for injectivity profile control in enhanced oil recovery | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2101484C1 (en) | Method for isolation of water inflow in horizontal or inclined producing wells | |
| US3208522A (en) | Method of treating subterranean formations | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
| RU2206711C1 (en) | Method of water inflows shutoff horizontal and inclined wellbores of producing wells | |
| CN111827949A (en) | Accurate residual oil utilization method for ultra-low permeability sandstone reservoir | |
| RU2208150C1 (en) | Method of bottomhole zone treatment | |
| RU2195545C1 (en) | Method of isolating flushed zones in producing and injection wells | |
| RU2095560C1 (en) | Method for treating down-hole zone of oil bed | |
| RU2114296C1 (en) | Method for treatment of well bottom-hole zone | |
| RU2750806C1 (en) | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation | |
| RU2733561C2 (en) | Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working | |
| RU2176723C1 (en) | Process of isolation of water inflow, absorption zone and sealing pool off |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080517 |