RU2114990C1 - Method for isolation of water inflow in oil producing well - Google Patents
Method for isolation of water inflow in oil producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2114990C1 RU2114990C1 RU96112794A RU96112794A RU2114990C1 RU 2114990 C1 RU2114990 C1 RU 2114990C1 RU 96112794 A RU96112794 A RU 96112794A RU 96112794 A RU96112794 A RU 96112794A RU 2114990 C1 RU2114990 C1 RU 2114990C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- water inflow
- composition
- compound
- oil
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения и изоляции водопритоков в скважинах. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for limiting and isolating water inflows in wells.
Известен способ ограничения притока пластовой воды, заключающийся в закачке в водоносные каналы пласта гидрофобных вязких жидкостей (вязкие нефти, нефтемазутные смеси, водонефтяные эмульсии) [1]. Существенный недостаток известного способа - экранирующий состав под воздействием напора пластовых вод быстро (в течение 1 - 2 месяцев) выдавливается обратно в ствол скважины. There is a method of limiting the influx of formation water, which consists in pumping hydrophobic viscous fluids (viscous oils, oil-oil mixtures, oil-water emulsions) into aquifers of a formation [1]. A significant drawback of the known method is that the shielding composition under the influence of reservoir water pressure is quickly (within 1 - 2 months) squeezed back into the wellbore.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ изоляции зон осложнений, включающий спуск и установку в интервале водопритока металлического профильного перекрывателя [2]. В процессе установки стенки перекрывателя плотно прижимаются к стенке обсадной колонны или к материалу пласта (открытый забой) в интервале водопритока и механически изолирует поступление воды в ствол скважины. Closest to the technical nature of the claimed is a method of isolating the zones of complications, including the descent and installation in the interval of water inflow metal profile shutoff [2]. During installation, the walls of the overlap are tightly pressed against the wall of the casing or to the formation material (open bottom) in the interval of water inflow and mechanically isolates the flow of water into the wellbore.
Однако применение данного способа изоляции в условиях горизонтального ствола скважины имеет существенный недостаток, заключающийся в возможности быстрого прорыва воды в горизонтальный ствол вдоль стенок перекрывателя. Последнее объясняется тем, что горизонтальный ствол, как правило, пробурен вдоль напластования пород, а в этом направлении фильтруемость жидкостей в 2. ..10 раз превышает фильтруемость поперек напластования пород. Поэтому пластовая вода легко фильтруется по напластованию пород вдоль стенок перекрывателя и прорывается в полость горизонтального ствола. However, the use of this method of isolation in a horizontal wellbore has a significant drawback, consisting in the possibility of a quick breakthrough of water into a horizontal wellbore along the walls of the shutoff. The latter is explained by the fact that the horizontal trunk is drilled, as a rule, along the bedding of rocks, and in this direction the filterability of liquids is 2. ..10 times higher than the filterability across the bedding. Therefore, formation water is easily filtered by bedding along the walls of the overlapper and breaks into the cavity of the horizontal trunk.
Задача настоящего изобретения - повышение эффективности изоляции водопритоков в полость горизонтального ствола скважины. The objective of the present invention is to increase the efficiency of isolation of water inflows into the cavity of a horizontal wellbore.
Поставленная задача достигается тем, что в описываемом способе изоляции водопритоков, включающем спуск и установку в интервале водопритока перекрывателя, перед установкой перекрывателя в каналы водопритока закачивают гидрофобный водонерастворимый состав вязкостью 200 - 1700 мПа • с при скорости сдвига 2 - 145 с-1, причем после закачки состава его выдерживают в каналах водопритока под действием для структурного упрочения состава.The problem is achieved in that in the described method of isolating water inflows, including the descent and installation of a shutoff in the interval of water inflow, a hydrophobic water-insoluble composition with a viscosity of 200 - 1700 mPa · s is pumped into the water inflow channels at a shear rate of 2 - 145 s -1 , and then after injection of the composition is maintained in the channels of water inflow under the action for structural strengthening of the composition.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что отличительные признаки нового способа изоляции водопритока являются необходимым и достаточным условием, характеризующим новизну объекта изобретения. В доступной нам научно-технической литературе и на практике заявляемый способ изоляции водопритоков в скважинах с горизонтальными стволами не описан и не применялся, поэтому он отвечает критерию "новизна". Comparative analysis with the prototype shows that the distinguishing features of a new method of isolating water inflow are a necessary and sufficient condition characterizing the novelty of the object of the invention. In the scientific and technical literature available to us and in practice, the claimed method for isolating water inflows in wells with horizontal shafts has not been described and has not been applied, therefore, it meets the criterion of "novelty."
Предлагаемый способ - новая совокупность функционально-взаимосвязанных операций. Без предварительной закачки в водоносный интервал горизонтального ствола скважины высоковязкого, гидрофобного, водонерастворимого, упрочняющегося состава установка металлического профильного перекрывателя в этом интервале не решает технической проблемы. Вода по напластованию пород вдоль стенок перекрывателя огибает его и прорывается в полость горизонтального ствола. Без установки металлического перекрывателя в интервал водопритока (после закачки в этот интервал пласта высоковязкого, гидрофобного, упрочняющегося, водонерастворимого состава) проблема также не решается. Напор пластовых вод постепенно выдавливает жидкий состав обратно в ствол скважины. Поэтому взаимодополняющие друг друга операции гидродинамического и механического экранирования зоны осложнения позволяют успешно решить поставленную задачу. The proposed method is a new set of functionally interconnected operations. Without preliminary injection of a highly viscous, hydrophobic, water-insoluble, hardening composition into the aquifer of a horizontal wellbore, the installation of a metal profile shutoff in this interval does not solve the technical problem. Water by bedding of rocks along the walls of the overlapper goes around it and breaks into the cavity of the horizontal trunk. Without the installation of a metal shutter in the interval of water inflow (after injection of a highly viscous, hydrophobic, hardening, water-insoluble composition into this interval), the problem is also not solved. The pressure of the formation water gradually squeezes the liquid composition back into the wellbore. Therefore, the complementary operations of hydrodynamic and mechanical shielding of the complication zone can successfully solve the problem.
Экранирующий эффект создается за счет гидрофобной (не смачивающейся водой) природы материала состава, а также особых его реологических свойств. Состав не растворяется водой и слабо размывается в пластовых условиях под напором вод. Пока вода не размоет гидрофобную оторочку в пласте, а на этой уйдет, по расчетам, не менее 3 - 5 лет, вода не дойдет до "основного" водоизолирующего экрана - металлического перекрывателя. В то же время за счет гидрофобизации стенок поровых каналов данный высоковязкий состав снижает фазовую проницаемость породы пласта по воде. Экранирующий эффект усиливается за счет набора реологической структуры состава во времени. The shielding effect is created due to the hydrophobic (not wettable by water) nature of the material composition, as well as its special rheological properties. The composition is not soluble in water and slightly eroded in reservoir conditions under the pressure of water. Until the water rinses out the hydrophobic rim in the reservoir, and this one takes, according to calculations, at least 3 to 5 years, the water does not reach the "main" waterproofing screen - a metal shutter. At the same time, due to hydrophobization of the walls of the pore channels, this highly viscous composition reduces the phase permeability of the formation rock in water. The screening effect is enhanced by a set of rheological structure of the composition over time.
Но главное, экранирующий эффект по закачки состава сохраняется во времени за счет создания механического барьера выдавливанию состава в горизонтальный ствол под действием напора пластовых вод. But most importantly, the screening effect of the injection of the composition is maintained over time due to the creation of a mechanical barrier to squeezing the composition into a horizontal well under the influence of the pressure of the formation water.
Применение вместо металлического перекрывателя традиционных быстротвердеющих материалов (цемент, полимеры, смолы и т.д.) для создания экранирующей пробки (функцию которой выполняет металлический перекрыватель) исключается по причине возможности зацементирования полости горизонтального ствола и создания чрезвычайных осложнений в работе скважины. The use of traditional quick-hardening materials instead of a metal shutter (cement, polymers, resins, etc.) to create a shielding plug (the function of which is a metal shutter) is excluded due to the possibility of cementing the horizontal well cavity and creating extreme complications in the well operation.
Таким образом, взаимосвязанная совокупность операций, составляющая отличительный признак заявляемого способа, позволяет достигать нового технического эффекта, заключающегося в возможности проведения высокоэффективных водоизоляционных работ в горизонтальном стволе нефтедобывающих скважин. Аналогичных решений данной проблемы в мире пока нет. Вышеизложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию "существенные отличия". Thus, the interconnected set of operations that make up the hallmark of the proposed method, allows to achieve a new technical effect, which consists in the possibility of conducting highly effective waterproofing work in a horizontal trunk of oil wells. There are no similar solutions to this problem in the world yet. The above allows us to conclude that the proposed method meets the criterion of "significant differences".
В качестве высоковязкого водонерастворимого состава можно использовать гидрофобные эмульсии, например,
1) нефть - 30 - 49% об., пластовая вода - 50 - 68% об., эмульгатор-гидрофобизатор - 1 - 2% об.;
2) нефть - 35, 51% об., раствор хлорида натрия или хлорида магния - 47 - 63% об., эмульгатор-гидрофобизатор - 2% об.;
3) нефть - 33 - 42% об., раствор хлорида кальция - 64...57% об., эмульгатор-гидрофобизатор - 1 - 3% об.;
4) нефть - 36 - 40% об. раствор нитрата кальция - 62 - 57% об., эмульгатор-гидрофобизатор - 2 - 3% об.As a highly viscous water-insoluble composition, hydrophobic emulsions can be used, for example,
1) oil - 30 - 49% vol., Produced water - 50 - 68% vol., Emulsifier-water repellent - 1 - 2% vol .;
2) oil - 35, 51% vol., A solution of sodium chloride or magnesium chloride - 47 - 63% vol., Emulsifier-water repellent - 2% vol .;
3) oil - 33 - 42% vol., A solution of calcium chloride - 64 ... 57% vol., Emulsifier-water repellent - 1 - 3% vol .;
4) oil - 36 - 40% vol. calcium nitrate solution - 62 - 57% vol., emulsifier-water repellent - 2 - 3% vol.
Вязкость составов регулируется изменением водомасляного отношения в диапазоне от 200 до 1700 мПа • с при скорости сдвига 2 - 145 с-1. При вязкости менее 200 мПа • с экранирующий эффект состава резко падает, а при вязкости более 1700 мПа • с составы технически не могут быть закачаны в пласт.The viscosity of the compositions is regulated by changing the oil-water ratio in the range from 200 to 1700 mPa • s at a shear rate of 2 - 145 s -1 . At a viscosity of less than 200 mPa • s, the screening effect of the composition drops sharply, and at a viscosity of more than 1700 mPa • s, the compositions cannot technically be injected into the reservoir.
Сопоставительный анализ эффективности известного способа (прототипа) и предлагаемого способа изоляции водопритоков в горизонтальном стволе проведен в условиях промыслового эксперимента на скв. N 11451 "Г" Омбийского месторождения НГДУ "Заинскнефть". Длина горизонтального ствола нефтедобывающей скважины - 330 м. Диаметр открытого горизонтального ствола - 6 дюймов. Толщина продуктивного пласта (верейский горизонт) - 8 - 12 м. Дебит скважины - 12 м3/сут. Обводненность - 95%.A comparative analysis of the effectiveness of the known method (prototype) and the proposed method for isolating water inflows in a horizontal wellbore was carried out under the conditions of a field experiment in a well. N 11451 "G" of the Ombi field of the oil and gas production department "Zainskneft". The horizontal length of an oil well is 330 m. The diameter of an open horizontal well is 6 inches. The thickness of the reservoir (Verey horizon) is 8 - 12 m. The flow rate of the well is 12 m 3 / day. The water content is 95%.
В интервале водопритока (155 - 165 м от забоя) на НКТ спустили профильный перекрыватель длиной 20 м. Агрегатом при давлении 160 - 180 атм профильный перекрыватель "раздули" до трубы круглого сечения диаметром 6 дюймов. Стенки металлического перекрывателя очень плотно прижались к материалу пласта в интервале 150 - 170 м от забоя, перекрыв интервал водопритока. In the interval of water inflow (155 - 165 m from the bottom), a profile muffler 20 m long was lowered onto the tubing. With a unit at a pressure of 160 - 180 atm, the profile muffler was "inflated" to a 6-inch diameter circular pipe. The walls of the metal shutter pressed very tightly to the formation material in the range of 150 - 170 m from the bottom, blocking the interval of water inflow.
Скважина была пущена в эксплуатацию. Замеры через 10 дней показали следующие параметры: дебит по жидкости 12 м3сут, обводненность - 95%, т.е. изоляции водопритока в горизонтальном стволе не было достигнуто. Вода просто "обошла" профильный перекрыватель по напластованию вдоль стенок перекрывателя. После развальцовывания перекрыватель был снят и поднят на поверхность.The well was put into operation. Measurements after 10 days showed the following parameters: fluid flow rate of 12 m 3 days, water cut - 95%, i.e. isolation of water in the horizontal trunk was not achieved. Water simply “circumvented” the profile cutter by bedding along the walls of the shutter. After flaring, the overlap was removed and raised to the surface.
По спущенным НКТ до отметки 160 м от забоя закачали 43 м3 гидрофобной эмульсии следующего состава, % об.: нефть - 35, пластовая девонская вода - 63, эмультал - 2. Вязкость состава при скорости сдвига 145 с-1 - 950 мПа • с. Количество эмульсии примерно соответствовало расчетному количеству, необходимому для создания кольцевой оболочки вокруг горизонтального ствола из высоковязкой эмульсии диаметром от подошвы до кровли продуктивного пласта (расчетное количество равно 40 м3 по принятой трещинопоровой модели пласта). Давление закачки было равно: 40 атм в начале закачки эмульсии и 130 атм в конце продавки эмульсии в водоносный интервал. При закачке эмульсии в пласт был зарегистрирован скачок давления со 100 до 130 атм, что указывало на достижение высоковязкой эмульсии плотных пород в кровле и подошве пласта. После выдержки эмульсии в каналах водопритока под давлением в течение одного часа (время, необходимое для структурного упрочнения эмульсии) НКТ были подняты на поверхность. В интервал водопритока на НКТ спустили профильный перекрыватель на 6 дюймов. "Раздули" перекрыватель в интервале 150 - 170 м от забоя при давлении 185 атм.43 m 3 of the hydrophobic emulsion of the following composition was pumped up to 160 m from the bottom using a run-down tubing,% vol .: oil - 35, reservoir Devonian water - 63, emulsion - 2. The viscosity of the composition at a shear rate of 145 s -1 - 950 MPa • s . The amount of emulsion approximately corresponded to the estimated amount needed to create an annular shell around a horizontal trunk from a highly viscous emulsion with a diameter from the sole to the top of the producing formation (estimated amount is 40 m 3 according to the accepted fracture-pore model of the formation). The injection pressure was equal to: 40 atm at the beginning of the emulsion injection and 130 atm at the end of the emulsion discharge into the aquifer. When the emulsion was pumped into the formation, a pressure jump from 100 to 130 atm was recorded, which indicated the achievement of a highly viscous emulsion of dense rocks in the roof and bottom of the formation. After holding the emulsion in the channels of water inflow under pressure for one hour (the time required for structural hardening of the emulsion), the tubing was raised to the surface. In the interval of water inflow on the tubing, a profile cutter of 6 inches was lowered. The fan was "inflated" in the range of 150 - 170 m from the bottom at a pressure of 185 atm.
Скважина N 11451 "Г" была пущена в эксплуатацию с дебитом 9 м3/сут и обводненностью продукции 17% (попутно поступающая с нефтью жидкость). Исследования показали полную герметичность перекрывателя вдоль стенок и торцов. Эффект сохраняется более 220 суток и продолжается.Well N 11451 "G" was put into operation with a flow rate of 9 m 3 / day and a water cut of 17% (along with the liquid coming from the oil). Studies have shown the complete tightness of the overlap along the walls and ends. The effect persists for more than 220 days and continues.
Динамика изменения технологических показателей работы скважины N 11451 "Г" убедительно показывает высокую эффективность и надежность нового предлагаемого способа изоляции водопритоков в горизонтальном стволе нефтедобывающих скважин. Таким образом, предлагаемый новый способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе может, при широком внедрении, принести существенный народнохозяйственный эффект. The dynamics of technological performance indicators of the well N 11451 "G" convincingly shows the high efficiency and reliability of the new proposed method for isolating water inflows in a horizontal well of oil producing wells. Thus, the proposed new method for isolating water inflows in a horizontal trunk can, with widespread adoption, bring a significant economic effect.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96112794A RU2114990C1 (en) | 1996-06-18 | 1996-06-18 | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96112794A RU2114990C1 (en) | 1996-06-18 | 1996-06-18 | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2114990C1 true RU2114990C1 (en) | 1998-07-10 |
| RU96112794A RU96112794A (en) | 1998-09-27 |
Family
ID=20182402
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96112794A RU2114990C1 (en) | 1996-06-18 | 1996-06-18 | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2114990C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447265C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well operation |
| RU2480574C1 (en) * | 2011-08-29 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Design of low-angle or horizontal well with possibility of control of inflow and selective water isolation |
| RU2531985C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir |
| RU2554962C1 (en) * | 2014-05-08 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for interval acidising of horizontal well using carbonate reservoir |
| RU2560018C1 (en) * | 2014-07-08 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well |
| RU2570179C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole |
| RU2724828C1 (en) * | 2019-05-06 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of fastening bottom-hole zone of reservoir |
| RU2817425C1 (en) * | 2023-11-02 | 2024-04-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of limiting water influx into well |
-
1996
- 1996-06-18 RU RU96112794A patent/RU2114990C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Сидоров И.А. и др. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограни чения отбора воды. Обзорная информация, серия НД, вып. 1. - М.: ВНИИО ЭНГ, 1984, с. 26 - 33. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447265C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well operation |
| RU2480574C1 (en) * | 2011-08-29 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Design of low-angle or horizontal well with possibility of control of inflow and selective water isolation |
| RU2531985C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir |
| RU2554962C1 (en) * | 2014-05-08 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for interval acidising of horizontal well using carbonate reservoir |
| RU2560018C1 (en) * | 2014-07-08 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well |
| RU2570179C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole |
| RU2724828C1 (en) * | 2019-05-06 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of fastening bottom-hole zone of reservoir |
| RU2817425C1 (en) * | 2023-11-02 | 2024-04-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of limiting water influx into well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4665982A (en) | Formation fracturing technique using liquid proppant carrier followed by foam | |
| US2784787A (en) | Method of suppressing water and gas coning in oil wells | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| RU2114990C1 (en) | Method for isolation of water inflow in oil producing well | |
| US5484018A (en) | Method for accessing bypassed production zones | |
| US4664191A (en) | Minimizing formation damage during gravel pack operations | |
| US3327783A (en) | Consolidation in incompetent stratum | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2247825C1 (en) | Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
| RU2059064C1 (en) | Method for insulating gas stratum | |
| SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
| RU2722750C1 (en) | Downhole filter with soluble element | |
| RU2757383C1 (en) | Well completion method | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2762321C1 (en) | Technology for the development of a highly permeable reservoir bed saturated with gas and underlain by reservoir water | |
| RU2263777C1 (en) | Method for bottom water isolation in producing well | |
| US3245468A (en) | Method for creating a barrier around a well | |
| RU2109935C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed | |
| RU2164588C1 (en) | Process of operation of well | |
| RU2704087C2 (en) | Method of well operation and device for implementation thereof | |
| RU2735008C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones |