RU2188930C2 - Method of shutoff of water inflow to well - Google Patents
Method of shutoff of water inflow to well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2188930C2 RU2188930C2 RU2000127447A RU2000127447A RU2188930C2 RU 2188930 C2 RU2188930 C2 RU 2188930C2 RU 2000127447 A RU2000127447 A RU 2000127447A RU 2000127447 A RU2000127447 A RU 2000127447A RU 2188930 C2 RU2188930 C2 RU 2188930C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- suspension
- well
- pressure
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, ликвидации заколонных перетоков, ликвидации поглощений при бурении скважин, а также может быть использовано для выравнивания фронта заводнения в нагнетательных скважинах. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for isolating water inflow in oil and gas wells, eliminating annular flows, eliminating absorption during well drilling, and can also be used to level the waterflood front in injection wells.
Одним из основных методов извлечения нефти из пластов на поздних стадиях разработки месторождений является принудительное вытеснение ее водой, закачиваемой под давлением в пласт через нагнетательные скважины. В процессе вытеснения нефти происходит изменение фильтрационных характеристик пластов, которые приводят к возникновению прорывов воды и заколонных перетоков, в результате чего снижается дебит нефти и увеличивается обводненность продукции. One of the main methods for extracting oil from formations in the late stages of field development is to force it out by water being pumped under pressure into the formation through injection wells. In the process of oil displacement, there is a change in the filtration characteristics of the reservoirs, which lead to breakthroughs of water and behind-the-casing flows, as a result of which the oil production rate decreases and the water cut of the product increases.
При гидроизоляционных работах в скважине применяются различные составы, которые закрывают водоприток, но при этом также перекрывают проход нефти к забою скважины. Поэтому после проведения таких работ необходим долгий период освоения скважины, часто даже с повторной перфорацией, которая в свою очередь за счет высоких давлений в призабойной зоне пласта может привести к нарушению герметичности и возобновлению водопритока при низких дебитах нефти. When waterproofing work in the well, various compositions are used that close the water flow, but also block the passage of oil to the bottom of the well. Therefore, after carrying out such work, a long period of well development is necessary, often even with repeated perforation, which, in turn, due to high pressures in the bottomhole formation zone, can lead to leakage and the resumption of water inflow at low oil flow rates.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ изоляции водопритока в скважину, включающий закачку в призабойную зону скважины суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости, продавку в пласт водой и выдержку во времени (см.авт. св. СССР 1501597, Е 21 В 43/22, опубл. 23.10.1991- прототип). The closest in technical essence to the claimed one is a method of isolating water inflow into a well, including injecting a suspension of a water-soluble polymer in an organic fluid into the bottomhole zone of the well, pumping it into the formation with water, and holding in time (see auth. St. USSR 1501597, Е 21 В 43 / 22, publ. 10/23/1991 prototype).
Техническим результатом изобретения является улучшение водоизолирующей способности водорастворимых полимеров при ликвидации прорывов воды в добывающих скважинах, ликвидации заколонных перетоков и ограничения приемистости нагнетательных скважин в широком интервале температур. The technical result of the invention is to improve the water-insulating ability of water-soluble polymers during the elimination of water breakthroughs in production wells, the elimination of casing flows and the limitation of the injectivity of injection wells in a wide temperature range.
Поставленная задача решается тем, что способ изоляции водопритока в скважине включает закачку в призабойную зону скважины суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости, продавку в пласт водой и выдержку во времени, при этом концентрация суспензии равна 21-50 мас.%, в качестве полимера используют полиакриламид и/или его производные, поливиниловый спирт и/или его производные, карбоксиметилцеллюлозу и/или ее производные, создают повышенное давление и выдержку под этим давлением. The problem is solved in that the method of isolating water inflow in the well includes injecting a suspension of a water-soluble polymer in an organic fluid into the bottomhole zone of the well, pumping it into the formation with water and holding for a while, while the concentration of the suspension is 21-50 wt.%, Polyacrylamide is used as the polymer and / or its derivatives, polyvinyl alcohol and / or its derivatives, carboxymethyl cellulose and / or its derivatives, create increased pressure and exposure under this pressure.
В скважину закачивают 0,5-4,0 м3 суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости на каждый погонный метр эффективной мощности пласта.0.5-4.0 m 3 suspension of a water-soluble polymer in an organic fluid is pumped into the well for each running meter of effective formation power.
В качестве органической жидкости используют безводную нефть, дистиллят, керосин, газойль, гексан, бензин, конденсат, дизельное топливо. Anhydrous oil, distillate, kerosene, gas oil, hexane, gasoline, condensate, diesel fuel are used as an organic liquid.
Давление закачки суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости на устье скважины составляет 1,0-40,0 МПа. The injection pressure of a suspension of a water-soluble polymer in an organic fluid at the wellhead is 1.0-40.0 MPa.
В качестве продавочной жидкости используется вода с водородным показателем рН 4-12. As a squeezing liquid, water with a pH of 4-12 is used.
Время выдержки под давлением составляет 3-72 ч. The exposure time under pressure is 3-72 hours
Концентрационные пределы суспензии и ее объем подбирается в зависимости от вида осложнения в скважине, пористости, проницаемости пласта, дебита и степени обводненности, типа и состава пластовых вод и эффективной мощности пласта. The concentration limits of the suspension and its volume are selected depending on the type of complication in the well, porosity, permeability of the formation, flow rate and degree of water cut, type and composition of the formation water and the effective thickness of the formation.
Перед использованием в скважине подбирается необходимый объем суспензии водорастворимого полимера, количество и вид полимера. Данный состав тщательно перемешивается в осреднительной емкости и закачивается в пласт. В качестве органической жидкости может служить: нестабильный бензин, дизельное топливо, гексан, нефть и т.п. Before using in the well, the required volume of the suspension of water-soluble polymer, the amount and type of polymer are selected. This composition is thoroughly mixed in averaging tank and pumped into the reservoir. The following can serve as an organic liquid: unstable gasoline, diesel fuel, hexane, oil, etc.
Продавка суспензии водорастворимого полимера в пласт производится водой с водородным показателем рН 4-12 и выдерживается под давлением в течение 3-72 ч. В это время происходит замещение органической жидкости водой, при взаимодействии с которой полимер резко набухает и увеличивается в объеме, превращаясь в плотную каучукообразную массу, и перекрывает доступ воде из зоны нарушения к забою скважины. При попадании суспензии полимера в нефтеносную часть пласта набухания полимера не происходит, т.к. вследствие ее более низкой проницаемости, чем в зоне нарушения, замещение нефти водой происходит гораздо медленнее и при освоении скважины эта часть полимера обратным потоком жидкости выносится из призабойной зоны пласта. The suspension of a water-soluble polymer in the reservoir is sold with water with a pH of 4-12 and is kept under pressure for 3-72 hours. At this time, the organic fluid is replaced by water, during the interaction with which the polymer swells and increases in volume, turning into a dense rubbery mass, and blocks access to water from the zone of violation to the bottom of the well. When the polymer suspension enters the oil-bearing part of the formation, polymer swelling does not occur, because due to its lower permeability than in the disturbance zone, oil is replaced by water much more slowly and during development of the well this part of the polymer is removed from the bottom-hole zone of the formation by the reverse fluid flow.
Именно данные концентрации водорастворимого полимера, объемы суспензии и режимы закачки обеспечивают реализацию технического результата. It is these concentrations of water-soluble polymer, the volume of the suspension and the injection regimes that ensure the implementation of the technical result.
Примеры конкретного выполнения
Для определения тампонирующей способности предлагаемого состава были проведены лабораторные исследования. Методика исследований была следующей.Case Studies
To determine the plugging ability of the proposed composition, laboratory studies were conducted. The research methodology was as follows.
Через насыпные модели различной проницаемости 1000; 2000; 3000 мкм2 прокачивалась суспензия водорастворимого полимера с концентрацией 21%; 25%; 40%; 50% и 55%. В качестве органической жидкости для приготовления суспензии использовалось дизельное топливо.Through bulk models of
После закачки суспензий водорастворимых полимеров (полиакриламида с молекулярной массой 2х106, карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-85/700 и поливинилового спирта), производилась выдержка во времени в водной среде в течение 5 ч, прокачивалась вода до полного вытеснения продуктов реакции и определялось максимальное давление вытеснения.After the suspension of suspensions of water-soluble polymers (polyacrylamide with a molecular weight of 2 × 10 6 , carboxymethyl cellulose of the KMTs-85/700 brand and polyvinyl alcohol) was pumped, the mixture was held in water for 5 h in time, water was pumped until the reaction products were completely displaced, and the maximum displacement pressure was determined.
В табл. 1 представлены данные по давлению вытеснения суспензий полиакриламида с молекулярной массой 2•106 разных концентраций из насыпных моделей, МПа.In the table. Figure 1 presents data on the pressure of the displacement of suspensions of polyacrylamide with a molecular weight of 2 • 10 6 different concentrations from bulk models, MPa.
В табл.2 представлены данные по давлению вытеснения суспензий КМЦ 85/700 разных концентраций из насыпных моделей, МПа. Table 2 presents data on the pressure of displacement of CMC 85/700 suspensions of different concentrations from bulk models, MPa.
В табл. 3 представлены данные по давлению вытеснения суспензий поливинилового спирта разных концентраций из насыпных моделей, МПа. In the table. 3 presents data on the pressure of displacement of suspensions of polyvinyl alcohol of various concentrations from bulk models, MPa.
Анализ результатов лабораторных работ (табл.1, 2, 3) показывает, что применение суспензий полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы и поливинилового спирта в органической жидкости повышают гидроизоляционную способность предлагаемого состава. An analysis of the results of laboratory work (Tables 1, 2, 3) shows that the use of suspensions of polyacrylamide, carboxymethyl cellulose and polyvinyl alcohol in an organic liquid increases the waterproofing ability of the proposed composition.
Пример 10
Для проверки эффективности данного состава в промысловых условиях была проведена обработка скважины 3404 Ермаковского месторождения. Интервал перфорации - 5 м, заколонный переток из низлежащего водяного пласта, приемистость 500 м3/сут при давлении 4,0 МПа.Example 10
To verify the effectiveness of this composition under field conditions, the 3404 well of the Ermakovskoye field was treated. The perforation interval is 5 m, the annular flow from the underlying water reservoir, the injection rate of 500 m 3 / day at a pressure of 4.0 MPa.
Для ликвидации заколонного перетока было приготовлено 100 кг полиакриламида с молекулярной массой 2•106. Затем приготовленный состав был размешан в 5 м3 безводной нефти и закачан в пласт. Продавка проводилась технической водой с рН 6,5 в объеме 6,0 м3 при давлении 2,0 МПа. После обработки скважина была оставлена на реагирование сроком на 6 ч, после чего была проведена опрессовка при давлении 8,0 МПа. Скважина герметична, заколонный переток ликвидирован.To eliminate the annular flow, 100 kg of polyacrylamide with a molecular weight of 2 • 10 6 were prepared. Then the prepared composition was mixed in 5 m 3 of anhydrous oil and pumped into the reservoir. Selling was carried out with industrial water with a pH of 6.5 in a volume of 6.0 m 3 at a pressure of 2.0 MPa. After treatment, the well was left to react for a period of 6 hours, after which pressure testing was carried out at a pressure of 8.0 MPa. The well is tight, the annular flow is eliminated.
Пример 11
Для ограничения водопритока была проведена обработка скважины 24157 Самотлорского месторождения. Интервал перфорации 10 м, общий дебит 120 м3/сут, обводненность 98%, дебит нефти 2 т/сут. В скважину закачали суспензию полиакриламида с молекулярной массой 2•106, из них безводной нефти в 10 м3, полиакриламида 100 кг. Продавка проводилась водой с рН 8,0 в объеме 20,0 м3 при давлении 5,5 МПа. В конце продавки давление выросло до 10,0 МПа. После запуска скважины в работу общий дебит составил 40 м3/cут, обводненность 81%, дебит нефти 6,3 т/сут.Example 11
To limit water inflow, well 24157 of the Samotlor field was treated. Perforation interval 10 m, total production rate 120 m 3 / day, water cut 98%, oil production rate 2 t / day. A suspension of polyacrylamide with a molecular weight of 2 • 10 6 was pumped into the well, of which anhydrous oil in 10 m 3 , polyacrylamide 100 kg. Selling was carried out with water with a pH of 8.0 in a volume of 20.0 m 3 at a pressure of 5.5 MPa. At the end of the sale, the pressure rose to 10.0 MPa. After the well was put into operation, the total production rate was 40 m 3 / day, the water cut was 81%, and the oil production rate was 6.3 tons / day.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000127447A RU2188930C2 (en) | 2000-11-02 | 2000-11-02 | Method of shutoff of water inflow to well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000127447A RU2188930C2 (en) | 2000-11-02 | 2000-11-02 | Method of shutoff of water inflow to well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2188930C2 true RU2188930C2 (en) | 2002-09-10 |
RU2000127447A RU2000127447A (en) | 2002-10-20 |
Family
ID=20241692
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000127447A RU2188930C2 (en) | 2000-11-02 | 2000-11-02 | Method of shutoff of water inflow to well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2188930C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2558565C1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Oil production increase method |
EA023095B1 (en) * | 2013-06-10 | 2016-04-29 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Белгорхимпромэнерго" | Method for vertical shaft sinking in water-encroached, unstable rocks |
RU2811109C1 (en) * | 2023-06-06 | 2024-01-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Polymer composition for water isolation |
-
2000
- 2000-11-02 RU RU2000127447A patent/RU2188930C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA023095B1 (en) * | 2013-06-10 | 2016-04-29 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Белгорхимпромэнерго" | Method for vertical shaft sinking in water-encroached, unstable rocks |
RU2558565C1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Oil production increase method |
RU2811109C1 (en) * | 2023-06-06 | 2024-01-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Polymer composition for water isolation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO332336B1 (en) | Process for the Treatment of Sustained Feeding Annulus Pressure in a Feeding Annulus in an Underground Well with Top-Down Surface Injection of Fluids and Additives | |
CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
US10125308B1 (en) | Saltwater-based fracturing fluid | |
GB2151235A (en) | Process for the production of partially hydrolyzed aqueous polymer solutions | |
US4580627A (en) | Oil recovery process and system | |
Akstinat | Polymers for enhanced oil recovery in reservoirs of extremely high salinities and high temperatures | |
Zhao et al. | Using associated polymer gels to control conformance for high temperature and high salinity reservoirs | |
Fletcher et al. | Formation damage from polymer solutions: factors governing injectivity | |
RU2188930C2 (en) | Method of shutoff of water inflow to well | |
Castagno et al. | Method for laboratory and field evaluation of a proposed polymer flood | |
CN111394078A (en) | Foam uniform acid and preparation method and use method thereof | |
Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
US4687586A (en) | Oil recovery process and system | |
US4503909A (en) | Oil recovery process and system | |
RU2266394C1 (en) | Well killing foaming composition | |
RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2213215C1 (en) | Method of development of nonuniform permeable formations | |
RU2104392C1 (en) | Method and liquid for plugging of well | |
SU1423723A1 (en) | Composition for cleaning well from sand plug | |
RU2157880C1 (en) | Composition for insulation of water inflow in well | |
RU2173776C2 (en) | Composition for exposing productive formation and method for utilization thereof | |
RU2145379C1 (en) | Method of selective water shutoff in well | |
RU2764512C1 (en) | Method for processing boreholes during production of gas from low-temperature, low-permeable and mudded formations | |
RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20120618 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151103 |
|
BF4A | Cancelling a publication of earlier date [patents] |
Free format text: PUBLICATION IN JOURNAL SHOULD BE CANCELLED |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171103 |