RU2237797C1 - Method for isolating water influx areas in a well - Google Patents
Method for isolating water influx areas in a well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2237797C1 RU2237797C1 RU2003101462/03A RU2003101462A RU2237797C1 RU 2237797 C1 RU2237797 C1 RU 2237797C1 RU 2003101462/03 A RU2003101462/03 A RU 2003101462/03A RU 2003101462 A RU2003101462 A RU 2003101462A RU 2237797 C1 RU2237797 C1 RU 2237797C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer composition
- water
- well
- cement slurry
- areas
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции зон водопритока в скважине.The invention relates to the oil industry, in particular to the isolation of water inflow zones in a well.
Известен способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий закачку в скважину цементного раствора [1].A known method of isolating zones of water inflow in the well, including the injection into the well of a cement mortar [1].
Недостатком способа является то, что ввиду непосредственного контакта цементного раствора с пластовой водой в зоне водопритока происходит нарушение его первоначальной концентрации и, как следствие, разрушение изолирующего барьера.The disadvantage of this method is that due to the direct contact of the cement with the produced water in the zone of water inflow, its initial concentration is violated and, as a result, the insulating barrier is destroyed.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ изоляции водопритока в скважине, включающий последовательную закачку в зону водопритока вязкоупругого состава и цементного раствора [2].Closest to the proposed invention is a method of isolating water inflow in a well, comprising sequentially injecting a viscoelastic composition and cement mortar into the water inflow zone [2].
Недостатком известного способа является то, что в процессе остановки закачки (выдержки) происходит межпластовый переток и разбавление вязкоупругого состава пластовой водой, в результате нарушается первоначальная концентрация вязкоупругого состава и, как следствие, ухудшается устойчивость образующегося изолирующего барьера.The disadvantage of this method is that in the process of stopping the injection (holding), inter-reservoir flow occurs and the viscoelastic composition is diluted with produced water, as a result, the initial concentration of the viscoelastic composition is violated and, as a result, the stability of the resulting insulating barrier is impaired.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции зон водопритока путем увеличения устойчивости изолирующего барьера.An object of the invention is to increase the efficiency of isolation of zones of water inflow by increasing the stability of the insulating barrier.
Задача решается тем, что в способе изоляции зон водопритока в скважине, включающем последовательную закачку в зону водопритока полимерного состава и цементной суспензии, согласно изобретению полимерный состав имеет время отверждения 90-120 минут, закачку цементной суспензии осуществляют после закачки разделительной жидкости, проявляющей одновременно свойства отвердителя полимерного состава и ускорителя схватывания цементной суспензии, причем до и после разделительной жидкости дополнительно осуществляют закачку подушек пресной воды.The problem is solved in that in a method for isolating water inflow zones in a well, comprising sequentially injecting a polymer composition and a cement slurry into the water inflow zone, according to the invention, the polymer composition has a curing time of 90-120 minutes, the cement slurry is injected after injecting the release fluid, which simultaneously exhibits hardener properties the polymer composition and the accelerator of setting the cement slurry, moreover, before and after the separation liquid, they additionally pump fresh water pads.
Известно, что наиболее эффективно слои внутрипоровой воды могут быть подавлены мономерными соединениями, которые способны активно внедряться в свободный объем пор либо в слои рыхлосвязанной воды и прочно удерживать воду на внутрипоровой поверхности породы [3]. Для этого используют маловязкие (не более 15-20 мПа·с), легко фильтрующиеся водоограничивающие полимерные составы при условии отверждения в порах пласта и не отверждения их в стволе скважины. В идеале необходимо произвести быстрое отверждение мономерного соединения до полимерного состояния сразу после попадания в водонасыщенную часть пласта. Однако по технологическим причинам время отверждения выбирают в пределах 90-120 мин. По кривым восстановления [4] продолжительность снижения давления после закачки и соответственно время прекращения межпластового перетока и перемешивания закачанных жидкостей в призабойной зоне пласта составляет 15-30 мин (1000-2000 с). То есть это время, до истечения которого необходимо завершить процесс отверждения. Иначе мономерное соединение неизбежно будет разбавляться пластовой водой. Еще хуже дело с цементной суспензией, время начала схватывания которой составляет 6-8 часов, а конец - 16-24 часа. Сутью предлагаемого изобретения является внутрипластовое смешивание полимерного состава, содержащего штатный отвердитель, с дополнительным количеством отвердителя для ускорения отверждения и предотвращения размыва пластовой водой. Практически одновременно происходит смешивание переднего фронта закачиваемой цементной суспензии с разделительной жидкостью (ускорителем схватывания), что предотвращает размыв корки цементной суспензии. Это достигается последовательной и непрерывной закачкой полимерного состава, разделительной жидкости (проявляющей одновременно свойства отвердителя и ускорителя) и цементной суспензии. Таким образом, в данном предложении ликвидируется техническое противоречие, обусловленное необходимостью иметь технологически безопасный срок отверждения полимерного состава - 90-120 мин, и необходимость быстрого отверждения полимерного состава до завершения процесса смешивания пластовых жидкостей в течение 15-30 мин. То же касается и цементной суспензии.It is known that the most effective layers of intra-pore water can be suppressed by monomeric compounds, which are able to actively penetrate into the free volume of pores or into layers of loose-bound water and hold water firmly on the inter-pore surface of the rock [3]. To do this, use low-viscosity (not more than 15-20 MPa · s), easily filtered, water-limiting polymer compositions provided that they are cured in the pores of the formation and not cured in the wellbore. Ideally, it is necessary to quickly cure the monomer compound to the polymer state immediately after it enters the water-saturated part of the formation. However, for technological reasons, the curing time is selected in the range of 90-120 minutes. According to the recovery curves [4], the duration of pressure reduction after injection and, accordingly, the time for inter-reservoir flow to stop and mixing the injected fluids in the bottomhole formation zone is 15-30 minutes (1000-2000 s). That is, this is the time before which it is necessary to complete the curing process. Otherwise, the monomer compound will inevitably be diluted with formation water. Even worse is the case with a cement slurry, the setting time of which is 6-8 hours, and the end is 16-24 hours. The essence of the invention is the in-situ mixing of the polymer composition containing a standard hardener, with an additional amount of hardener to accelerate curing and prevent erosion of formation water. Almost at the same time, the leading edge of the injected cement slurry is mixed with the separation fluid (setting accelerator), which prevents erosion of the crust of the cement slurry. This is achieved by sequential and continuous injection of a polymer composition, a separation fluid (which simultaneously exhibits hardener and accelerator properties) and a cement slurry. Thus, this proposal eliminates the technical contradiction caused by the need to have a technologically safe curing time of the polymer composition - 90-120 minutes, and the need to quickly cure the polymer composition until the process of mixing the formation fluids is completed within 15-30 minutes. The same applies to cement slurry.
Пример конкретного исполнения. По справочнику или опытным путем подбирают разделительную жидкость, проявляющую одновременно свойства отвердителя и ускорителя. Например, для ацетоноформальдегидной смолы по ТУ 2228-006-48090685-2002 штатным отвердителем является водный раствор щелочи NaOH. Одновременно этот же раствор щелочи является ускорителем схватывания цементной суспензии [5]. Для пары кремнийорганическое соединение - цементная суспензия разделительной жидкостью, проявляющей одновременно свойства отвердителя и ускорителя, является водный раствор хлористого алюминия. Для пары карбамидоформальдегидная смола - цементная суспензия разделительной жидкостью также является водный раствор хлористого алюминия. Предварительно готовят полимерный состав со сроком отверждения (90-120 мин), обеспечивающим безопасность закачки в скважину. Необходимый объем полимерного состава и цементной суспензии для изоляции и отключения отдельных пропластков и пластов определяют опытным путем, исходя из условий разработки и особенностей геологического строения продуктивных пластов (проницаемости продуктивного пласта и пласта-обводнителя, степени их трещиноватости и величин пластового давления, мощности продуктивного пласта и перфорированной ее части и т.п.). Например, для условий нефтяных месторождений ОАО "Татнефть" при изоляции пластовых вод, поступающих по затрубному пространству, объем полимерного состава выбирают по данным таблицы.An example of a specific implementation. According to the reference book or empirically, a separation liquid is selected that exhibits both the properties of the hardener and the accelerator. For example, for acetone-formaldehyde resin according to TU 2228-006-48090685-2002, the standard hardener is an aqueous solution of alkali NaOH. At the same time, the same alkali solution is an accelerator for setting cement slurry [5]. For a pair of organosilicon compounds - cement slurries, the separating liquid, which simultaneously exhibits the properties of hardener and accelerator, is an aqueous solution of aluminum chloride. For a pair of urea-formaldehyde resin - cement suspension, the separation liquid is also an aqueous solution of aluminum chloride. A polymer composition is preliminarily prepared with a curing period (90-120 min), which ensures the safety of injection into the well. The required volume of the polymer composition and cement slurry for isolating and disconnecting individual layers and formations is determined empirically, based on the development conditions and the geological structure of the productive formations (permeability of the productive formation and the water-flooding layer, the degree of their fracturing and formation pressure values, the productivity of the reservoir and perforated parts thereof, etc.). For example, for the conditions of the oil fields of OAO TATNEFT when isolating formation water flowing through the annulus, the volume of polymer composition is selected according to the table.
В скважину закачивают выбранный объем полимерного состава, подушку из 0,2 м пресной воды, затем разделительную жидкость в объеме, равном половине объема полимерного состава. Для пары ацетоноформальдегидная смола - суспензия цемента это будет водный раствор NaOH, проявляющий одновременно свойства отвердителя и ускорителя схватывания. Для приготовления 1,5 м3 полимерной смеси со временем отверждения 90-120 мин необходимо взять 1,35 м3 ацетоноформальдегидной смолы и добавить 0,15 м3 10%-ного водного раствора NaOH. В этом случае объем разделительной жидкости из 10%-ного водного раствора NaOH составит 0,75 м3. При смешении в порах пласта полимерного состава с дополнительным количеством отвердителя происходит его быстрое отверждение. Время отверждения 1,5 м3 полимерного состава при добавке дополнительно 0,6 м3 отвердителя составит от 1 до 3 мин. Затем закачивают подушку из 0,2 м3 пресной воды и расчетное количество суспензии цемента. Суспензия цемента более чувствительна к добавкам ускорителя схватывания. Подушка пресной воды необходима лишь для предотвращения смешивания компонентов в заливочной трубе. В остальном предлагаемый способ не отличается от стандартной технологии закачки водоизолирующих материалов.The selected volume of the polymer composition, a pillow of 0.2 m fresh water, is then pumped into the well, then a release liquid in a volume equal to half the volume of the polymer composition. For a pair of acetone-formaldehyde resin - a suspension of cement, this will be an aqueous solution of NaOH, which simultaneously exhibits the properties of a hardener and a setting accelerator. To prepare 1.5 m 3 of the polymer mixture with a cure time of 90-120 min, 1.35 m 3 of acetone-formaldehyde resin must be taken and 0.15 m 3 of a 10% aqueous NaOH solution added. In this case, the volume of separation liquid from a 10% aqueous NaOH solution will be 0.75 m 3 . When the polymer composition is mixed in the pores of the formation with an additional amount of hardener, it rapidly cures. The curing time of 1.5 m 3 of the polymer composition with the addition of an additional 0.6 m 3 of hardener will be from 1 to 3 minutes. Then a pillow of 0.2 m 3 of fresh water and the calculated amount of a suspension of cement are pumped. A cement slurry is more sensitive to setting accelerator additives. A fresh water cushion is only necessary to prevent the components from mixing in the filling pipe. Otherwise, the proposed method does not differ from the standard technology for the injection of waterproofing materials.
Источник информацииSourse of information
1. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. - М.: Недра, 1986, с.198.1. Molchanov A.G. Underground well repair. - M .: Nedra, 1986, p.198.
2. Патент РФ №2111337, Е 21 В 33/13, 20.05.98, БИ №14.2. RF patent No. 2111337, Е 21 В 33/13, 05/20/98, BI No. 14.
3. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П., Изоляционные работы при заканчивают и эксплуатации нефтяных скважин. - М.: ОАО Издательство “Недра”, 1998, с.26, 2-й абзац.3. Kleshenko II, Grigoryev AV, Telkov AP, Insulation work at the end and the operation of oil wells. - M .: Nedra Publishing House OJSC, 1998, p.26, 2nd paragraph.
4. Васильев В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. Справочник рабочего. М.: Недра, 1989, с.119, рис.53-б.4. Vasiliev V.N., Petrov A.I. Technique and technology for determining the parameters of wells and reservoirs. Reference worker. M .: Nedra, 1989, p.119, fig. 53-b.
5. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987, с.198, таблица 4.1.5. Danyushevsky B.C., Aliyev P.M., Tolstykh I.F. Reference guide for cementing materials. - 2nd ed., Revised. and add. - M .: Nedra, 1987, p.198, table 4.1.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003101462/03A RU2237797C1 (en) | 2003-01-20 | 2003-01-20 | Method for isolating water influx areas in a well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003101462/03A RU2237797C1 (en) | 2003-01-20 | 2003-01-20 | Method for isolating water influx areas in a well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003101462A RU2003101462A (en) | 2004-07-20 |
RU2237797C1 true RU2237797C1 (en) | 2004-10-10 |
Family
ID=33537509
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003101462/03A RU2237797C1 (en) | 2003-01-20 | 2003-01-20 | Method for isolating water influx areas in a well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2237797C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467156C2 (en) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Method of bottom-hole region lining |
RU2483193C1 (en) * | 2011-11-29 | 2013-05-27 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Well repair method |
RU2492317C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-09-10 | Сергей Семенович Демичев | Method to increase well productivity |
RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
-
2003
- 2003-01-20 RU RU2003101462/03A patent/RU2237797C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467156C2 (en) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Method of bottom-hole region lining |
RU2483193C1 (en) * | 2011-11-29 | 2013-05-27 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Well repair method |
RU2492317C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-09-10 | Сергей Семенович Демичев | Method to increase well productivity |
RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8235116B1 (en) | Well remediation using surfaced mixed epoxy | |
US4964465A (en) | Method employing liquidized sand for controlling lost circulation of drilling fluids | |
US3861467A (en) | Permeable cementing method | |
US10316636B2 (en) | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permearle mortar | |
US7975764B2 (en) | Emulsion system for sand consolidation | |
US3862663A (en) | Method for stabilizing incompetent oil-containing formations | |
US3119448A (en) | Permeable well cement | |
WO2005123871A2 (en) | Formation consolidation process | |
CA2985188A1 (en) | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar | |
US3646998A (en) | Method and compositions for stabilizing incompetent oil-containing formations | |
RU2237797C1 (en) | Method for isolating water influx areas in a well | |
US20190040309A1 (en) | Controlling proppant flowback using resin chemistry for acid fracturing | |
US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2382174C1 (en) | Well absorption zone sealing method | |
RU2286447C2 (en) | Method for water influx isolation in horizontal producing well bore | |
CN111433316A (en) | Method for producing a conducting channel in a fracture geometry | |
US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2768864C1 (en) | Method for increasing the productivity of wells | |
RU2324807C2 (en) | Well inflow areas isolation technique | |
WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
RU2412333C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string of well | |
US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 28-2004 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100121 |