RU2247825C1 - Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well - Google Patents
Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2247825C1 RU2247825C1 RU2003125523/03A RU2003125523A RU2247825C1 RU 2247825 C1 RU2247825 C1 RU 2247825C1 RU 2003125523/03 A RU2003125523/03 A RU 2003125523/03A RU 2003125523 A RU2003125523 A RU 2003125523A RU 2247825 C1 RU2247825 C1 RU 2247825C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- highly viscous
- hydrophobic liquid
- water inflow
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока и изоляции пластовых и закачиваемых вод в добывающих скважинах с горизонтальными стволами.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods of limiting water inflow and isolating produced and injected water in producing wells with horizontal shafts.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в закачке цементной суспензии в пути водопритоков (Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т.Булгаков, А.Ш.Газизов и др. М: Недра, 1976, с.90).A known method of isolating the influx of formation water, which consists in pumping cement slurry in the path of water inflows (Restriction of the influx of formation water into oil wells / R.T. Bulgakov, A.Sh. Gazizov, etc. M: Nedra, 1976, p.90).
Существенный недостаток известного способа в условиях горизонтального ствола - возможность блокирования нефтенасыщенной части пласта цементом. Кроме этого, появляется возможность зацементирования полости горизонтального ствола и создания чрезвычайных осложнений в работе добывающей скважины из-за технической невозможности удаления цементного моста или “уипстока”.A significant drawback of the known method in a horizontal wellbore is the possibility of blocking the oil-saturated part of the formation with cement. In addition, it becomes possible to cement the cavity of the horizontal well and create extreme complications in the operation of the producing well due to the technical impossibility of removing the cement bridge or “whipstock”.
Известен способ ограничения притока пластовой воды, заключающийся в закачке в водоносные каналы пласта гидрофобных вязких жидкостей (вязкие нефти, нефтемазутные смеси, водонефтяные эмульсии) (Сидоров И.А., Поддубный Ю.А., Кан В.А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды. М: ВНИИОЭНГ, 1984, с.2б-33\О.И.сер.НД, вып.1).There is a method of limiting the influx of formation water, which consists in injecting hydrophobic viscous fluids (viscous oils, oil-oil mixtures, water-oil emulsions) into the aquifers of a reservoir (Sidorov I.A., Poddubny Yu.A., Kan V.A. Impact on the bottomhole zone of wells in order to limit water withdrawal. M: VNIIOENG, 1984, p.2b-33 \ O.I. ser.ND, issue 1).
Существенный недостаток известного способа заключается в том, что экранирующий состав под воздействием напора пластовых вод быстро (в течение месяца) выдавливается обратно в ствол скважины.A significant disadvantage of this method is that the shielding composition under the influence of the pressure of formation water is quickly (within a month) squeezed back into the wellbore.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины, включающий спуск колонны труб, закачку высоковязкой гидрофобной жидкости в интервал водопритока пласта (патент №2114990 Е 21 В 43/32,33/13. Опубл. 10.07.1998, 4 с.).The closest in technical essence to the claimed method is a method of isolating water inflow in a horizontal well of a producing well, including lowering a pipe string, injecting highly viscous hydrophobic fluid into the interval of water inflow of the formation (Patent No. 2114990 E 21 V 43 / 32,33 / 13. Publ. 10.07. 1998, 4 pp.).
Данный способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе имеет ряд недостатков, в частности его эффективность полностью зависит от точного инструментального предварительного определения интервала водопритока, что является серьезной технической проблемой; его эффективность снижается при наличии двух и более интервалов водопритока по длине горизонтального ствола; необходимость спуска в скважину и установки дорогостоящего металлического профильного перекрывателя (после закачки в пласт гидрофобной высоковязкой жидкости) существенно снижает технологичность и повышает стоимость всей операции.This method of isolating water inflow in a horizontal trunk has a number of disadvantages, in particular, its effectiveness completely depends on the exact instrumental preliminary determination of the interval of water inflow, which is a serious technical problem; its effectiveness is reduced in the presence of two or more intervals of water inflow along the length of the horizontal trunk; the necessity of lowering the well and installing an expensive metal profile shutoff (after injecting hydrophobic highly viscous fluid into the formation) significantly reduces manufacturability and increases the cost of the entire operation.
Технической задачей является повышение эффективности изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины за счет увеличения надежности блокирующего эффекта при регулируемом направленном воздействии на интервалы водопритока пласта, а также повышения технологичности и экономичности предлагаемого технического решения.The technical task is to increase the efficiency of isolation of water inflow in the horizontal well of the producing well by increasing the reliability of the blocking effect with controlled directional impact on the intervals of water inflow of the reservoir, as well as improving the manufacturability and efficiency of the proposed technical solution.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим спуск колонны труб, закачку в интервал водопритока пласта оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости. Новым является то, что после спуска колонны труб при открытой задвижке на межтрубье всю полость горизонтального ствола заполняют высоковязкой гидрофобной жидкостью, затем при закрытой указанной задвижке производят указанную закачку при объеме оторочки 2-10 м3 высоковязкой гидрофобной жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока, а после нее при открытой указанной задвижке производят закачку в скважину изолирующего состава располагая его напротив интервала водопритока, закрывают указанную задвижку и продавливают изолирующий состав в интервал водопритока высоковязкой гидрофобной жидкостью, причем плотность изолирующего состава равна плотности высоковязкой гидрофобной жидкости или отклоняется не более, чем на 60 кг/м3, а вязкость гидрофобной жидкости равна от 750 мПа·с до 2500 мПа·с при скорости сдвига 2-600 с-1. Также новым является то, что в качестве изолирующего состава применяют твердеющий в пласте кислоторастворимый или легкоразбуриваемый состав.The problem is solved by the described method, including the descent of the pipe string, injection into the interval of water inflow of the formation of the rim of a highly viscous hydrophobic liquid. What is new is that after lowering the pipe string with an open gate valve on the annulus, the entire cavity of the horizontal barrel is filled with a highly viscous hydrophobic liquid, then, with the closed gate valve closed, the indicated injection is carried out with a rim volume of 2-10 m 3 of high viscosity hydrophobic liquid per 1 meter of water inflow interval, and after it, with the specified gate valve open, the insulating composition is injected into the well by placing it opposite the water inflow interval, the specified gate is closed and the insulating structure is forced through AV in the interval of water inflow with a highly viscous hydrophobic liquid, and the density of the insulating composition is equal to the density of a highly viscous hydrophobic liquid or deviates by no more than 60 kg / m 3 and the viscosity of the hydrophobic liquid is from 750 mPa · s to 2500 mPa · s at a shear rate of 2 600 s -1 . Also new is the fact that an acid-soluble or easily soluble composition hardening in the formation is used as an insulating composition.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ обладает отличительными признаками, отсутствующими у известного способа изоляции водопритока. Эти признаки обеспечивают соответствие нового технического решения критерию “новизна”. При сравнении способа не только с прототипом, но и другими известными техническими решениями в области водоизоляционных работ в добывающих скважинах не обнаружены решения, обладающие совпадающими с отличительными признаками предполагаемого изобретения, выполняющие аналогичную техническую задачу. Это позволяет сделать вывод о соответствии нового технического решения критерию “изобретательский уровень”.Comparative analysis with the prototype shows that the inventive method has distinctive features that are absent in the known method of isolation of water inflow. These features ensure that the new technical solution meets the criterion of "novelty." When comparing the method not only with the prototype, but also with other well-known technical solutions in the field of waterproofing works in producing wells, no solutions were found that have the same characteristics as the proposed invention, performing a similar technical task. This allows us to conclude that the new technical solution meets the criterion of "inventive step".
В заявляемом способе решается задача повышения эффективности изоляции водопритока в полости протяженного горизонтального ствола добывающих скважин. Задача решается тремя взаимосвязанными подходами - регулируемым направленным химическим воздействием на водоносные интервалы пласта путем их надежного тампонирования двухслойным жидким (гидрофобным, т.е. водонерастворимым) и твердым экраном, приданием определенных заранее заданных физико-химических свойств применяемым материалам и качественным изменением функций применяемых материалов.The claimed method solves the problem of increasing the efficiency of isolation of water inflow in the cavity of an extended horizontal trunk of producing wells. The problem is solved by three interrelated approaches - controlled directed chemical action on the aquifers of the reservoir by their reliable plugging with a two-layer liquid (hydrophobic, i.e. water insoluble) and a solid screen, imparting certain predetermined physicochemical properties to the materials used and a qualitative change in the functions of the materials used.
Предлагаемый способ - новая совокупность функционально-взаимосвязанных операций, составляющая отличительные признаки заявляемого способа: 1) после спуска колонны труб закачивают в скважину и располагают в полости горизонтального ствола высоковязкую гидрофобную (водонерастворимую) жидкость, что позволяет регулировать направление последующей закачки водосодержащих материалов в нужные интервалы пласта; 2) закачка оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости в объеме 2-10 м3 на 1 погонный метр интервала водопритока позволяет отодвинуть фронт прорвавшейся воды и создать мощный гидрофобный экран вокруг горизонтального ствола; 3) закачка в скважину при открытой задвижке на межтрубье и расположение напротив интервала водопритока изолирующего состава; 4) закрытие задвижки на межтрубье с последующей направленной продавкой изолирующего состава в интервал водопритока. В случае необходимости в полости горизонтального ствола производится или разбуривание “мягкого моста”, или растворение образовавшегося “уипстока” кислотой.The proposed method is a new set of functionally interconnected operations that make up the distinguishing features of the proposed method: 1) after the descent of the pipe string, a highly viscous hydrophobic (water-insoluble) liquid is pumped into the well in the horizontal cavity, which allows you to adjust the direction of the subsequent injection of water-containing materials at the desired intervals of the formation ; 2) injection of a rim of a highly viscous hydrophobic liquid in a volume of 2-10 m3 per 1 linear meter of the water inflow interval allows you to push the front of the erupted water and create a powerful hydrophobic screen around the horizontal trunk; 3) injection into the well with an open gate valve on the annulus and the location of an insulating composition opposite the water inflow interval; 4) closing the valve on the annulus with the subsequent directed sale of the insulating composition in the interval of water inflow. If necessary, either a “soft bridge” is drilled in the cavity of the horizontal trunk, or the formed “stockstock” is dissolved with acid.
Новые свойства способа: применение высоковязкой гидрофобной жидкости, твердеющего в пласте легкоразбуриваемого или кислоторастворимого изолирующего состава с указанными параметрами (вязкость гидрофобной жидкости от 750 до 2500 мПа с при скорости сдвига 2-600 с-1, плотность изолирующего состава равна плотности высоковязкой гидрофобной жидкости или с отклонением не более, чем на 60 кг/м3) в предлагаемой технологической последовательности позволяет: 1. направленно закачать в интервал водопритока любой протяженности и в любом месте горизонтального ствола экранирующую высоковязкую гидрофобную жидкость и твердеющий изолирующий состав без применения сложной системы пакеров; 2. изолирующий жидкий (но твердеющий в пласте) состав при закачке в интервал водопритока не растекается по полости горизонтального ствола, а удерживается в фиксированном интервале водопритока с двух сторон высоковязкой гидрофобной жидкостью, выполняющей роль своеобразного “жидкого” пакера; 3. изолирующий состав в предлагаемом способе уже не является по своей сущности изоляционным элементом в технологии, он выполняет функцию своеобразной пробки, закрывающей выход в скважину гидрофобной высоковязкой оторочки. Поэтому материал подобран твердеющим при выдержке в пласте под давлением (жидкий сразу вытечет обратно в скважину, а следом вытечет под напором вод и гидрофобная жидкость). Одновременно с этим необходимо и следующее свойство изолирующего состава: 4. изолирующий состав (при необходимости) легко разбуривается или растворяется кислотой, это совершенно необходимое качество в условиях горизонтального ствола, т.к. твердеющие составы могут образовывать в полости горизонтального ствола искусственные “мосты” или “уипстоки”, убрать которые (при применении традиционных цементных и полимерных составов) чрезвычайно сложно в условиях горизонтального ствола. Необходимо отметить и экономичность предлагаемого способа, отпадает дорогостоящая операция установки металлических перекрывателей. Совокупность отмеченных свойств и признаков, несомненно повышает технологичность и экономичность нового способа по сравнению с известными решениями.New properties of the method: the use of a highly viscous hydrophobic fluid that hardens in the formation of a readily soluble or acid-soluble insulating composition with the indicated parameters (the viscosity of a hydrophobic fluid is from 750 to 2500 mPa s at a shear rate of 2-600 s -1 , the density of the insulating composition is equal to the density of a highly viscous hydrophobic fluid or deviation of not more than 60 kg / m 3) in the proposed process sequence allows: 1. directionally pumped into the water inflow slot of any length, anywhere HORIZONTAL Nogo shielding barrel highly viscous hydrophobic liquid and curing the insulating composition without the use of complex systems of packers; 2. insulating liquid (but hardening in the reservoir) composition, when injected into the water inflow interval, does not spread along the cavity of the horizontal wellbore, but is kept in a fixed water inflow interval on both sides by a highly viscous hydrophobic liquid acting as a kind of “liquid” packer; 3. The insulating composition in the proposed method is no longer in essence an insulating element in the technology, it performs the function of a kind of plug closing the outlet to the well of a hydrophobic highly viscous rim. Therefore, the material is selected to harden when held in the reservoir under pressure (the liquid immediately flows back into the well, and then the hydrophobic liquid also flows under the pressure of water). At the same time, the following property of the insulating composition is necessary: 4. The insulating composition (if necessary) is easily drilled or dissolved with acid, this is an absolutely necessary quality in the conditions of a horizontal barrel, because hardening compounds can form artificial “bridges” or “whipstocks” in the cavity of a horizontal trunk, which are extremely difficult to remove (using traditional cement and polymer compositions) in a horizontal trunk. It should be noted and the efficiency of the proposed method, there is no costly operation of installing metal ceilings. The combination of the noted properties and features undoubtedly increases the manufacturability and efficiency of the new method in comparison with the known solutions.
Предлагаемый способ позволяет достичь нового технического эффекта, заключающегося в возможности за одну скважино-операцию провести высокоэффективные, относительно малозатратные водоизоляционные работы в полости горизонтального ствола с использованием только химических, жидких и твердеющих материалов без специальных технических приспособлений и устройств. Аналогичных решений данной актуальной проблемы в мире пока нет.The proposed method allows to achieve a new technical effect, which consists in the possibility for one well operation to carry out highly effective, relatively low-cost waterproofing works in the cavity of a horizontal wellbore using only chemical, liquid and hardening materials without special technical devices and devices. There are no similar solutions to this urgent problem in the world yet.
В качестве высоковязкой гидрофобной жидкости можно использовать гидрофобные концентрированные эмульсии, например:As a highly viscous hydrophobic liquid, hydrophobic concentrated emulsions can be used, for example:
1. нефть - 28-47% об., пластовая минерализованная вода - 50-70% об., эмульгатор-стабилизатор - 2-3% об.;1. oil - 28-47% vol., Formation mineralized water - 50-70% vol., Emulsifier-stabilizer - 2-3% vol .;
2. нефть - 33-42% об., раствор хлорида кальция - 57-64% об., эмульгатор-стабилизатор - 1-3% об.;2. oil - 33-42% vol., A solution of calcium chloride - 57-64% vol., Emulsifier-stabilizer - 1-3% vol .;
3. нефть - 35-51% об., техническая (подтоварная) маломинерализованная вода - 47-63% об., эмульгатор-стабилизатор - 2% об.3. oil - 35-51% vol., Technical (commercial) low-saline water - 47-63% vol., Emulsifier-stabilizer - 2% vol.
Вязкость жидкости регулируется изменением водомасляного соотношения в диапазоне 750-2500 мПа с при скорости сдвига 2-600 с-1. При вязкости менее 750 мПа с экранирующий эффект жидкости недостаточный, а при вязкости более 2500 мПа·с жидкость технически не может быть закачана в пласт. Выбранный диапазон скоростей сдвига характеризует реальные условия закачки жидкости в скважину.The viscosity of the fluid is controlled by changing the oil-water ratio in the range of 750-2500 mPa s at a shear rate of 2-600 s -1 . At a viscosity of less than 750 mPa s, the screening effect of the fluid is insufficient, and at a viscosity of more than 2500 mPa · s, the fluid technically cannot be pumped into the reservoir. The selected range of shear rates characterizes the actual conditions of fluid injection into the well.
Регламентируется соотношение плотностей высоковязкой гидрофобной жидкости и изолирующего твердеющего состава; они должны быть равными или с отклонением по величине друг от друга в любую сторону не более, чем на 60 кг/м3. Этот отличительный признак, наряду с регламентируемой вязкостью гидрофобной жидкости, исключает растекаемость изолирующего состава в полости горизонтального ствола и обеспечивает устойчивое расположение этого состава строго в интервале зоны водопритока, т.е. направленность и управляемость процессом изоляции водопритока. Разница в плотностях более 60 кг/м3 уже не позволяет удерживать изолирующий состав в расчетном интервале, и жидкости перемешиваются.The density ratio of a highly viscous hydrophobic liquid and an insulating hardening composition is regulated; they should be equal to or with a deviation in size from each other in any direction by no more than 60 kg / m 3 . This distinguishing feature, along with the regulated viscosity of the hydrophobic fluid, eliminates the spreadability of the insulating composition in the cavity of the horizontal trunk and ensures a stable location of this composition strictly in the interval of the water inflow zone, i.e. orientation and controllability of the process of isolation of water inflow. The difference in densities of more than 60 kg / m 3 does not allow to keep the insulating composition in the design interval, and the liquids are mixed.
Важными отличительными признаками заявляемого способа являются качество и физико-химические свойства изолирующего состава. Состав при закачке в скважину и в пласт должен быть жидким, одновременно с этим он должен в дальнейшем в пласте стать твердым, одновременно состав после отверждения должен быть легкоудаляемым из полости горизонтального ствола бурением или растворением, например кислотой; в тоже время регламентировалась плотность изолирующего состава по сравнению с высоковязкой гидрофобной жидкостью.Important distinguishing features of the proposed method are the quality and physico-chemical properties of the insulating composition. When injected into the well and into the formation, the composition must be liquid, at the same time it must later become solid in the formation, at the same time, the composition after curing must be easily removed from the cavity of the horizontal well by drilling or dissolving, for example, acid; at the same time, the density of the insulating composition was regulated in comparison with a highly viscous hydrophobic liquid.
В качестве подобного изолирующего состава могут быть использованы следующие рецептуры: твердеющий в пласте пеноцементномеловой, легкоразбуриваемый и кислоторастворимый состав, мас.ч.: цемент 37-60, мел 7-35, синтанол 0,5-0,7 и вода 38-40, а также цементномеловой, кислоторастворимый и легкоразбуриваемый состав, мас.ч.: цемент 30-50, мел 5-30 и вода 20-38, а также твердеющий, кислоторастворимый, полимерно-меловой состав, мас.ч: мел 70, ацетонформальдегидная смола 100, 6%-ый раствор едкого натра 30, а также твердеющий, кислоторастворимый, полимернофосфогипсовый состав, мас.ч.: фосфогипс 80, ацетонформальдегидная смола 100, 8%-ый раствор едкого натра 30.The following formulations can be used as a similar insulating composition: a hardening foamy cement, readily soluble and acid-soluble composition, parts by weight: cement 37-60, chalk 7-35, syntanol 0.5-0.7 and water 38-40, as well as cement-chalk, acid-soluble and easily soluble composition, parts by weight: cement 30-50, chalk 5-30 and water 20-38, as well as hardening, acid-soluble, polymer-chalk composition, parts by weight: chalk 70, acetone formaldehyde resin 100 , 6% caustic soda solution 30, as well as hardening, acid-soluble, polymer phosphogypsum aB, phosphogypsum .: 80 parts by weight, the resin atsetonformaldegidnaya 100 8% solution of sodium hydroxide 30.
Способ осуществляют следующим образом. По спущенной до забоя добывающей скважины с горизонтальным стволом колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) закачивают высоковязкую гидрофобную жидкость при открытой задвижке на межтрубье, заполняют ею всю полость горизонтального ствола. Колонну труб приподнимают, и башмак НКТ устанавливают в предполагаемый интервал водопритока. Закачку в скважину высоковязкой гидрофобной жидкости продолжают, но уже при закрытой задвижке на межтрубье, при этом она закачивается в интервал водопритока. Объем оторочки закачиваемой высоковязкой гидрофобной жидкости в пласт, заранее рассчитывают из условия отодвигания фронта воды от стенки скважины на 20-25 м, для этого необходимо закачать 2-10 м3 жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока в зависимости от типа и свойств водоносного коллектора. Объем менее 2 м3 не обеспечивает требуемые условия водоизоляции, а закачка более 10 м3 на 1 погонный метр экономически нецелесообразна. После закачки оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости в пласт, задвижку на межтрубье открывают, и начинают качать в скважину изолирующий состав; закачав расчетный объем состава (объем колонны НКТ плюс объем полости горизонтального ствола против интервала водопритока) и расположив его строго против интервала водопритока (при этом изолирующий состав в стволе скважины оказывается зажатым с обеих сторон в интервале водопритока высоковязкой гидрофобной жидкостью), задвижку на межтрубье закрывают, и изолирующий состав закачивают под давлением в интервал водопритока. Продавку осуществляют высоковязкой гидрофобной жидкостью. После расчетной продавки изолирующего состава в пласт, скважину оставляют под давлением на время структурирования и схватывания химических составов. После этого производят промывку ствола и забоя скважины от технологических жидкостей, обычно это осуществляют нефтью. При необходимости (если в горизонтальном стволе остался остаток изолирующего состава), производят закачку расчетного объема соляной кислоты для растворения остатков изолирующего состава.The method is as follows. Highly viscous hydrophobic fluid is pumped along a production well with a horizontal wellbore running down to the bottom of the well with a horizontal wellbore, with an open valve on the annulus, filling the entire cavity of the horizontal wellbore with it. The pipe string is lifted, and the tubing shoe is installed in the estimated interval of water inflow. The injection of highly viscous hydrophobic fluid into the well is continued, but already with a closed valve on the annulus, while it is pumped into the interval of water inflow. The rim volume of the injected highly viscous hydrophobic fluid into the reservoir is calculated in advance from the condition of moving the water front from the well wall by 20-25 m, for this it is necessary to pump 2-10 m 3 of fluid per 1 meter of the water inflow interval, depending on the type and properties of the aquifer. A volume of less than 2 m 3 does not provide the required water isolation conditions, and pumping more than 10 m 3 per 1 running meter is not economically feasible. After injection of the rim of a highly viscous hydrophobic fluid into the formation, the valve on the annulus is opened, and the insulating composition begins to pump into the well; having pumped the calculated volume of the composition (the volume of the tubing string plus the volume of the horizontal bore cavity against the inflow interval) and positioning it strictly against the inflow interval (in this case, the insulating composition in the wellbore is clamped on both sides in the inflow interval by a highly viscous hydrophobic fluid), the valve on the annulus is closed, and the insulating composition is pumped under pressure into the interval of water inflow. Selling is carried out by a highly viscous hydrophobic liquid. After the calculated delivery of the insulating composition into the reservoir, the well is left under pressure for the time of structuring and setting of the chemical compositions. After that, the barrel is flushed and the bottom of the well is flushed from the process fluids, usually this is done with oil. If necessary (if the remainder of the insulating composition remains in the horizontal well), the calculated volume of hydrochloric acid is injected to dissolve the remains of the insulating composition.
Примеры конкретного выполнения. Предлагаемый способ испытан на скважине №1544 Ромашкинского месторождения. Длина открытого горизонтального ствола - 300 м. Интервал водопритока определен в середине ствола в 150 м от забоя и составлял 20 м.Examples of specific performance. The proposed method was tested at well No. 1544 of the Romashkinskoye field. The length of the open horizontal trunk is 300 m. The interval of water inflow is determined in the middle of the trunk 150 m from the bottom and was 20 m.
До забоя спустили колонну НКТ диаметром 73 мм. По НКТ при открытой задвижке на межтрубье закачали 12 м3 (объем полости горизонтального ствола) высоковязкой гидрофобной жидкости следующей рецептуры, % об.: товарная девонская нефть - 38, пластовая девонская вода - 60, эмульгатор-стабилизатор эмультал - 2, и заполнили всю полость горизонтального ствола. Вязкость эмульсии равна 840 мПа·с при скорости сдвига 420 с-1, плотность эмульсии равна 1098 кг/м3. Затем башмак колонны передвинули на отметку начала интервала водопритока, т.е. на 150 м от забоя. Задвижку на межтрубье закрыли, и закачали в интервал водопритока 80 м3 (из расчета 4 м3 на 1 погонный метр интервала водопритока) высоковязкой гидрофобной эмульсии, при этом давление в конце продавки в пласт поднялось до 9,0-9,5 МПа. Задвижку на межтрубье открыли, и по НКТ закачали 4,5 м3 изолирующего кислоторастворимого состава следующей рецептуры, мас.ч: мел 70, ацетонформальдегидная смола 100, 6%-ый раствор едкого натра 30, плотностью 1067 кг/м3. Этот расчетный объем позволил расположить изолирующий состав напротив интервала водопритока, т.е. в интервале 130-150 м от забоя. Далее задвижку на межтрубье закрыли, и изолирующий полимерномеловой состав продавили в пласт. Про давку осуществили 4,5 м3 высоковязкой гидрофобной эмульсией; давление в конце продавки - 8,5-9,0 МПа. Башмак колонны приподняли на 100 м. Скважину оставили в покое под давлением на 6 ч (время отверждения состава). Затем башмак колонны довели без осложнений до забоя, скважину промыли товарной нефтью в объеме ствола. Работы заняли время в течение 1 сут.A tubing string with a diameter of 73 mm was lowered to the bottom. 12 m 3 (the volume of the horizontal bore cavity) of a highly viscous hydrophobic fluid of the following formulation was pumped through the tubing with an open gate valve on the annulus,% vol.: Marketable Devonian oil - 38, reservoir Devonian water - 60, emulsifier-stabilizer emulsion - 2, and filled the entire cavity horizontal trunk. The viscosity of the emulsion is equal to 840 MPa · s at a shear rate of 420 s -1 , the density of the emulsion is 1098 kg / m 3 . Then the column shoe was moved to the mark of the beginning of the water inflow interval, i.e. 150 m from the bottom. The valve on the annulus was closed, and 80 m 3 (at the rate of 4 m 3 per 1 linear meter of the water inflow interval) was pumped into the water inflow interval with a highly viscous hydrophobic emulsion, while the pressure at the end of the discharge into the formation rose to 9.0-9.5 MPa. The valve on the annulus was opened, and 4.5 m 3 of insulating acid-soluble composition of the following formulation was pumped through the tubing, parts by weight: chalk 70, acetone formaldehyde resin 100, 6% sodium hydroxide solution 30, density 1067 kg / m 3 . This estimated volume made it possible to position the insulating composition opposite the interval of water inflow, i.e. in the range of 130-150 m from the bottom. Next, the valve on the annulus was closed, and the insulating polymer-chalk composition was forced into the reservoir. The crush was carried out by 4.5 m 3 highly viscous hydrophobic emulsion; pressure at the end of the sale - 8.5-9.0 MPa. The column shoe was raised by 100 m. The well was left at rest under pressure for 6 hours (curing time of the composition). Then the shoe of the column was brought to the bottom without complications, the well was washed with salable oil in the volume of the barrel. The work took time for 1 day.
После выхода скважины на режим получены следующие результаты: обводненность снизилась в 3 раза, с 95-97% до 33-35%; дебит скважины по нефти увеличился в 5 раз, с 0,9-1,2 т/сут до 4,5-5,5 т/сут. Эффект стабильно продолжается в течение 9 мес.After the well entered the regime, the following results were obtained: water cut decreased 3 times, from 95-97% to 33-35%; oil production rate increased by 5 times, from 0.9-1.2 tons / day to 4.5-5.5 tons / day. The effect stably lasts for 9 months.
На другой скважине №4629 (Бавлинская площадь) способ реализован по следующей технологии. Длина открытого горизонтального ствола - 305 м. Возможный первый интервал водопритока определен в середине ствола (длиной 35 м) и второй интервал водопритока - около забоя (длиной 30 м).At another well No. 4629 (Bavlinskaya Square), the method is implemented according to the following technology. The length of the open horizontal trunk is 305 m. A possible first interval of water inflow is defined in the middle of the trunk (35 m long) and the second interval of water inflow is near the bottom (30 m long).
До забоя спустили колонну НКТ диаметром 73 мм. По НКТ при открытой задвижке на межтрубье закачали 13 м3 (объем полости горизонтального ствола) высоковязкой гидрофобной жидкости следующей рецептуры, % об.: товарная девонская нефть - 35, пластовая девонская вода - 62, эмульгатор-стабилизатор “Ялан” - 3. Таким образом заполнили всю полость горизонтального ствола высоковязкой гидрофобной жидкостью. Вязкость жидкости равна 1240 мПа·с при скорости сдвига 120 с-1, плотность эмульсии равна 1100 кг/м3. Задвижку на межтрубье закрыли и закачали в пласт 130 м3 (из расчета 2 м3 на 1 погонный метр интервала водопритока) высоковязкой гидрофобной эмульсии, при этом давление в конце продавки в пласт поднялось до 12 МПа. Задвижку на межтрубье открыли, и по НКТ закачали 6,5 м3 изолирующего легкоразбуриваемого состава следующей рецептуры, мас.ч: мел 7, цемент 37, синтанол 0,7 и вода 38, плотностью 1100 кг/м3. Далее задвижку на межтрубье закрыли и изолирующий состав продавили в пласт. Продавку осуществили 4,5 м3 высоковязкой гидрофобной эмульсией; давление в конце продавки - 12,9 МПа. Башмак колонны приподняли на 150 м. Скважину оставили в покое под давлением на 16 ч (время отверждения состава). Затем башмак колонны довели без осложнений до забоя, скважину промыли товарной нефтью в объеме ствола. Работы продолжались в течение 2 сут.A tubing string with a diameter of 73 mm was lowered to the bottom. 13 m 3 (the volume of the horizontal bore cavity) of a highly viscous hydrophobic fluid of the following formulation was pumped through the tubing with an open gate valve on the annulus,% vol.: Commodity Devonian oil - 35, reservoir Devonian water - 62, emulsifier-stabilizer “Yalan” - 3. Thus filled the entire cavity of the horizontal trunk with a highly viscous hydrophobic fluid. The viscosity of the liquid is 1240 MPa · s at a shear rate of 120 s -1 , the density of the emulsion is 1100 kg / m 3 . The valve on the annulus was closed and pumped into the reservoir 130 m 3 (at the rate of 2 m 3 per 1 meter of the water inflow interval) with a highly viscous hydrophobic emulsion, while the pressure at the end of the discharge into the reservoir rose to 12 MPa. The valve on the annulus was opened, and 6.5 m 3 of insulating easily drilled composition of the following formulation was pumped through the tubing, parts by weight: chalk 7, cement 37, syntanol 0.7 and water 38, density 1100 kg / m 3 . Next, the valve on the annulus was closed and the insulating composition was pressed into the reservoir. Selling was carried out by 4.5 m 3 highly viscous hydrophobic emulsion; pressure at the end of the sale - 12.9 MPa. The column shoe was raised by 150 m. The well was left alone under pressure for 16 hours (curing time of the composition). Then the shoe of the column was brought to the bottom without complications, the well was washed with salable oil in the volume of the barrel. Work continued for 2 days.
После выхода скважины на режим получены следующие результаты: обводненность снизилась в 2,5 раза, с 97% до 40%; дебит скважины по нефти увеличился в 4 раза, с 0,9 т/сут до 4 т/сут. Эффект стабильно продолжается в течение 8 мес.After the well entered the regime, the following results were obtained: water cut decreased 2.5 times, from 97% to 40%; oil production rate increased by 4 times, from 0.9 tons / day to 4 tons / day. The effect stably lasts for 8 months.
На соседней скважине №1542 (аналогичной со скв.1544 конструкции) был испытан известный способ по прототипу. В скважину закачали оторочку гидрофобной высоковязкой жидкости в объеме 75 м5, в качестве которой использовали эмульсию следующей рецептуры, % об.: нефть 40, пластовая вода 58, эмульгатор-гидрофобизатор 2. Вязкость жидкости 950 мПа·с при скорости сдвига 145 с-1. После выдержки эмульсии в каналах водопритока под давлением в течение одного часа 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 18 МПа. Работы продолжались в течение 5 сут.In the neighboring well No. 1542 (similar to well 1544), the known prototype method was tested. A rim of hydrophobic highly viscous fluid was pumped into the well in a volume of 75 m 5 , which was used as an emulsion of the following formulation,% vol .: oil 40, produced water 58, emulsifier-water repellent 2. Fluid viscosity 950 mPa · s at a shear rate of 145 s -1 . After holding the emulsion in the channels of water inflow under pressure for one hour, 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 interval 150-170 m from the bottom at a pressure of 18 MPa. Work continued for 5 days.
После выхода скважины на постоянный режим эксплуатации получены следующие результаты: снижение обводненности продукции с 93% до 78%, увеличение дебита нефти составило с 1,1 т/сут до 2,0-2,3 т/сут. Эффект продолжался в течение 3 мес.After the well entered continuous operation, the following results were obtained: a decrease in water cut from 93% to 78%, an increase in oil production from 1.1 tons / day to 2.0-2.3 tons / day. The effect lasted for 3 months.
Таким образом, промысловые испытания предлагаемого нового способа изоляции водопритока в добывающей скважине с горизонтальным стволом показали его высокую технологическую и экономическую эффективность. Планируется широкое промышленное внедрение данного способа, которое, несомненно, принесет существенный технико-экономический эффект.Thus, field tests of the proposed new method for isolating water inflow in a producing well with a horizontal well showed its high technological and economic efficiency. A wide industrial introduction of this method is planned, which will undoubtedly bring a significant technical and economic effect.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003125523/03A RU2247825C1 (en) | 2003-08-18 | 2003-08-18 | Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003125523/03A RU2247825C1 (en) | 2003-08-18 | 2003-08-18 | Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2247825C1 true RU2247825C1 (en) | 2005-03-10 |
Family
ID=35364627
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003125523/03A RU2247825C1 (en) | 2003-08-18 | 2003-08-18 | Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2247825C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2452757C1 (en) * | 2010-12-06 | 2012-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Acid-soluble backfill composition |
| 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 |
| RU2673498C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-11-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen reserves with heat exposure |
| RU2684262C1 (en) * | 2018-03-30 | 2019-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2690588C2 (en) * | 2017-10-12 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2693055C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2754171C1 (en) * | 2021-01-26 | 2021-08-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for limiting water inflow in production well |
| RU2761037C1 (en) * | 2020-12-22 | 2021-12-02 | Сергей Викторович Голов | Plastic composition for isolation and limitation of water inflow into wells |
-
2003
- 2003-08-18 RU RU2003125523/03A patent/RU2247825C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2452757C1 (en) * | 2010-12-06 | 2012-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Acid-soluble backfill composition |
| 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 |
| RU2690588C2 (en) * | 2017-10-12 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2673498C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-11-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen reserves with heat exposure |
| RU2684262C1 (en) * | 2018-03-30 | 2019-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2684262C9 (en) * | 2018-03-30 | 2019-11-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2693055C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2761037C1 (en) * | 2020-12-22 | 2021-12-02 | Сергей Викторович Голов | Plastic composition for isolation and limitation of water inflow into wells |
| RU2754171C1 (en) * | 2021-01-26 | 2021-08-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for limiting water inflow in production well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2679662C (en) | Circulated degradable material assisted diversion | |
| US7328743B2 (en) | Toe-to-heel waterflooding with progressive blockage of the toe region | |
| AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| US2784787A (en) | Method of suppressing water and gas coning in oil wells | |
| US7640983B2 (en) | Method to cement a perforated casing | |
| RU2247825C1 (en) | Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well | |
| US8042618B2 (en) | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using an oil-in-water emulsion | |
| US3070160A (en) | Method of sand control in unconsolidated formations | |
| RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
| US3730276A (en) | Method of increasing productivity and the injectivity of oil wells | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| US3208522A (en) | Method of treating subterranean formations | |
| RU2516062C1 (en) | Construction finishing method for horizontal producer | |
| RU2114990C1 (en) | Method for isolation of water inflow in oil producing well | |
| CA2162964A1 (en) | Method for enhanced cleanup of horizontal wells | |
| US2293904A (en) | Method of batch cementing | |
| US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2735008C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2528805C1 (en) | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum | |
| RU2739181C1 (en) | Insulation method for behind-the-casing flows in production well | |
| AU2021106078A4 (en) | A Method for Reducing Solids Migration into New Wellbores | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2146003C1 (en) | Method of treatment of face zone of well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160819 |