RU2250990C1 - Method for hydro-isolation of watered productive bed - Google Patents
Method for hydro-isolation of watered productive bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2250990C1 RU2250990C1 RU2003131057/03A RU2003131057A RU2250990C1 RU 2250990 C1 RU2250990 C1 RU 2250990C1 RU 2003131057/03 A RU2003131057/03 A RU 2003131057/03A RU 2003131057 A RU2003131057 A RU 2003131057A RU 2250990 C1 RU2250990 C1 RU 2250990C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- suspension
- oil
- isolation
- reservoir
- watered
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам гидроизоляции обводненного продуктивного пласта, преимущественно в трещиноватых пластах.The invention relates to the field of the oil industry, and in particular to methods of waterproofing a watered reservoir, mainly in fractured formations.
Известен способ гидроизоляции обводненного продуктивного пласта [ АМЕЛИН Б.А. и др. Новые методы неметаллического крепления буровых скважин, М., Недра, 1964, с.73-74] путем закачки в пласт полимерно-глинистого раствора.A known method of waterproofing a waterlogged reservoir [AMELIN B.A. and others. New methods of non-metallic fastening of boreholes, M., Nedra, 1964, pp. 73-74] by injecting a polymer-clay solution into the formation.
Известен также “Способ изоляции вод в трещиноватых пластах” [RU № 2112875 С1, 1998], включающий последовательную закачку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) изоляционного полимерного материала с дисперсной фазой и суспензию из резиновой крошки с размером частиц 0,1-3,5 мм.Also known is a “Method of isolating water in fractured formations” [RU No. 2112875 C1, 1998], which includes sequential injection of dispersed phase polymer material and a suspension of crumb rubber with a particle size of 0.1-3 5 mm.
Этот способ по технической сущности и достигаемому результату более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.This method according to the technical nature and the achieved result is closer to the proposed one and can be adopted as a prototype.
Общим недостатком указанных способов является то, что дисперсная фаза в виде глинистых частиц, содержащихся в закачиваемых в пласт изоляционных материалах, попадая в нефтенасыщенные части пласта, снижает коллекторские свойства пласта, что приводит к снижению добывных возможностей пласта. При этом восстановление коллекторских свойств пласта с глинистыми частицами, попавшими туда в результате гидроизоляционных работ, трудоемко из-за невозможности их извлечения или разрушения в пластовых условиях.A common disadvantage of these methods is that the dispersed phase in the form of clay particles contained in the insulating materials injected into the formation, entering the oil-saturated parts of the formation, reduces the reservoir properties of the formation, which leads to a decrease in production capabilities of the formation. At the same time, restoration of reservoir properties of a formation with clay particles that got there as a result of waterproofing works is laborious due to the impossibility of their extraction or destruction in reservoir conditions.
Кроме того, при их использовании не исключается вынос песка из пласта в скважину, особенно “тонких” песков. Как известно, вынос песка из пласта происходит чаще всего из прослоек, заполненных “тонким” песком. В поры таких прослоек резиновая крошка не проходит, а если и проникает, то только частично, и при освоении скважины они выносятся в скважину, при этом продолжается и вынос песка.In addition, their use does not exclude the removal of sand from the formation into the well, especially “thin” sands. As you know, the removal of sand from the reservoir occurs most often from interlayers filled with “thin” sand. Rubber crumb does not pass into the pores of such interlayers, and if it penetrates, it is only partially, and when the well is developed, they are carried into the well, while the sand continues to flow.
Целью настоящего изобретения является улучшение гидроизоляционных свойств изоляционного материала, уменьшение негативного влияния его на коллекторские свойства пласта и, следовательно, увеличение добывных возможностей скважины. The aim of the present invention is to improve the waterproofing properties of the insulating material, reduce its negative impact on the reservoir properties of the formation and, therefore, increase the production capacity of the well.
Поставленная цель достигается за счет того, что в способе гидроизоляции обводненного продуктивного пласта, включающем последовательную закачку по колонне насосно-компрессорных труб в пласт изоляционного полимерного материала - полимерного раствора с дисперсной фазой и затем суспензии резиновой крошки, в качестве дисперсной фазы используют водонерастворимый, но растворимый в нефти материал, например термоэластопласт марки ДСТ-30 или ДСТ-РМ, и указанную дисперсную фазу до 20% вводят в суспензию резиновой крошки.This goal is achieved due to the fact that in the method of waterproofing an irrigated productive formation, which includes sequential injection of a tubing of insulating polymer material — a polymer solution with a dispersed phase and then rubber crumb suspension — into the reservoir of tubing, the water-insoluble but soluble is used as the dispersed phase in oil, a material, for example, DST-30 or DST-RM thermoplastic elastomer, and said dispersed phase up to 20% are introduced into a rubber crumb suspension.
Предварительно проведенные патентные исследования ретроспективностью 20 лет показали, что технические решения аналогичного назначения и с получением такого положительного эффекта не обнаружены, что позволяет сделать заключение о соответствии предложения критерию “новизна” и изобретательский уровень, а его промышленная применимость показана в его полном описании.Previously conducted patent studies with a retrospective of 20 years have shown that technical solutions for a similar purpose and with such a positive effect have not been found, which allows us to conclude that the proposal meets the criterion of “novelty” and inventive step, and its industrial applicability is shown in its full description.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Сначала определяют пути водопритока и приемистости пласта, а также ожидаемое давление на эксплуатационную колонну. Далее в скважину спускают колонну НКТ с пакером в интервал продуктивного пласта в его кровельной части, разобщают от остальной части скважины.First determine the path of water inflow and injectivity of the reservoir, as well as the expected pressure on the production string. Next, a tubing string with a packer is lowered into the well in the interval of the reservoir in its roofing part, disconnected from the rest of the well.
Первую порцию изоляционного материала в виде полимерного раствора готовят в промысловых условиях с использованием традиционной технологии с добавлением дисперсной фазы, в качестве которого используется растворимый в нефти, но водонерастворимый материал, например термоэластопласт марки ДСТ-30Р или ДСТ-РМ, который выпускается Воронежским заводом “Термоэластопласта ОАО Воронежсинтезкаучука” в виде порошка по ТУ 38.40327 - 98, Литра 0., дата введения 05.09.98 г., ДСТ-ЗОР или ДСТ-РМ - являются продуктами блокосополимеризации стирола и бутадиона в растворе углеводородов в присутствии литийорганического инициатора, термоэластопласты растворимы в легких нефтях, бензоле, толуоле.The first portion of the insulating material in the form of a polymer solution is prepared under field conditions using traditional technology with the addition of a dispersed phase, which is oil-soluble but water-insoluble material, such as thermosilicon grade DST-30R or DST-RM, which is produced by the Voronezh plant “Thermoelastoplast” Voronezhsintezkauchuk OJSC in the form of a powder according to TU 38.40327 - 98, Liter 0., date of introduction 05.09.98, DST-ZOR or DST-RM - are block copolymerization products of styrene and butadione in races hydrocarbon in the presence of an organolithium initiator, thermoplastic elastomers are soluble in light oils, benzene, toluene.
Полимерный изоляционный раствор готовят на пресной или сточной воде. При этом в качестве полимера в растворе используют водорастворимый частично гидролизованный высокомолекулярный полиакриламид с концентрацией 0,01 - 0,05 мас.% или водорастворимые эфиры целлюлозы с концентрацией 0,01 - 0,1 мас.%, или солестойкие полимеры типа ДК - Drill, Proestol - 2540 с концентрацией 0,05 - 0,15 мас.%. Такие концентрации полимеров обеспечивают устойчивость суспензии.The polymer insulating solution is prepared in fresh or waste water. In this case, a water-soluble partially hydrolyzed high molecular weight polyacrylamide with a concentration of 0.01 - 0.05 wt.% Or water-soluble cellulose ethers with a concentration of 0.01 - 0.1 wt.%, Or salt-resistant polymers such as DK - Drill, are used as a polymer in solution. Proestol - 2540 with a concentration of 0.05 - 0.15 wt.%. Such polymer concentrations provide suspension stability.
Закачку раствора осуществляют с помощью насосных агрегатов, например, типа ЦА - 320 М в количестве 3 - 10 м3 на метр толщины пласта, в зависимости от его приемистости и трещиноватости, но не менее 10 м3, одновременно контролируя давление закачки манометром, установленным на устье на линии нагнетания, и объемный расход раствора.The injection of the solution is carried out using pumping units, for example, type CA - 320 M in an amount of 3-10 m 3 per meter of thickness of the formation, depending on its injectivity and fracture, but not less than 10 m 3 , while monitoring the injection pressure with a pressure gauge installed on the mouth on the discharge line, and the volumetric flow rate of the solution.
Полимерный раствор на основе термоэластопласта, попадая в обводненный пласт, прежде всего в его трещины и каналы притока воды, оттесняя её в глубь пласта, создает водонепроницаемый экран, а термоэластопласт, частично попавший в поры нефтенасыщенной части пласта, контактируя с нефтью, размягчается, а затем при освоении или при эксплуатации скважины выносится из пласта вместе с нефтью. После закачки в пласт полимерного раствора расчетного объема, не прерывая процесса закачки, начинают закачивать суспензию резиновой крошки (РК), примерно в объеме 10 - 15 м3, размер частиц РК составляет 0,1 -3,5 мм, при концентрации его в пределах 8-30 мас.%. Концентрацию и размер части РК в суспензии выбирают в зависимости от раскрытия трещин и приемистости пласта. В качестве дисперсной фазы суспензии РК используют этот же порошок термоэластопласта, типа ДСТ-30Р или ДСТ-РМ, при этом в качестве носителя частиц в суспензии используют растворы полимеров.A polymer solution based on thermoplastic elastomer, getting into the flooded reservoir, primarily in its cracks and channels of water inflow, pushing it deeper into the reservoir, creates a waterproof screen, and thermoplastic elastomer, which partially fell into the pores of the oil-saturated part of the reservoir, softens in contact with oil, and then during development or operation of a well, it is removed from the formation along with oil. After the calculated volume of polymer solution is injected into the formation, without interrupting the injection process, a suspension of rubber crumb (RC) is pumped in about 10-15 m 3 , the particle size of the RC is 0.1 -3.5 mm, at a concentration within 8-30 wt.%. The concentration and size of a portion of the RC in the suspension is selected depending on the opening of the cracks and the injectivity of the formation. The same thermoplastic elastomer powder, such as DST-30R or DST-PM, is used as the dispersed phase of the suspension of RK, and polymer solutions are used as the carrier of particles in the suspension.
Введение порошка термоэластопластов в суспензию РК производят на основе данных, полученных при опытно-промысловых работах на 1 м мощности перфорированного интервала пласта, что отражено в ниже приведенной таблице.The introduction of thermoplastic elastomer powder into the RK suspension is based on the data obtained during pilot operations at 1 m of the thickness of the perforated formation interval, which is reflected in the table below.
крошки, кгRubber consumption
crumbs, kg
кг/%Consumption of thermoplastic elastomer,
kg /%
скважины при
мЗ/ч, Р= 5 МПаPickup
wells at
m Z / h, P = 5 MPa
В процессе закачки суспензии РК контролируют давление на устье и расход суспензии РК. После закачки расчетного объема суспензии РК её продавливают водой, пакер приводят в транспортное положение, и скважину оставляют в покое для восстановления равновесия в приствольной части скважины. Затем скважину промывают и осваивают одним из известных методов. При закачивании суспензии РК в пласт происходит следующее. Суспензия РК в процессе закачивания продавливает предыдущую порцию полимерного раствора в глубь пласта, при котором трещины и каналы, прежде всего, заполняет дисперсная фаза в виде термоэластопласта и резиновые крошки, при этом термоэластопласт, контактируя с нефтью, набухая, является как быIn the process of pumping the suspension of the RK, the pressure at the mouth and the flow rate of the suspension of the RK are controlled. After pumping the calculated volume of the suspension of the RK, it is forced through with water, the packer is put into transport position, and the well is left alone to restore equilibrium in the near-stem part of the well. Then the well is washed and mastered using one of the known methods. When pumping a suspension of RK into the reservoir, the following occurs. Suspension of the RC during the injection process pushes the previous portion of the polymer solution deep into the reservoir, in which cracks and channels, first of all, are filled with the dispersed phase in the form of thermoplastic elastomer and rubber crumbs, while the thermoplastic elastomer, in contact with oil, swells, is like
цементирующим элементом горной породы с резиновой крошкой, тем самым надежно перекрывая пути выхода не только полимерного раствора, закачанного в качестве первой порции, но и “тонкого” песка из прослоек.cementing rock with crumb rubber, thereby reliably blocking the exit paths of not only the polymer solution pumped as the first portion, but also the “thin” sand from the interlayers.
Технико-экономическое преимущество предложения заключается в увеличении продолжительности безводного периода добычи нефти (или с малым её содержанием) за счет создания более качественного экрана, предотвращающего выход предварительно закачанного полимерного раствора с термоэластопластом, что достигается за счет наличия последнего в обеих порциях закачиваемых растворов. Широкое использование способа на нефтяных промыслах даст ощутимые экономические выгоды в части сокращения затрат труда и времени, а также материальных средств.The technical and economic advantage of the proposal is to increase the duration of the anhydrous period of oil production (or with a low content) by creating a better screen that prevents the exit of a pre-pumped polymer solution with thermoplastic elastomer, which is achieved due to the presence of the latter in both portions of the injected solutions. The widespread use of the method in the oil fields will give tangible economic benefits in terms of reducing labor costs and time, as well as material resources.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003131057/03A RU2250990C1 (en) | 2003-10-22 | 2003-10-22 | Method for hydro-isolation of watered productive bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003131057/03A RU2250990C1 (en) | 2003-10-22 | 2003-10-22 | Method for hydro-isolation of watered productive bed |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2250990C1 true RU2250990C1 (en) | 2005-04-27 |
Family
ID=35635946
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003131057/03A RU2250990C1 (en) | 2003-10-22 | 2003-10-22 | Method for hydro-isolation of watered productive bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2250990C1 (en) |
-
2003
- 2003-10-22 RU RU2003131057/03A patent/RU2250990C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN86107208A (en) | Improving one's methods of multiple-stage coal seam fracing | |
CN109577909A (en) | A kind of extra permeability oilfield selectivity frothy gel water plugging and profile controlling method | |
CN1064729A (en) | Increase the method that liquid hydrocarbon reclaims | |
CA1305047C (en) | Water-alternating-gas flooding of a hydrocarbon-bearing formation (870038 can 000) | |
RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
CN110242264A (en) | A kind of packing method and completion structure for single-well injection-production | |
CN110306961A (en) | It is a kind of along roof Floor water horizontal well drilling well staged fracturing method | |
RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2250990C1 (en) | Method for hydro-isolation of watered productive bed | |
CN106947448A (en) | A kind of high permeability zone profile control agent and preparation method thereof | |
SA517381291B1 (en) | Methods for Treating Subterranean Formations by Diverting Treatment Fluids | |
RU2418943C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
CN111720116A (en) | Fracture-cavity type oil reservoir unit nitrogen gas flooding gas channeling judgment method and injection-production channeling prevention method | |
CN112878954A (en) | Design method of adjustment construction slug of underground river oil reservoir flow channel | |
RU2208150C1 (en) | Method of bottomhole zone treatment | |
SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
RU2095560C1 (en) | Method for treating down-hole zone of oil bed | |
RU2149255C1 (en) | Method for selective isolation of flooded intervals of bed in well | |
RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
RU2551571C1 (en) | Method to develop oil pool | |
RU2762321C1 (en) | Technology for the development of a highly permeable reservoir bed saturated with gas and underlain by reservoir water | |
RU2793113C1 (en) | Method of extracting a packer from a well | |
RU2202689C2 (en) | Way to insulate water in creviced formations | |
RU2750806C1 (en) | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation | |
RU2101474C1 (en) | Method of developing oil deposit in carbonate reservoirs of fissured type |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20051023 |