RU2263777C1 - Method for bottom water isolation in producing well - Google Patents
Method for bottom water isolation in producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2263777C1 RU2263777C1 RU2005103127/03A RU2005103127A RU2263777C1 RU 2263777 C1 RU2263777 C1 RU 2263777C1 RU 2005103127/03 A RU2005103127/03 A RU 2005103127/03A RU 2005103127 A RU2005103127 A RU 2005103127A RU 2263777 C1 RU2263777 C1 RU 2263777C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- reservoir
- injection
- cement mortar
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в добывающей скважине.The invention relates to the oil industry and may find application in the isolation of bottom water in a producing well.
Известен способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах, включающий промывку скважин и порционную закачку в нее воды, цементного раствора и хлористого кальция, предусматривает, что в скважины через вскрытый фильтр закачивают раствор хлористого кальция, затем добавляют воду, далее раствор нафтената натрия или калия или их смесь, данную процедуру повторяют, по крайней мере, 3 раза, после чего закачивают цементный раствор, затворенный на воде, водоцементное отношение которого составляет 0,2-0,6, в объеме 0,5-2 м3 на 1 м мощности пласта с добавлением в количестве 0,5-10% от объема цементного раствора дополнительного раствора нафтената натрия или калия или их смеси с соотношением нафтенат: вода 1: 2 с последующим продавливанием в скважины всей массы пластовой водой из расчета 1-2 м3 на 1 м мощности пласта, затем проводят промывку скважин, герметизируют их устья и выдерживают под давлением 24 ч (патент РФ №2172825, кл. Е 21 В 43/32, опубл. 2001.08.27)A known method of limiting bottom water and annular flows in production wells, including flushing the wells and batch injecting water, cement and calcium chloride into it, provides that calcium chloride solution is pumped into the wells through an open filter, then water is added, then a solution of sodium naphthenate or potassium or a mixture thereof, this procedure is repeated at least 3 times, after which a cement slurry mixed with water is pumped, the water-cement ratio of which is 0.2-0.6, in volume 0.5-2 m 3 per 1 m thick layer with addition in an amount of 0.5-10% by volume of the cement slurry further solution of sodium or potassium naphthenate or mixtures thereof with a ratio naphthenate: water 1: 2 followed by forcing the entire weight of the well formation water at the rate of 1-2 m 3 per 1 m of reservoir power, then the wells are washed, their mouths are sealed and kept under pressure for 24 hours (RF patent No. 2172825, class E 21 B 43/32, publ. 2001.08.27)
Известный способ не позволяет создать надежную изоляцию водопритоков, т.к. воздействие направлено как на обводненную, так и на нефтенасыщенную части интервала пласта, что приводит к ухудшению фильтрационных свойств нефтенасыщенной части пласта.The known method does not allow to create a reliable isolation of water inflows, because the impact is directed both to the flooded and oil-saturated parts of the interval of the reservoir, which leads to a deterioration in the filtration properties of the oil-saturated part of the reservoir.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах путем закачки в пласт нефти и последующего цементажа с применением веществ, обладающих хорошей адгезией к пласту и колонне, обеспечивающих герметизацию в условиях гидрофобизирующего влияния нефти и дальнейшего вскрытия верхней части пласта (патент РФ №2079647, кл. Е 21 В 43/32, опубл. 1997.05.20 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of isolating bottom water in oil wells by pumping oil into the formation and subsequent cementing using substances that have good adhesion to the formation and column, providing sealing under the hydrophobic effect of oil and further opening of the upper part of the formation (patent RF №2079647, class E 21 43/32, publ. 1997.05.20 - prototype).
Известный способ позволяет более качественно изолировать подошвенные воды к скважине за счет применения несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и водный раствор цемента, однако закачка растворов в интервал перфорации приводит к ослаблению эффекта от изоляции подошвенных вод из-за попадания цементного раствора в нефтенасыщенную часть пласта.The known method allows better isolation of bottom water to the well through the use of immiscible fluids, such as oil and an aqueous cement solution, however, injection of solutions into the perforation interval reduces the effect of isolation of bottom water due to the ingress of cement into the oil-saturated part of the reservoir.
В предложенном способе решается задача повышения надежности изоляции подошвенных вод в добывающей скважине.The proposed method solves the problem of increasing the reliability of isolation of bottom water in the producing well.
Задача решается тем, что в способе изоляции подошвенных вод в добывающей скважине, включающем закачку в пласт нефти и цементного раствора, согласно изобретению, предварительно проводят размещение низа колонны насосно-компрессорных труб посередине обрабатываемого интервала и закачку циркуляцией в межтрубное пространство скважины нефти, а в колонну насосно-компрессорных труб до ее башмака цементного раствора, закачку в пласт нефти проводят через межтрубное пространство, одновременно проводят закачку в пласт цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб, при этом закачки выполняют с одинаковой производительностью, обеспечивающей ламинарный режим потока нефти и цементного раствора.The problem is solved in that in the method of isolating bottom water in a producing well, including injecting oil and cement mortar into the formation, according to the invention, the bottom of the tubing string is preliminarily placed in the middle of the treated interval and the circulation is pumped into the annulus of the oil well, and into the column tubing to its shoe cement, the injection into the reservoir of oil is carried out through the annulus, at the same time, the injection of cement into the reservoir through Olona tubing, the injection is performed with the same productivity, to provide a laminar oil flow mode and the cement slurry.
Перед закачкой нефти в межтрубное пространство возможна закачка загущенного водного раствора.Before pumping oil into the annulus, it is possible to pump a thickened aqueous solution.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) закачка в пласт нефти;1) injection into the reservoir of oil;
2) закачка в пласт цементного раствора;2) injection into the reservoir of cement mortar;
3) предварительное размещение низа колонны насосно-компрессорных труб посередине обрабатываемого интервала;3) preliminary placement of the bottom of the tubing string in the middle of the processed interval;
4) закачка циркуляцией в межтрубное пространство скважины нефти;4) injection of oil into the annular space by circulation;
5) закачка циркуляцией в колонну насосно-компрессорных труб до ее башмака цементного раствора;5) pumping circulation into the column of tubing to its shoe cement;
6) закачка в пласт нефти через межтрубное пространство;6) injection into the reservoir of oil through the annulus;
7) одновременная закачка в пласт цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб;7) the simultaneous injection into the reservoir of cement mortar through the tubing string;
8) закачка с одинаковой производительностью, обеспечивающей ламинарный режим потока нефти и цементного раствора;8) injection with the same capacity, providing a laminar flow regime of oil and cement;
9) перед закачкой нефти в межтрубное пространство закачка загущенного водного раствора.9) before pumping oil into the annulus, injection of a thickened aqueous solution.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 9 является частным признаком изобретения.Signs 1 and 2 are common with the prototype, signs 3-8 are the salient features of the invention, sign 9 is a particular feature of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При отборе нефти через добывающие скважины происходит прорыв языков воды к добывающим скважинам, образованию конусов подошвенных вод в околоскважинной зоне. Вследствие этого наступает обводнение добываемой продукции. Изоляция водопритоков известными способами малоэффективна, а создаваемая изоляция малонадежна. В предложенном способе решается задача повышения надежности изоляции водопритоков в добывающих скважинах. Задача решается следующим образом.When oil is taken through production wells, water tongues break through to production wells and bottom water cones form in the near-wellbore zone. As a result of this, flooding of produced products occurs. Isolation of water inflows by known methods is ineffective, and the insulation created is unreliable. The proposed method solves the problem of increasing the reliability of isolation of water inflows in producing wells. The problem is solved as follows.
При изоляции подошвенных вод в добывающей скважине размещают низ колонны насосно-компрессорных труб посередине обрабатываемого интервала. При открытом межтрубном пространстве (пространстве между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной) проводят закачку циркуляцией в межтрубное пространство скважины нефти. Для исключения замещения нефти водой в скважине перед нефтью возможна закачка объема загущенной воды. Объем загущенной воды устанавливают 0,25-0,4 м3. Воду загущают любым загустителем, например 4-6% карбоксиметилцеллюлозы, тулозы и т.п. Колонну насосно-компрессорных труб до башмака заполняют цементным раствором. После этого одновременно закачивают в пласт нефть через межтрубное пространство и цементный раствор через колонну насосно-компрессорных труб. Для этого, как правило, используют два закачивающих агрегата типа ЦА-320. Производительности закачек поддерживают одинаковыми и обеспечивающими ламинарный режим потока жидкостей. За счет этого исключается смешение потоков в скважине и обеспечивается послойное расположение жидкостей в пласте. Как правило, расход не более 3 л/с обеспечивает ламинарный поток жидкостей.When bottom water is isolated in the producing well, the bottom of the tubing string is placed in the middle of the treated interval. When the annulus is open (the space between the tubing string and the casing), oil is pumped by circulation into the annulus of the well. In order to exclude the replacement of oil by water in the well before oil, it is possible to inject a volume of thickened water. The volume of thickened water is set 0.25-0.4 m 3 . Water is thickened with any thickener, for example 4-6% carboxymethyl cellulose, tulose, etc. The tubing string to the shoe is filled with cement mortar. After that, oil is simultaneously pumped into the reservoir through the annulus and cement mortar through the tubing string. For this, as a rule, two pumping units of the CA-320 type are used. Download performance support the same and providing a laminar flow regime of liquids. This eliminates the mixing of flows in the well and provides a layered arrangement of fluids in the reservoir. As a rule, a flow rate of not more than 3 l / s provides a laminar flow of liquids.
По такой схеме нефть из межтрубья поступает через верхние перфорационные отверстия в верхнюю нефтенасыщенную часть пласта, заполняет ее и препятствует попаданию туда цементного раствора. Цементный раствор как более тяжелая жидкость и жидкость, родственная воде, попадает в нижнюю обводненную часть пласта. Этому способствует размещение низа колонны насосно-компрессорных труб, по которой закачивают цементный раствор, посередине обрабатываемого интервала. Т.е. изначально цементный раствор направляют в нижнюю часть пласта.According to this scheme, oil from the annulus enters through the upper perforations into the upper oil-saturated part of the reservoir, fills it and prevents cement mortar from getting there. Cement mortar as a heavier fluid and a fluid related to water enters the lower flooded part of the reservoir. This is facilitated by the placement of the bottom of the tubing string, through which cement slurry is pumped, in the middle of the processed interval. Those. cement mortar is initially sent to the lower part of the reservoir.
После закачки расчетных объемов жидкостей порядка 1,5-2,0 м3/м обрабатываемого интервала выполняют технологическую выдержку для затвердения цемента не менее 24 час и осваивают скважину.After pumping the calculated volumes of fluids of the order of 1.5-2.0 m 3 / m of the treated interval, technological exposure is performed to harden the cement for at least 24 hours and the well is mastered.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Выполняют изоляцию подошвенных вод в нефтедобывающей скважине. Интервал перфорации расположен на глубинах 968-972 м. Низ колонны насосно-компрессорных труб размещают посередине обрабатываемого интервала на глубине 970 м. При открытом межтрубном пространстве проводят закачку циркуляцией в межтрубное пространство скважины 0,25 м3 5%-ного водного раствора карбоксиметилцеллюлозы и 8 м3 нефти. Колонну насосно-компрессорных труб до башмака заполняют цементным раствором в объеме 3 м3. Еще 3 м3 цементного раствора находится в цементировочном агрегате ЦА-320. После этого одновременно закачивают в пласт нефть через межтрубное пространство одним цементировочным агрегатом ЦА-320 с производительностью 3 л/с и цементный раствор через колонну насосно-компрессорных труб другим цементировочным агрегатом с той же производительностью 3 л/с. Производительности закачки поддерживают одинаковыми в течение всего периода закачки.Bottom water isolation is performed in an oil well. The perforation interval is located at depths of 968–972 m. The bottom of the tubing string is placed in the middle of the processed interval at a depth of 970 m. With an open annulus, 0.25 m 3 of a 5% aqueous solution of carboxymethyl cellulose and 8 m 3 oil. The tubing string to the shoe is filled with cement mortar in a volume of 3 m 3 . Another 3 m 3 of cement mortar is located in the cementing unit ЦА-320. After that, oil is simultaneously pumped into the reservoir through the annulus with one cementing unit CA-320 with a capacity of 3 l / s and cement slurry through a tubing string with another cementing unit with the same capacity of 3 l / s. The injection performance is maintained the same throughout the entire download period.
После закачки расчетных объемов нефти и цементного раствора выполняют технологическую выдержку для затвердения цемента в течение 24 час и осваивают скважину.After pumping the calculated volumes of oil and cement mortar, technological exposure is performed to harden the cement within 24 hours and the well is mastered.
Обводненность добываемой продукции до проведения работ составляла 99,7%, после - 3,9%, Т.о. достигнуто снижение обводненности на 95,8%. Выполнение работ в аналогичных условиях по способу-прототипу приводит к снижению обводненности на 15-20%.The water content of the extracted products before work was 99.7%, after - 3.9%, so A reduction of water cut of 95.8% was achieved. Performing work in similar conditions by the prototype method leads to a reduction in water cut by 15-20%.
В течение года эксплуатации скважины обводненность добываемой продукции возрастала и на конец года составила 37,2%.During the year of operation of the well, the water cut of the produced products increased and amounted to 37.2% at the end of the year.
Применение предложенного способа позволит повысить надежность изоляции подошвенных вод в добывающих скважинах.Application of the proposed method will improve the reliability of isolation of bottom water in production wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005103127/03A RU2263777C1 (en) | 2005-02-08 | 2005-02-08 | Method for bottom water isolation in producing well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005103127/03A RU2263777C1 (en) | 2005-02-08 | 2005-02-08 | Method for bottom water isolation in producing well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2263777C1 true RU2263777C1 (en) | 2005-11-10 |
Family
ID=35865461
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005103127/03A RU2263777C1 (en) | 2005-02-08 | 2005-02-08 | Method for bottom water isolation in producing well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2263777C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA018876B1 (en) * | 2011-04-15 | 2013-11-29 | Открытое Акционерное Общество "Белгорхимпром" (Оао "Белгорхимпром") | Method to limit bottom water inflow to operating boreholes during floating oil reservoir development |
-
2005
- 2005-02-08 RU RU2005103127/03A patent/RU2263777C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
БУЛГАКОВ Р.Т. и др., Ограничение притока пластовых вод в нефтяных скважинах, Москва, Недра, 1976, с. 141-142. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA018876B1 (en) * | 2011-04-15 | 2013-11-29 | Открытое Акционерное Общество "Белгорхимпром" (Оао "Белгорхимпром") | Method to limit bottom water inflow to operating boreholes during floating oil reservoir development |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
RU2263777C1 (en) | Method for bottom water isolation in producing well | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
RU2363841C1 (en) | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells | |
RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
RU2114990C1 (en) | Method for isolation of water inflow in oil producing well | |
RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well | |
RU2241819C1 (en) | Method for stepped cementation of well in highly penetrable gas-saturated collectors | |
RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
RU2784138C1 (en) | The method for pumping binary mixtures into the reservoir | |
RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
RU2794105C1 (en) | Method for isolating water inflows in gas wells with a sub-horizontal wellbore end | |
RU2344273C1 (en) | Method of well hole operation and making | |
RU2170333C1 (en) | Process correcting defects of casing strings | |
RU2144136C1 (en) | Process of isolation of water inflows in operational wells | |
RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
RU2134341C1 (en) | Method for completion of well construction |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130209 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140120 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170209 |