RU2283421C1 - Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well - Google Patents
Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283421C1 RU2283421C1 RU2005133677/03A RU2005133677A RU2283421C1 RU 2283421 C1 RU2283421 C1 RU 2283421C1 RU 2005133677/03 A RU2005133677/03 A RU 2005133677/03A RU 2005133677 A RU2005133677 A RU 2005133677A RU 2283421 C1 RU2283421 C1 RU 2283421C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- oil
- wells
- well
- reservoir
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине.The invention relates to the oil industry and can be used to isolate water inflows or absorption zones in the well.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопроявляющих пластов, включающий вскрытие бурением водопроявляющего пласта, промывку скважины, закачивание расчетного объема тампонажного раствора, продавку его в заколонное пространство и удаление излишков тампонажного раствора. Вскрытие водопроявляющего пласта осуществляют одновременно с расширением ствола скважины, а в качестве тампонажного раствора используют пластифицированный цементный раствор. На период ожидания затвердевания цемента в скважине создают противодавление на изолируемый пласт (Патент РФ №2152507, опубл. 2000.07.10. - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of isolating water-producing strata, which includes drilling a water-developing stratum by drilling, flushing a well, pumping the estimated volume of grout, pushing it into the annulus and removing excess grout. The opening of the water-producing layer is carried out simultaneously with the expansion of the wellbore, and plasticized cement mortar is used as the grouting mortar. For the period of waiting for the hardening of cement in the well create backpressure on the insulated reservoir (RF Patent No. 2152507, publ. 2000.07.10. - prototype).
Известный способ не обеспечивает надежную изоляцию водопритоков или зон поглощения в сильно трещиноватом пласте, характеризующемся ярко выраженным течением жидкости по трещинам.The known method does not provide reliable isolation of water inflows or absorption zones in a highly fractured formation, characterized by a pronounced fluid flow through the cracks.
В предложенном способе решается задача изоляции трещинной части продуктивного пласта.The proposed method solves the problem of isolating the fractured part of the reservoir.
Задача решается тем, что в способе изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине, включающем вскрытие бурением продуктивного пласта, продавку цементного раствора в заколонное пространство и ожидание затвердения цемента под давлением в скважине, согласно изобретению, после разбуривания участка залежи проводят исследование скважин на приток свабированием, установление депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части, закачку через скважину цементного раствора ведут при давлении не более величины депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, при этом в качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м3 нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м3, а продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора.The problem is solved in that in a method for isolating water inflows or absorption zones in a well, including opening a productive formation by drilling, forcing cement slurry into the annulus and waiting for the cement to solidify under pressure in the well, according to the invention, after drilling a section of the reservoir, wells are examined for inflow by swabbing, establishing a depression of the movement of formation fluids in wells that opened the formation without falling into the fractured part, and in wells that opened the formation in the fractured part, injection of Res well cement slurry are at a pressure less than the magnitude of depression of promotion of formation fluids in wells, which revealed no formation of cracks in the contact portion, wherein as the cement slurry used oil cement slurry at a ratio of 1 m 3 oil 1.9-2.1 ton grouting Portland cement with a density of 1570-1600 kg / m 3 , and the sale of oil-cement mortar is performed by degassed oil until the oil-cement mortar is completely displaced from the wellbore.
В процессе закачки плавно увеличивают плотность нефтецементного раствора.During the injection process, the density of the oil-cement mortar is gradually increased.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. вскрытие бурением продуктивного пласта;1. drilling drilling of the reservoir;
2. продавку цементного раствора в заколонное пространство;2. the pushing of cement into the annular space;
3. ожидание затвердения цемента под давлением в скважине;3. waiting for the hardening of cement under pressure in the well;
4. после разбуривания участка залежи проведение исследования скважин на приток свабированием;4. after drilling a section of the deposit, conducting a well study for inflow by swabbing;
5. установление депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части;5. establishing a depression of the propagation of formation fluids in wells that opened the formation without falling into the fractured portion, and in wells that opened the reservoir in the fractured portion;
6. закачку через скважину цементного раствора при давлении не более величины депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть;6. injection of cement slurry through the well at a pressure not exceeding the depression of the progress of formation fluids through the wells that opened the formation without falling into the fractured portion;
7. использование в качестве цементного раствора нефтецементного раствора при соотношении на 1 м3 нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м3;7. the use of a cement mortar of oil-cement mortar with a ratio of 1 m 3 oil 1.9-2.1 tons of cement Portland cement with a density of 1570-1600 kg / m 3 ;
8. продавка нефтецементного раствора дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора;8. pushing the oil-cement solution with degassed oil until the oil-cement solution is completely displaced from the wellbore;
9. в процессе закачки плавное увеличение плотности нефтецементного раствора.9. during the injection process, a gradual increase in the density of oil-cement mortar.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-9 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В настоящее время имеются случаи быстрого обводнения нефтедобывающих скважин с открытым забоем в трещиноватых зонах карбонатных коллекторов вследствие прорыва подошвенных вод. Традиционные подходы к решению вопроса об изоляции подошвенных вод в данном случае не приемлемы, поскольку пласт имеет как бы две проницаемости: трещинную и собственно коллекторскую. В предложенном способе решается задача изоляции трещинной части продуктивного пласта с максимальным сохранением свойств коллектора. Задача решается следующим образом.Currently, there are cases of rapid flooding of oil producing wells with open bottom in the fractured zones of carbonate reservoirs due to the breakthrough of bottom water. Traditional approaches to solving the issue of isolating bottom water in this case are not acceptable, since the formation has two permeabilities, as it were: fractured and collector proper. The proposed method solves the problem of isolating the fractured part of the reservoir with maximum preservation of the properties of the reservoir. The problem is solved as follows.
При бурении скважин было замечено, что при проведении изоляционных операций закачкой цементного раствора изолируются трещиноватые зоны, интенсивно поглощающие промывочную жидкость. При этом после изоляции из этих же интервалов получали интенсивные нефтепроявления. Парадокс состоял в том, что физические свойства (гидрофобность) нефтесодержащих отложений после цементной заливки оставались без изменений. Следовательно, цемент проникает в трещинные образования при давлении меньшем, чем в карбонатные коллекторы.When drilling wells, it was noticed that during insulating operations by pumping cement mortar, fractured zones that intensely absorb flushing fluid are isolated. Moreover, after isolation from the same intervals, intense oil manifestations were obtained. The paradox was that the physical properties (hydrophobicity) of oily deposits after cement pouring remained unchanged. Therefore, cement penetrates into fractured formations at a pressure lower than in carbonate reservoirs.
Для создания предложенной технологии проводят исследование скважин на приток свабированием и устанавливают депрессию продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части. Разница в депрессии достигает двух порядков. Так, депрессия продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, составляет 3,5-4,0 МПа, а по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части, - порядка 0,05 МПа. Чтобы цементный раствор не попадал в коллектор, необходимо давление закачки поддерживать ниже депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, т.е. ниже 3,5-4,0 МПа. После продавки цементного раствора проводят технологическую выдержку под давлением продавки. При этом в качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м3 нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м3, а продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора. При технологической выдержке нефтецементный раствор разбавляется флюидами, заполняющими полости трещин. Происходит замещение нефти, которой затворялся нефтецементный раствор, на пластовую воду. Цемент схватывается и твердеет в части трещин, где имеется пластовая вода, и не схватывается и не твердеет в нефтенасыщенной части пласта. В результате такого избирательного действия достигается блокирование трещин от водонефтяного канала и ниже. Коллекторские свойства нефтенасыщенной части продуктивного пласта не ухудшаются.To create the proposed technology, wells are studied for inflow by swabbing and the depression of the formation fluid advance is established for the wells that have opened the formation without falling into the fractured part, and for the wells that have opened the reservoir in the fractured part. The difference in depression reaches two orders of magnitude. Thus, the depression of the propagation of formation fluids through the wells that opened the formation without falling into the fractured part is 3.5–4.0 MPa, and by the wells that opened the reservoir in the fractured part, it is about 0.05 MPa. In order to prevent the cement slurry from entering the reservoir, it is necessary to maintain the injection pressure below the depression of the movement of formation fluids through the wells that opened the formation without falling into the fractured part, i.e. below 3.5-4.0 MPa. After the cement mortar is poured, technological exposure is carried out under the pressure of the squeeze. In this case, an oil-cement mortar is used as a cement mortar with a ratio of 1.9-2.1 tons of cement Portland cement with a density of 1570-1600 kg / m 3 per 1 m 3 of oil, and oil-cement mortar is discharged with degassed oil until the oil-cement mortar is completely displaced from the wellbore . During technological exposure, the cement cement is diluted with fluids filling the cavity of the cracks. There is a substitution of oil, which closed the oil-cement solution, with produced water. Cement sets and hardens in the part of cracks where formation water is present, and does not set and does not harden in the oil-saturated part of the formation. As a result of such selective action, blocking of cracks from the oil-water channel and below is achieved. The reservoir properties of the oil-saturated part of the reservoir do not deteriorate.
Для более полного заполнения трещин в процессе закачки цементного раствора плавно увеличивают плотность цементного раствора в вышеуказанных пределах.For a more complete filling of cracks in the process of pumping cement, the density of the cement is gradually increased within the above limits.
Кроме того, смесь не затвердевает в скважине. Отпадает необходимость в разбуривании цементного камня или даже цементного моста в скважине.In addition, the mixture does not solidify in the well. There is no need to drill cement stone or even a cement bridge in the well.
В результате проведения операций удается изолировать трещинную часть и сохранить проницаемость коллектора.As a result of the operations, it is possible to isolate the fractured part and maintain the permeability of the reservoir.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разбуривают залежь 301-303 Ромашкинского месторождения на уровень Серпуховского надгоризонта. При строительстве скважин отложения серпуховского надгоризонта эксплуатируют открытым забоем ограниченной глубины. Проводят исследование скважин на приток свабированием и устанавливают депрессию продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части. Устанавливают, что депрессия продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, составляет 3,5-4,0 МПа, а по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части, - порядка 0,05 МПа. Устанавливают давление закачки ниже депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, т.е. ниже 3,5-4,0 МПа, а с необходимым запасом на разброс показателей ниже 2,5-3,0 МПа. В качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м3 нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м3. Продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора. Объем закачки нефтецементного раствора составляет 10-20 м3. После продавки цементного раствора проводят технологическую выдержку под давлением продавки. На части скважин для более полного заполнения трещин в процессе закачки нефтецементного раствора плавно увеличивают плотность нефтецементного раствора.Drill a deposit 301-303 of the Romashkinskoye field to the level of the Serpukhov overhead horizon. During the construction of wells, deposits of the Serpukhov over-horizon are exploited by an open bottom of limited depth. The wells are tested for inflow by swabbing and the depression of the formation fluid advance is established for the wells that opened the formation without falling into the fractured part, and for the wells that opened the reservoir in the fractured part. It is established that the depression of the propagation of formation fluids through the wells that opened the formation without falling into the fractured portion is 3.5–4.0 MPa, and by the wells that opened the reservoir in the fractured portion — about 0.05 MPa. The injection pressure is set below the depression of the movement of formation fluids through wells that have opened the formation without falling into the fractured part, i.e. below 3.5-4.0 MPa, and with the necessary margin for a range of indicators below 2.5-3.0 MPa. As a cement mortar, an oil-cement mortar is used with a ratio of 1.9-2.1 tons of cement Portland cement with a density of 1570-1600 kg / m 3 per 1 m 3 of oil. The sale of oil-cement mortar is performed by degassed oil until the oil-cement mortar is completely displaced from the wellbore. The volume of injection of oil-cement mortar is 10-20 m 3 . After the cement mortar is poured, technological exposure is carried out under the pressure of the squeeze. On the part of the wells, for a more complete filling of the cracks during the injection of the oil-cement solution, the density of the oil-cement solution is gradually increased.
В результате обводненность добываемой продукции снизилась практически со 100% до 10-15%.As a result, the water cut of the extracted products decreased from almost 100% to 10-15%.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляционных работ.The application of the proposed method will improve the efficiency of insulation work.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005133677/03A RU2283421C1 (en) | 2005-11-01 | 2005-11-01 | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005133677/03A RU2283421C1 (en) | 2005-11-01 | 2005-11-01 | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2283421C1 true RU2283421C1 (en) | 2006-09-10 |
Family
ID=37112938
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005133677/03A RU2283421C1 (en) | 2005-11-01 | 2005-11-01 | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2283421C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2550623C2 (en) * | 2009-07-31 | 2015-05-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Zone correction method inside underground hydrocarbons-containing formations (versions) |
CN108533213A (en) * | 2018-05-28 | 2018-09-14 | 长江岩土工程总公司(武汉) | It is a kind of to block the device and its method for blocking for disclosing the drilling of coating artesian water |
-
2005
- 2005-11-01 RU RU2005133677/03A patent/RU2283421C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2550623C2 (en) * | 2009-07-31 | 2015-05-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Zone correction method inside underground hydrocarbons-containing formations (versions) |
CN108533213A (en) * | 2018-05-28 | 2018-09-14 | 长江岩土工程总公司(武汉) | It is a kind of to block the device and its method for blocking for disclosing the drilling of coating artesian water |
CN108533213B (en) * | 2018-05-28 | 2023-06-23 | 长江岩土工程有限公司 | Device for plugging and exposing drilling holes in bearing water of covering layer and plugging method of device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2970650C (en) | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates | |
US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well | |
US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2526061C1 (en) | Isolation of water inflow beds at well construction | |
RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
RU2651829C1 (en) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well | |
US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2392418C1 (en) | Method for insulation of water productions and thief zones in well | |
RU2536904C1 (en) | Elimination of well water production | |
RU2794105C1 (en) | Method for isolating water inflows in gas wells with a sub-horizontal wellbore end | |
RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
RU2152507C1 (en) | Method of insulating water-development strata | |
RU2608103C1 (en) | Method of isolation of gas coming from the gas cap to the oil deposit | |
US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2101464C1 (en) | Well cementation method | |
RU2229015C2 (en) | Method for elimination of intensive absorption | |
CA3048189A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
AU2017386374A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
WO2018125658A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
AU2017386385A1 (en) | Environmentally improved fracturing of a formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121102 |