RU2363841C1 - Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells - Google Patents
Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2363841C1 RU2363841C1 RU2008110677/03A RU2008110677A RU2363841C1 RU 2363841 C1 RU2363841 C1 RU 2363841C1 RU 2008110677/03 A RU2008110677/03 A RU 2008110677/03A RU 2008110677 A RU2008110677 A RU 2008110677A RU 2363841 C1 RU2363841 C1 RU 2363841C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer
- well
- interval
- period
- horizontal
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения и изоляции водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for limiting and isolating water inflows into horizontal trunks of production wells.
Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин с использованием безмуфтовой длинномерной трубы, заключающийся в заполнении горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью и последующей закачке водоизолирующей композиции в обводненный интервал пласта (патент РФ №2235873, кл. 7 Е21В 43/32, 33/13, 2003).A known method of isolating water inflows in a horizontal wellbore of a producing well using a sleeveless long pipe, which consists in filling a horizontal portion of a wellbore with blocking fluid and then pumping a water-insulating composition into the flooded interval of the formation (RF patent No. 2235873, class 7 Е21В 43/32, 33/13 , 2003).
Недостатком указанного способа является привлечение дополнительного оборудования, в частности безмуфтовой длинномерной трубы, увеличение числа спускоподъемных операций и времени осуществления мероприятия, сложность осуществления продавливания водоизолирующей композиции в интервал изоляции методом уходящей заливки, при котором скорость заполнения изолируемого интервала горизонтального ствола должна соответствовать скорости подъема безмуфтовой длинномерной трубы. Недостатком также является то, что способ применим только в случае, когда точно определено расположение интервалов водопритоков.The disadvantage of this method is the attraction of additional equipment, in particular a sleeveless long pipe, an increase in the number of tripping operations and the time of the event, the difficulty of pushing the water-insulating composition into the isolation interval by the outgoing pouring method, at which the filling speed of the insulated horizontal hole interval must correspond to the lifting speed of the sleeveless long pipe . The disadvantage is also that the method is applicable only in the case when the location of the intervals of water inflows is precisely determined.
Известен другой способ изоляции пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке добывающей скважины, согласно которому после спуска колонны НКТ до забоя горизонтального участка ствола скважины межтрубное пространство необсаженного горизонтального участка заполняют цементным раствором, модифицированным поливинилацетатным реагентом, проводят выдержку в течение 2-3 часов с последующей промывкой скважины (патент РФ №2273722, кл. Е21В 33/13, 2004). Согласно способу напротив интервалов водопроявляющих пластов образуют тонкую плотную водонепроницаемую корку.There is another method of isolating produced water in an uncased horizontal section of a producing well, according to which, after lowering the tubing string to the bottom of the horizontal section of the wellbore, the annular space of the uncased horizontal section is filled with cement mortar, a modified polyvinyl acetate reagent, holding is carried out for 2-3 hours, followed by washing of the well (RF patent No. 2273722, CL ЕВВ 33/13, 2004). According to the method, a thin, dense, waterproof crust is formed opposite the intervals of the water-producing strata.
Недостатком способа является возможность быстрого прорыва изолируемой воды в горизонтальный ствол скважины вдоль тонкой непроницаемой корки в скважину. Этому способствует то, что, как правило, горизонтальные стволы пробурены вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении. Поэтому пластовая вода может легко фильтроваться по напластованию пород вдоль тонкой непроницаемой корки и прорываться в полость горизонтального ствола.The disadvantage of this method is the ability to quickly break through insulated water into a horizontal wellbore along a thin impermeable crust into the well. This is facilitated by the fact that, as a rule, horizontal trunks are drilled along the bedding, and the permeability of the rocks along the bedding is much higher than in the transverse direction. Therefore, produced water can be easily filtered by bedding along a thin impermeable crust and break into the cavity of a horizontal trunk.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин (патент РФ №2286447, кл. Е21В 43/27, 2004).The closest technical solution chosen for the prototype is a method of isolating water inflows in a horizontal wellbore of producing wells (RF patent No. 2286447, CL EV 43/27, 2004).
Способ включает закачку в призабойную зону для создания профилактического слоя вязкой нефти с наполнителями, растворимыми в кислоте или легкой нефти, размер частиц которых больше размера пор и каналов в нефтеносной части горизонтального ствола, но меньше размеров каналов в зоне водопритока, последующую закачку полимера или состава на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или их смеси, продавку полимера или состава на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или их смеси, остановку скважины на время отверждения полимера или состава на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или их смеси, разбуривание отвержденного полимера или состава на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или их смеси, закачку кислоты или легкой нефти, или дизельного топлива, или дистиллята.The method includes injecting into the bottomhole zone to create a preventive layer of viscous oil with fillers soluble in acid or light oil, the particle size of which is larger than the pore and channel size in the oil-bearing part of the horizontal wellbore, but smaller than the channel size in the water inflow zone, the subsequent injection of polymer or composition into the basis of a hydrocarbon liquid with a hydrophilic powder material or a mixture thereof, the sale of a polymer or composition based on a hydrocarbon liquid with a hydrophilic powder material or a mixture thereof Patent Application wells on the curing time of the polymer or composition on the basis of hydrocarbon liquid with a hydrophilic powder material or mixtures thereof, drilling of a cured polymer or composition based on hydrocarbon liquid with a hydrophilic powder material or mixtures thereof, injecting the acid or light oil, or diesel fuel or distillate.
Недостатком указанного способа является сложность создания надежного профилактического слоя, который будет зависеть от выбора оптимального размера наполнителей вязкой нефти, в противном случае возможно значительное снижение проницаемости зоны водопритока и уменьшение коэффициента селективности последующей закачки самого тампонирующего состава. Недостатком также является необходимость разбуривания отвержденного тампонирующего состава или смеси тампонирующих составов.The disadvantage of this method is the difficulty of creating a reliable preventive layer, which will depend on the choice of the optimal size of viscous oil fillers, otherwise a significant decrease in the permeability of the water inflow zone and a decrease in the selectivity of the subsequent injection of the plugging composition itself are possible. A disadvantage is the need to drill a cured plugging composition or mixture of plugging compositions.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции притока воды в горизонтальные скважины, причем также в протяженные горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром, при повышенной пластовой температуре, когда неизвестно расположение зоны притока воды.The objective of the invention is to increase the efficiency of isolation of water inflow into horizontal wells, and also into extended horizontal wells both with a cased or open bottom, and equipped with a filter shank, at elevated reservoir temperature, when the location of the water inflow zone is unknown.
Технический результат заключается в создании эффективного способа изоляции притока воды в горизонтальные скважины, обеспечивающего селективное проникновение водоизолирующей композиции преимущественно в область водопритока, причем также в протяженные горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром, при повышенной пластовой температуре, когда неизвестно расположение зоны притока воды,The technical result consists in creating an effective method of isolating the influx of water into horizontal wells, which ensures selective penetration of the water-insulating composition mainly into the area of water inflow, and also into extended horizontal wells both with a cased or open bottom, and equipped with a filter liner, at elevated reservoir temperature, when the location of the water supply zone is unknown,
Сущность изобретения заключается в том, что в способе поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающем закачку полимера в каждый интервал, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на период структурообразования полимера после обработки каждого интервала, перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем "жизни", в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают водой в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.The essence of the invention lies in the fact that in the method of interval-wise isolation and limiting water inflows into horizontal wells, including pumping polymer into each interval, pumping polymer solution with water, stopping the well for the period of polymer formation after processing each interval, before pumping polymer solution into each interval into the well blocking fluid is pumped with an optimal “life” time, during which a predetermined volume of polymer is pumped into the isolated interval after and which self-destruction of the blocking fluid occurs, in the amount necessary to fill the horizontal wellbore from the bottom of the well to the nearest to the bottom of the boundary of the interval of treatment with the polymer solution, after exposure to the period of polymer structure formation in the last processed interval, the polymer destructor is pumped into the well, which is then forced through water into the formation in the near borehole zone and incubated for the period of destruction of the polymer in this zone.
Новым является то, что горизонтальную скважину обрабатывают поинтервально, начиная с дальней зоны от забоя скважины, продвигаясь к забою, каждый раз отсекая область, необрабатываемую полимером, заполнением этой части горизонтального ствола блокирующей саморазрушающейся жидкостью с заданным временем "жизни", что позволяет проводить обработку протяженных скважин в условиях повышенных температур, когда сплошная закачка в весь горизонтальный ствол полимерного состава ограничена малым временем гелеобразования и может быть осложнена преждевременным образованием гелевой структуры в стволе скважины, кроме того, не требуется последующее разбуривание отвержденного полимера.What is new is that a horizontal well is processed at intervals, starting from the far zone from the bottom of the well, moving towards the bottom, each time cutting off the area that is not processed by the polymer, filling this part of the horizontal well with a blocking self-destructive fluid with a given “life” time, which allows processing of extended wells at elevated temperatures, when continuous injection into the entire horizontal well of the polymer composition is limited by a short gelation time and can be complicated by devremennym form a gel structure in the wellbore, in addition, no subsequent drilling out of the cured polymer is required.
В качестве блокирующей саморазрушающейся жидкости может применяться, например, водный раствор эмульсии обратного типа, содержащий, вес.ч.: дизельное топливо 25-38, эмульгатор Ялан 9-1 0,5-5, вода 62,5-70.As a self-destructive blocking liquid, for example, an aqueous solution of an inverse emulsion type can be used, comprising, parts by weight: diesel fuel 25-38, emulsifier Yalan 9-1 0.5-5-5, water 62.5-70.
В качестве полимерного состава может применяться, например, состав, содержащий, вес.ч.: полиакриламид 1-2,5, вода 97-98,8, сшивающий агент ацетат хрома 0,2-0,5.As the polymer composition can be used, for example, a composition containing, parts by weight: polyacrylamide 1-2.5, water 97-98.8, a crosslinking agent, chromium acetate 0.2-0.5.
В качестве деструктора полимера может применяться, например, состав, содержащий, вес.ч.: монопероксигидрат мочевины 5-20, вода 80-95.As a polymer destructor, for example, a composition may be used comprising, parts by weight: urea monoperoxyhydrate 5-20, water 80-95.
Представленные чертежи поясняют схему реализации способа в открытом горизонтальном стволе на примере трехинтервальной обработки.The presented drawings illustrate the implementation scheme of the method in an open horizontal barrel using three-interval processing as an example.
На фиг.1 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение блокирующей жидкости 2, водоизолирующей композиции 3 при проведении обработки первого интервала, продавливающей жидкости 4.Figure 1 shows the open
На фиг.2 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение блокирующей жидкости 2, структурированного полимера в пласте 5, водоизолирующей композиции 3 при проведении обработки второго интервала, продавливающей жидкости 4.Figure 2 presents the open
На фиг.3 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение структурированного полимера в пласте 5, водоизолирующей композиции 3 при проведении обработки третьего интервала, продавливающей жидкости 4.Figure 3 presents the open
На фиг.4 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение структурированного полимера в пласте 5, деструктора полимера 6 при проведении обработки всего горизонтального ствола, продавливающей жидкости 4.Figure 4 presents the open
На фиг.5 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение продавливающей жидкости 4 и структурированного полимера в пласте 5 после деструкции полимера в приствольной зоне.Figure 5 presents the open
Пример реализации способа.An example implementation of the method.
Горизонтальная скважина имеет открытый ствол протяженностью 900 м и диаметром 152 мм. Интервал поступления воды в скважину неизвестен. Принято решение о проведении водоизоляционных работ с поэтапной трехинтервальной обработкой по длине горизонтальной скважины.The horizontal well has an open bore 900 m long and 152 mm in diameter. The interval of water flow into the well is unknown. It was decided to carry out waterproofing work with a phased three-interval treatment along the length of a horizontal well.
Водоизоляционные работы проводят в следующей последовательности.Waterproofing work is carried out in the following sequence.
В скважину через колонну НКТ закачивают 9,2 м3 блокирующей жидкости, следом за которой закачивают раствор полимера в объеме 45 м3. Закачку первоначально ведут при открытой затрубной задвижке, при достижении блокирующей жидкости башмака НКТ задвижку закрывают. Поскольку блокирующая жидкость не фильтруется в пласт, она оттесняется полимером до забоя скважины, блокируя дальнюю часть ствола от проникновения полимера. Полимер фильтруется в пласт в первый интервал, т.е. в ту область скважины, которая не заполнена блокирующей жидкостью, причем в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера. Продавку полимера осуществляют водой. После чего проводят технологическую выдержку на период гелеобразования и саморазрушения блокирующей жидкости продолжительностью 12-24 часов.9.2 m 3 of blocking fluid is pumped into the well through a tubing string, followed by a polymer solution in a volume of 45 m 3 . The injection is initially carried out with the annular valve open, when the blocking fluid reaches the tubing shoe, the valve is closed. Since the blocking fluid is not filtered into the reservoir, it is pushed out by the polymer until the bottom of the well, blocking the far part of the well from the penetration of the polymer. The polymer is filtered into the reservoir in the first interval, i.e. in the area of the well that is not filled with blocking fluid, and more so in the area of water inflow, which is achieved by the selectivity of polymer filtration. Selling polymer is carried out with water. Then carry out technological exposure for the period of gelation and self-destruction of the blocking fluid lasting 12-24 hours.
Затем при открытой затрубной задвижке в скважину закачивают 4,6 м3 блокирующей жидкости, следом за которой закачивают раствор полимера в объеме 45 м3, при достижении блокирующей жидкости башмака НКТ задвижку закрывают. Продавку полимера осуществляют водой. В этом случае блокирующая жидкость также оттесняется на забой скважины, а полимер преимущественно фильтруется в пласт во второй интервал, т.е. в ту область скважины, которая не занята блокирующей жидкостью и структурированным гелем, причем в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера. После чего проводят очередную технологическую выдержку на период гелеобразования и саморазрушения блокирующей жидкости продолжительностью 12-24 часов.Then, with an open annular valve, 4.6 m 3 of blocking fluid is pumped into the well, followed by a polymer solution in a volume of 45 m 3 , and when the blocking fluid reaches the tubing shoe, the valve is closed. Selling polymer is carried out with water. In this case, the blocking fluid is also pushed to the bottom of the well, and the polymer is mainly filtered into the reservoir in the second interval, i.e. in the area of the well that is not occupied by blocking fluid and structured gel, and more so in the area of water inflow, which is achieved by the selectivity of polymer filtration. Then they conduct the next technological exposure for the period of gelation and self-destruction of the blocking fluid lasting 12-24 hours.
На следующем этапе в скважину при открытой затрубной задвижке закачивают 45 м3 полимера, при достижении полимера башмака НКТ задвижку закрывают, продавливание полимера проводят водой, при этом полимер фильтруется преимущественно в третий интервал, также в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера. Проводят очередную технологическую выдержку на период гелеобразования продолжительностью 12-24 часов.At the next stage, 45 m 3 of polymer is pumped into the well with an open annular valve, when the polymer reaches the tubing shoe, the valve is closed, the polymer is pressed through with water, while the polymer is filtered mainly in the third interval, also to a greater extent in the region of water inflow, which is achieved by polymer filtration selectivity . Spend the next technological exposure for the period of gelation lasting 12-24 hours.
На следующем этапе в скважину при открытой затрубной задвижке закачивают 14 м3 деструктора полимера, при достижении деструктора башмака НКТ задвижку закрывают, вытесняют деструктор из скважины в ближнюю приствольную область. Продавливание деструктора проводят водой, при этом деструктор проникает в пласт достаточно равномерно по всей длине горизонтального ствола в соответствии с кинетикой химического взаимодействия. Проводят очередную технологическую выдержку на период разрушения геля в приствольной области в течение 6 часов.At the next stage, 14 m 3 of the polymer destructor are pumped into the well with an open annular valve, when the tubing shoe destructor is reached, the valve is closed, the destructor is forced out of the well into the near near-barrel region. The destruction of the destructor is carried out with water, while the destructor penetrates the formation quite evenly along the entire length of the horizontal wellbore in accordance with the kinetics of chemical interaction. Spend the next technological exposure for the period of destruction of the gel in the trunk region for 6 hours.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008110677/03A RU2363841C1 (en) | 2008-03-19 | 2008-03-19 | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008110677/03A RU2363841C1 (en) | 2008-03-19 | 2008-03-19 | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2363841C1 true RU2363841C1 (en) | 2009-08-10 |
Family
ID=41049622
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008110677/03A RU2363841C1 (en) | 2008-03-19 | 2008-03-19 | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2363841C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494247C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of water-flooded oil deposit |
| RU2522369C1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones |
| RU2528343C1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of water influx isolation and limitation to horizontal wells |
| RU2597220C1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
-
2008
- 2008-03-19 RU RU2008110677/03A patent/RU2363841C1/en active IP Right Revival
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494247C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of water-flooded oil deposit |
| RU2522369C1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones |
| RU2528343C1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of water influx isolation and limitation to horizontal wells |
| RU2597220C1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2397319C2 (en) | Hydraulic stratum fracture method | |
| US5425421A (en) | Method for sealing unwanted fractures in fluid-producing earth formations | |
| AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| RU2363841C1 (en) | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| WO2017217966A1 (en) | Treatment isolation in restimulations with inner wellbore casing | |
| RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
| US11434409B2 (en) | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels | |
| RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
| RU2684262C9 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| CN101949283A (en) | Water reducing, de-plugging and yield increasing integrated process | |
| RU2619778C1 (en) | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs | |
| WO2021183739A1 (en) | Systems, methods, and compositions for reservoir stimulation treatment diversion using thermochemicals | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100320 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20110510 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130320 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140510 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180206 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180320 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190801 |