RU2392419C1 - Method for limiting influx of water into production well - Google Patents
Method for limiting influx of water into production well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2392419C1 RU2392419C1 RU2009112472/03A RU2009112472A RU2392419C1 RU 2392419 C1 RU2392419 C1 RU 2392419C1 RU 2009112472/03 A RU2009112472/03 A RU 2009112472/03A RU 2009112472 A RU2009112472 A RU 2009112472A RU 2392419 C1 RU2392419 C1 RU 2392419C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- packer
- formation
- stratum
- pumped
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ограничения притока вод при ремонте добывающих скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for limiting the influx of water during the repair of production wells.
Известен способ применения жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину (Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину. // «Нефтяное хозяйство». - 2006. - №3. - С.62-63). Способ включает закачивание в интервал перфорации обводненной нефтедобывающей скважины тампонажного состава на основе жидкого стекла с повышенным модулем, неонола, этилацетата и воды.There is a method of using liquid glass with a high modulus in limiting the flow of water into the well (Kadyrov PP, Khasanova DK. The use of liquid glass with a high modulus in limiting the flow of water into the well. // Oil Industry. - 2006. - No. 3. - S. 62-63). The method includes pumping cement slurry composition based on liquid glass with increased modulus, neonol, ethyl acetate and water into the perforation interval of a water-cut oil producing well.
Недостатком известного способа является то, что при закачивании тампонажного состава в интервал перфорации он попадает как в водонасыщенную, так и в нефтенасыщенную часть пласта. При последующем отверждении тампонажного состава в нефтенасыщенной части пласта может произойти снижение коллекторских свойств и падение дебита по нефти.The disadvantage of this method is that when pumping the grouting composition into the perforation interval, it enters both the water-saturated and oil-saturated parts of the formation. With the subsequent curing of the grouting composition in the oil-saturated part of the reservoir, a decrease in reservoir properties and a decrease in oil production may occur.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции притока пластовых вод (патент SU №1804549, МПК E21B 33/138, опубл. 23.03.93. Бюл. №11). Способ включает установку пакера над водопроявляющим пропластком, последовательную закачку воздуха для установившегося режима фильтрации и тампонирующего состава в потоке воздуха, в режиме образования аэрозоля, в водопроявляющий пропласток через НКТ. С целью предотвращения попадания тампонирующего состава в газонасыщенную часть пласта, одновременно с закачкой воздуха и тампонирующего состава осуществляют закачку сырой нефти или стабильного газового конденсата в газонасыщенную часть пласта через затрубное пространство.The closest technical solution to the proposed is a method of isolating the influx of formation water (patent SU No. 1804549, IPC E21B 33/138, publ. 23.03.93. Bull. No. 11). The method includes installing a packer over a water-showing interlayer, sequential air injection for a steady state filtration and plugging composition in an air stream, in an aerosol formation mode, into a water-showing interlayer through a tubing. In order to prevent the plugging composition from entering the gas-saturated part of the formation, simultaneously with the injection of air and the plugging composition, crude oil or stable gas condensate is pumped into the gas-saturated part of the formation through the annulus.
Недостатком известного способа является то, что при установке пакера над водопроявляющим пропластком в интервал перфорации велика вероятность наличия сообщения за эксплуатационной колонной интервала перфорации выше и ниже пакера. В данном случае, предназначенная для закачивания в газонасыщенную часть пласта нефть будет смешиваться за эксплуатационной колонной с тампонирующим составом, и полученная смесь тампонирующего состава с нефтью будет закачиваться в часть пласта с наибольшей приемистостью. Раздельное закачивание нефти в газонасыщенную часть пласта и тампонирующего состава в обводненную часть пласта в данном случае не произойдет. Ряд тампонажных составов, например высоковязкая гидрофобная обратная эмульсия на основе воды и углеводородной жидкости, широко применяемая при ограничении водопритока (например, патент RU №2219326, МПК E21B 33/138, опубл. 20.12.03 и т.п.), при смешении за эксплуатационной колонной с нефтью разжижается и теряет свои водоизолирующие свойства. Таким образом, предотвращение попадания тампонирующего состава закачиванием нефти в газонасыщенную часть пласта не произойдет, при этом возможно разбавление тампонирующего состава жидкостью, предназначенной для временного блокирования продуктивного пласта, и потеря тампонирующим составом изолирующих свойств с последующим снижением эффективности водоизоляционных работ.The disadvantage of this method is that when the packer is installed above the water-producing interlayers in the perforation interval, there is a high probability of a message behind the production string of the perforation interval above and below the packer. In this case, the oil intended for injection into the gas-saturated part of the formation will be mixed behind the production string with the plugging composition, and the resulting mixture of plugging composition with oil will be pumped into the part of the formation with the highest injectivity. Separate injection of oil into the gas-saturated part of the reservoir and the plugging composition into the flooded part of the reservoir in this case will not occur. A number of grouting compositions, for example, a highly viscous hydrophobic inverse emulsion based on water and a hydrocarbon liquid, widely used to limit water inflow (for example, patent RU No. 2219326, IPC E21B 33/138, publ. 20.12.03, etc.), when mixed for the production oil column liquefies and loses its water-insulating properties. Thus, the plugging composition will not be prevented from pumping oil into the gas-saturated part of the formation, while the plugging composition may be diluted with a liquid intended to temporarily block the reservoir, and the insulating properties of the plugging compound will be lost, followed by a decrease in the efficiency of waterproofing operations.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности ограничения притока вод в добывающую скважину при сохранении коллекторских свойств продуктивной части пласта, за счет создания условий для закачивания жидкости временного блокирования непосредственно в продуктивную часть пласта, исключения разбавления тампонирующего состава жидкостью для временного блокирования продуктивной части пласта, предотвращения попадания тампонирующего состава в продуктивную часть пласта с ее кольматированием и сокращения периода освоения скважины.An object of the invention is to increase the efficiency of limiting the flow of water into the production well while maintaining the reservoir properties of the productive part of the formation, by creating conditions for pumping temporary blocking fluid directly into the productive part of the formation, eliminating the dilution of the plugging composition with liquid to temporarily block the productive part of the formation, and preventing the plugging composition in the productive part of the reservoir with its colmatization and reduction of the period mastered I'm well.
Задача решается способом ограничения притока вод в добывающую скважину, включающим установку пакера с колонной труб, сообщающейся с подпакерным пространством, в интервал перфорации над обводненной частью пласта, одновременную закачку тампонирующего состава, содержащего в качестве основного компонента силикат натрия, по колонне труб в подпакерное пространство и обводненную часть пласта, и жидкости по затрубному пространству в надпакерное пространство и продуктивную часть пласта.The problem is solved by a method of limiting the influx of water into the producing well, including installing a packer with a pipe string communicating with the under-packer space in the perforation interval over the flooded part of the formation, simultaneous injection of the plugging composition containing sodium silicate as the main component through the pipe string into the under-packer space and the flooded part of the formation, and fluid along the annulus into the overpacker space and the productive part of the formation.
Новым является то, что жидкость, являющуюся ускорителем отверждения тампонирующего состава в виде водного солевого раствора с содержанием кальция не менее 10 г/л и содержанием 0,1-0,2% поверхностно-активных веществ, закачивают по затрубному пространству с расходом 1-2 л/сек, а тампонирующий состав закачивают с расходом в 3-5 раз большим, чем расход солевого раствора.New is that the liquid, which is the accelerator of the curing of the plugging composition in the form of an aqueous salt solution with a calcium content of at least 10 g / l and a content of 0.1-0.2% of surfactants, is pumped through the annulus with a flow rate of 1-2 l / sec, and the plugging composition is injected with a flow rate of 3-5 times greater than the flow rate of saline.
Способ реализуют следующим образом. Производят спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах технологического пакера и его посадку в интервале перфорации. Посадку пакера производят в интервал малопроницаемого пропластка над обводненной частью пласта. Обводненную часть пласта определяют проведением комплекса геофизических исследований. Точность посадки пакера в интервал малопроницаемого пропластка определяют закачивая воду в насосно-компрессорные трубы и выявляя наличие излива воды из скважины по межтрубному пространству, то есть путем определения наличия сообщения за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера. Эту операцию повторяют с посадкой технологического пакера на разных глубинах и определяют место, где сообщение за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера отсутствует или интенсивность сообщения минимальна. После этого, производят подъем технологического пакера, спуск и посадку разбуриваемого пакера в искомом месте. Далее через насосно-компрессорные трубы закачивают в обводненную часть пласта тампонирующий состав, содержащий в качестве основного компонента силикат натрия. Например, может быть использован состав, содержащий 100 мас.ч. жидкого стекла с повышенным модулем; 1,0 мас.ч. неонола; 5-10 мас.ч. этилацетата и 100 мас.ч. воды. Использование этого состава известно (см. патент SU №2270328, МПК E21B 33/138, опубл. 20.02.06. Бюл. №5). Одновременно по межтрубному пространству в верхнюю продуктивную часть пласта для ее временного блокирования закачивают водный солевой раствор с содержанием кальция не менее 10 г/л, в который добавлено поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,2%. В качестве водного солевого раствора может быть использована, например, пластовая минерализованная вода хлоркальциевого типа с содержанием кальция не менее 10 г/л. В качестве поверхностно-активного вещества может быть использован реагент МЛ-81Б, который производится по ТУ 2481-007-48482528-99, и ему подобные. Реагент МЛ-81Б представляет собой подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета является водным раствором смеси анионных (сульфанол, сульфонат) и неионогенных (неонол) поверхностно-активных веществ.The method is implemented as follows. They make a descent into the well on the tubing of the process packer and land it in the perforation interval. The packer is planted in the interval of low permeability layer over the flooded part of the reservoir. The flooded part of the reservoir is determined by a complex of geophysical surveys. The accuracy of the packer landing in the tight permeability interval is determined by pumping water into the tubing and detecting the presence of a spill of water from the well along the annulus, that is, by determining the presence of messages beyond the production casing of the intervals above and below the packer. This operation is repeated with the technological packer landing at different depths and determining the place where there is no message behind the production casing of intervals above and below the packer or the message intensity is minimal. After that, the technological packer is hoisted, the drilled packer is lowered and landed in the desired location. Next, through the tubing are pumped into the flooded part of the reservoir plugging composition containing sodium silicate as the main component. For example, a composition containing 100 parts by weight can be used. liquid glass with increased modulus; 1.0 parts by weight neonol; 5-10 parts by weight ethyl acetate and 100 parts by weight water. The use of this composition is known (see patent SU No. 2270328, IPC E21B 33/138, publ. 02.20.06. Bull. No. 5). At the same time, an aqueous saline solution with a calcium content of at least 10 g / l, to which a surfactant in an amount of 0.1-0.2% is added, is pumped through the annulus into the upper productive part of the formation to temporarily block it. As an aqueous saline solution, for example, potassium chloride-type mineralized water with a calcium content of at least 10 g / l can be used. As a surfactant, the reagent ML-81B, which is produced according to TU 2481-007-48482528-99, and the like, can be used. The reagent ML-81B is a yellow to brown mobile viscous liquid; it is an aqueous solution of a mixture of anionic (sulfanol, sulfonate) and nonionic (neonol) surfactants.
Силикат натрия (жидкое стекло) с повышенным модулем выпускается по ТУ 2145-002-12979928-2001, представляет собой жидкость прозрачную или с серым оттенком, с массовой долей двуокиси кремния 17,5-27,0% и массовой долей окиси натрия 3,5-4,5%. Плотность жидкого стекла с повышенным модулем 1160-1250 кг/м3.Sodium silicate (water glass) with an increased module is produced according to TU 2145-002-12979928-2001, it is a transparent or grayish liquid, with a mass fraction of silicon dioxide of 17.5-27.0% and a mass fraction of sodium oxide 3.5 -4.5%. The density of water glass with a high modulus of 1160-1250 kg / m 3 .
Этилацетат технический выпускается по ГОСТ 8981-78 «Эфиры этиловый и нормальный бутиловый уксусной кислоты», представляет собой прозрачную жидкость плотностью 898-900 кг/м3.Technical ethyl acetate is produced according to GOST 8981-78 "Ethyl and normal butyl acetic acid esters", is a transparent liquid with a density of 898-900 kg / m 3 .
Неонол АФ 9-12 выпускается по ТУ 2483-077-05766801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета плотностью 1043-1049 кг/м3.Neonol AF 9-12 is produced according to TU 2483-077-05766801-98, is a transparent oily liquid from colorless to light yellow in density 1043-1049 kg / m 3 .
Так как посадку разбуриваемого пакера производят в место, где сообщение за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера отсутствует или интенсивность сообщения минимальна, при закачивании тампонирующего состава и жидкости, закачиваемой для обеспечения временного блокирования продуктивной части пласта, их смешивание непосредственно за эксплуатационной колонной происходить не будет, или смешивание будет минимальным. Будет происходить раздельное закачивание тампонирующего состава на основе силиката натрия в обводненную часть пласта и жидкости, закачиваемой для обеспечения временного блокирования в продуктивную часть пласта. Используемый в качестве жидкости для обеспечения временного блокирования водный солевой раствор с содержанием кальция не менее 10 г/л является ускорителем отверждения для тампонирующего состава на основе силиката натрия. При смешении тампонирующего состава на основе силиката натрия и водного солевого раствора с содержанием кальция не менее 10 г/л в процессе их одновременного закачивания в пласт, на границе смешения будет образовываться плотная тампонирующая масса, разграничивающая собой продуктивную и обводненную части пласта, предотвращающая дальнейшее смешивание. Образование тампонирующей массы, разграничивающей продуктивную и обводненную части пласта, предотвращает попадание тампонирующего состава в продуктивную часть пласта и ее кольматирование. При содержании кальция в водном солевом растворе менее 10 г/л, образование тампонирующей массы происходить не будет. Введение 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества в водный солевой раствор необходимо с целью сохранения коллекторских свойств продуктивной части пласт. Известно, что добавление 0,1-0,2% МЛ-81Б в закачиваемые водные солевые растворы позволяет сохранить коллекторские свойства нефтяных пластов (Хисамов Р.С., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс технологий сохранения и увеличения продуктивности нефтяных пластов. // «Нефтяное хозяйство». - 2007. - №7. - С.50-53).Since the drilled packer is planted in a place where there is no communication behind the production string of intervals above and below the packer or the communication intensity is minimal, when pumping the plugging composition and fluid injected to temporarily block the productive part of the formation, they will not be mixed directly after the production string , or mixing will be minimal. Separate injection of the sodium silicate-based plugging composition will occur in the flooded part of the formation and the fluid injected to provide temporary blocking in the productive part of the formation. Used as a liquid to provide temporary blocking, an aqueous salt solution with a calcium content of at least 10 g / l is a curing accelerator for a sodium silicate plugging composition. When mixing a plugging composition based on sodium silicate and an aqueous salt solution with a calcium content of at least 10 g / l during their simultaneous injection into the reservoir, a dense plugging mass will form at the mixing boundary, delimiting the productive and flooded portions of the reservoir, preventing further mixing. The formation of a plugging mass, delimiting the productive and flooded parts of the formation, prevents the plugging composition from entering the productive part of the formation and its clogging. When the calcium content in the aqueous salt solution is less than 10 g / l, the formation of a plugging mass will not occur. The introduction of 0.1-0.2% surfactant in aqueous saline is necessary in order to maintain the reservoir properties of the productive part of the reservoir. It is known that the addition of 0.1-0.2% ML-81B to injected aqueous saline solutions allows you to save the reservoir properties of oil reservoirs (Khisamov RS, Orlov GA, Musabirov M.Kh. Complex technologies for preserving and increasing productivity oil reservoirs. // "Oil industry". - 2007. - No. 7. - S.50-53).
Объем тампонирующего состава на основе силиката натрия выбирают в зависимости от геолого-технических условий в соответствии с действующими руководящими документами на проведение работ по ограничению водопритока. Расход жидкости для обеспечения временного блокирования продуктивной части пласта в процессе закачивания устанавливают 1-2 л/сек, а тампонирующий состав закачивают с расходом в 3-5 раз большим. При таком соотношении расходов создаются оптимальные условия для образования тампонирующей массы на границе смешения тампонирующего состава на основе силиката натрия и водного солевого раствора с содержанием кальция не менее 10 г/л. При уменьшении расхода закачивания водного солевого раствора объем образующейся тампонирующей массы будет недостаточен для разграничения продуктивной и обводненной части пласта. Увеличение расхода при закачивании водного солевого раствора приведет только к увеличению времени его отбора из пласта в процессе освоения скважины после работ по ограничению водопритока.The volume of the plugging composition based on sodium silicate is selected depending on the geological and technical conditions in accordance with the current guidelines for work to limit water inflow. The fluid flow rate to ensure temporary blocking of the productive part of the formation during the injection process is set to 1-2 l / s, and the plugging composition is pumped with a flow rate of 3-5 times greater. With this ratio of costs, optimal conditions are created for the formation of the plugging mass at the mixing boundary of the plugging composition based on sodium silicate and aqueous saline with a calcium content of at least 10 g / l. With a decrease in the injection rate of the aqueous saline, the volume of the resulting plugging mass will be insufficient to distinguish between the productive and the flooded parts of the formation. The increase in flow rate during the injection of aqueous saline will only lead to an increase in the time of its withdrawal from the formation in the process of well development after work to limit water production.
После закачивания и продавливания в пласт тампонирующего состава на основе силиката натрия скважину оставляют на время отверждения последнего. Отверждение тампонирующего состава на основе силиката натрия происходит при взаимодействии с пластовой водой, кроме того, возможно использование тампонирующих составов на основе силиката натрия, содержащих в своем составе отвердитель. Отвердевший тампонирующий состав блокирует пути притока воды в скважину. В дальнейшем скважину осваивают и пускают в эксплуатацию. За счет предотвращения попадания тампонирующего состава в продуктивную часть пласта и ее кольматирования в процессе изоляционных работ сокращается период освоения скважины. До освоения возможно разбуривание используемого при закачивании пакера.After pumping and squeezing into the reservoir, the plugging composition based on sodium silicate, the well is left for the time of curing of the latter. The curing of the plugging composition based on sodium silicate occurs when interacting with formation water, in addition, it is possible to use plugging compositions based on sodium silicate containing a hardener. The hardened plug composition blocks the flow of water into the well. Subsequently, the well is mastered and put into operation. By preventing the plugging composition from entering the productive part of the formation and its clogging during the isolation process, the period of well development is reduced. Before mastering, it is possible to drill the packer used when pumping.
После закачивания тампонирующего состава на основе силиката натрия возможно закачивание закрепляющего цементного раствора. Предлагаемый способ может быть реализован при ликвидации заколонных перетоков. В данном случае в интервале обводняющего пласта производят перфорацию эксплуатационной колонны создают спецотверстия. Разбуриваемый пакер устанавливают между спецотверстиями и существующим эксплуатационным фильтром. Закачивание водного солевого раствора с содержанием кальция не менее 10 г/л с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества производят в эксплуатационный фильтр, а одновременное закачивание тампонирующего состава на основе силиката натрия производят в спецотверстия.After pumping a sodium silicate-based plugging composition, it is possible to pump a cementitious mortar. The proposed method can be implemented in the elimination of annular flows. In this case, in the interval of the waterlogging layer, the production string is perforated and special holes are created. The drilled packer is installed between the special openings and the existing operational filter. The injection of an aqueous salt solution with a calcium content of at least 10 g / l with the addition of 0.1-0.2% surfactant is carried out in a production filter, and the simultaneous injection of a plugging composition based on sodium silicate is carried out in special openings.
Пример применения способа.An example of the application of the method.
Работы проводились на скважине №3907 Зай-Каратайской площади «ОАО Татнефть». Продуктивный пласт в скважине вскрыт в интервале 1780-1787 м. Скважина работала с обводненностью продукции 90% и было принято решение о проведении работ по ограничению водопритока. В процессе проведения работ произвели спуск и посадку на глубинах 1784 м, 1785 м и 1786 м технологического пакера типа ПРО, закачиванием в насосно-компрессорные трубы воды после заполнения эксплуатационной колонны определили наличие и интенсивность излива воды из скважины по межтрубному пространству, то есть наличие сообщения за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера и интенсивность перетока. Было установлено, что при посадке пакера ПРО на глубине 1784 м сообщение за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера отсутствует. После этого, произвели подъем пакера ПРО, спуск и посадку разбуриваемого пакера типа ПРК на глубине 1784 м. Далее через насосно-компрессорные трубы закачали с расходом 6 л/с в обводненную часть пласта тампонирующий состав, содержащий 1,5 м3 жидкого стекла с силикатным модулем 4,5; 15 литров неонола; 0,075 м3 этилацетата и 1,7 м3 пресной воды. После закачивания тампонирующего состава на основе жидкого стекла произвели закачивание через насосно-компрессорные трубы в обводненную часть пласта цементного раствора, затворенного из 2,4 т тампонажного цемента при водоцементном отношении, равном 0,5. Одновременно с закачиванием тампонирующего состава по межтрубному пространству в продуктивную часть пласта закачивали с расходом 2 л/с пластовую воду девонского горизонта с добавлением 0,2% МЛ-81Б. После окончания закачивания произвели подъем посадочного устройства и на глубине 1782 м произвели контрольную промывку скважины. Оставили скважину для отверждения тампонирующего состава в течение 48 часов. Отверждение тампонирующего состава на основе силиката натрия, в данном случае, происходит за счет взаимодействия с пластовой водой девонского горизонта, содержащей кальций в количестве 18 г/л, и за счет наличия в тампонирующем составе этилацетата, являющегося отвердителем. Далее разбурили пакер ПРК, промыли скважину до забоя и произвели освоение свабом. После сдачи в эксплуатацию скважина работает с обводненностью продукции 60% с сохранением первоначального дебита по жидкости.Work was carried out at well No. 3907 of Zai-Karataysky Square of OAO Tatneft. The productive layer in the well was opened in the interval of 1780-1787 m. The well worked with a water cut of 90% and a decision was made to limit water inflow. In the course of the work, a PRO packer was launched and landed at depths of 1784 m, 1785 m and 1786 m, water was pumped into the tubing after filling the production casing, and the presence and intensity of water flow from the well through the annulus were determined, i.e. behind production casing intervals above and below the packer and flow rate. It was found that when landing the ABM packer at a depth of 1784 m, there is no message beyond the production string of intervals above and below the packer. After that, the ABM packer was lifted, the drilled PRK type packer was lowered and landed at a depth of 1784 m. Next, 6 l / s were pumped through the tubing into the flooded part of the reservoir with a plugging composition containing 1.5 m 3 of silicate glass module 4.5; 15 liters of neonol; 0.075 m 3 of ethyl acetate and 1.7 m 3 of fresh water. After injecting the plugging composition on the basis of liquid glass, pumped through tubing into the flooded part of the reservoir of cement mixed with 2.4 tons of cement at a water-cement ratio of 0.5. Simultaneously with the injection of the plugging composition through the annulus, the Devonian horizon water with the addition of 0.2% ML-81B was pumped into the productive part of the formation with a flow rate of 2 l / s. After the completion of the injection, the landing device was raised and, at a depth of 1782 m, a control flushing of the well was performed. A well was left to cure the plugging composition within 48 hours. The curing of the plugging composition based on sodium silicate, in this case, occurs due to the interaction with the formation water of the Devonian horizon containing calcium in an amount of 18 g / l, and due to the presence in the plugging composition of ethyl acetate, which is a hardener. Next, we drilled the PRK packer, washed the well before the bottom, and made the development of the swab. After putting into operation, the well operates at a water cut of 60%, while maintaining the initial fluid rate.
Использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность ограничения притока вод в добывающую скважину на 15-25% за счет предотвращения разбавления тампонирующего состава жидкостью для временного блокирования продуктивной части пласта. За счет создания условий для закачивания жидкости временного блокирования непосредственно в продуктивную часть пласта, предотвращения попадания тампонирующего состава в продуктивную часть пласта и ее кольматирования на 30-40% сокращается период освоения скважины после изоляционных работ.Using the proposed method allows to increase the efficiency of limiting the flow of water into the production well by 15-25% by preventing dilution of the plugging composition with liquid to temporarily block the productive part of the formation. Due to the creation of conditions for pumping temporary blocking fluid directly into the productive part of the formation, preventing the plugging composition from entering the productive part of the formation and its clogging, the well development period after isolation work is reduced by 30-40%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112472/03A RU2392419C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method for limiting influx of water into production well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112472/03A RU2392419C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method for limiting influx of water into production well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2392419C1 true RU2392419C1 (en) | 2010-06-20 |
Family
ID=42682769
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009112472/03A RU2392419C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method for limiting influx of water into production well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2392419C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2519262C1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of formation isolation with cement-silicate mud |
| RU2550617C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of isolation of water influxes to well (versions) |
| RU2622961C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing |
-
2009
- 2009-04-03 RU RU2009112472/03A patent/RU2392419C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2519262C1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of formation isolation with cement-silicate mud |
| RU2550617C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of isolation of water influxes to well (versions) |
| RU2622961C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103937475B (en) | Carbon dioxide acidification blocking remover and process of not reversely discharging raffinate after acidification | |
| CN109577909A (en) | A kind of extra permeability oilfield selectivity frothy gel water plugging and profile controlling method | |
| RU2392419C1 (en) | Method for limiting influx of water into production well | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2288351C1 (en) | Method for making a bottomhole filter | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2515675C1 (en) | Isolation method of water influx to oil producer | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2463436C1 (en) | Method to recover tightness of production column | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
| RU2740986C1 (en) | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation | |
| RU2768785C1 (en) | Method for restoring destroyed oil fields | |
| RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well | |
| RU2286447C2 (en) | Method for water influx isolation in horizontal producing well bore | |
| RU2588582C1 (en) | Method for isolation of bottom water inflow in oil wells | |
| RU2768864C1 (en) | Method for increasing the productivity of wells | |
| CN104481478A (en) | Method for plugging large pore passage in polymer flooding corresponding oil well to prevent polymer breakthrough and treating agent used by method | |
| RU2370629C1 (en) | Method of restricting water production into oil producing well | |
| RU2768569C1 (en) | Method for isolating loss zones when drilling wells | |
| RU2148160C1 (en) | Method of formation permeability control | |
| RU2784709C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of a formation on a carbonate deposit of high-viscosity oil | |
| RU2620684C1 (en) | Method for prevention of bottom water influx to producing oil well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160404 |