RU2419714C1 - Procedure for insulation of water production in well - Google Patents
Procedure for insulation of water production in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2419714C1 RU2419714C1 RU2010100747/03A RU2010100747A RU2419714C1 RU 2419714 C1 RU2419714 C1 RU 2419714C1 RU 2010100747/03 A RU2010100747/03 A RU 2010100747/03A RU 2010100747 A RU2010100747 A RU 2010100747A RU 2419714 C1 RU2419714 C1 RU 2419714C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- insulation
- well
- silicofluoride
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважине.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for isolating water inflow in a well.
Известен способ приготовления тампонажного раствора, который используют для ограничения водопритока (пат. РФ 2270328, E21B 33/138, опубл. 20.02.2006, Бюл. №5). Тампонажный раствор содержит силикат натрия (жидкое стекло) с силикатным модулем 3,5-5,0, а в качестве органического отвердителя формамид при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:A known method of preparing cement slurry, which is used to limit water inflow (US Pat. RF 2270328, E21B 33/138, publ. 02.20.2006, Bull. No. 5). The grouting mortar contains sodium silicate (water glass) with a silicate module of 3.5-5.0, and formamide as an organic hardener in the following ratio of components, parts by weight:
или используют этилацетат в присутствии неонола АФ 9-12 при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:or use ethyl acetate in the presence of neonol AF 9-12 in the following ratio of components, parts by weight:
Недостатком состава в известном способе является подверженность образованной тампонажной массы синерезису при использовании в качестве структурообразователя этилацетата, к тому же последний является легковоспламеняющейся жидкостью и при работе с ним следует проявлять меры противопожарной безопасности.The disadvantage of the composition in the known method is the susceptibility of the formed grouting mass to syneresis when using ethyl acetate as a structurant, in addition, the latter is a flammable liquid and fire safety measures should be taken when working with it.
Наиболее близким аналогом является состав для изоляции водопритоков в скважину, включающий водный раствор силиката натрия, натрий кремнефтористый, триацетин и древесную муку (пат. РФ 2244819, E21B 43/32, опубл. 20.01.2005, Бюл. №2). Согласно известному изобретению в пласт закачивают состав, приготовленный на дневной поверхности, при следующем соотношении компонентов, мас.%: The closest analogue is the composition for isolating water inflows into the well, including an aqueous solution of sodium silicate, sodium silicofluoride, triacetin and wood flour (US Pat. RF 2244819, E21B 43/32, publ. 20.01.2005, Bull. No. 2). According to the known invention, a composition prepared on a day surface is pumped into the formation in the following ratio of components, wt.%:
Недостатком известного состава является то, что при закачивании состава происходит осаждение нерастворившейся части кремнефтористого натрия в насосе цементировочного агрегата из-за малой растворимости данного реагента - 7,62 г/л (Большой энциклопедический словарь. Химия, изд-во «Большая Российская энциклопедия», М., 2000, с.362), поэтому требуется соблюдение технологии и точное дозирование компонентов состава. Остановка процесса закачивания состава для очистки забившегося насоса может привести к аварийной ситуации - отверждению состава в насосно-компрессорных трубах.A disadvantage of the known composition is that when the composition is injected, insoluble part of sodium silicofluoride is precipitated in the pump of the cementing unit due to the low solubility of this reagent - 7.62 g / l (Big Encyclopedic Dictionary. Chemistry, Big Russian Encyclopedia, M., 2000, p.362), therefore, compliance with the technology and accurate dosing of the components of the composition are required. Stopping the pumping process to clean a clogged pump can lead to an emergency — curing the composition in the tubing.
Технической задачей предложения является повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет использования в способе изоляции гомогенного состава с более высокой изолирующей способностью и исключающего аварийную ситуацию - отверждение состава в насосно-компрессорных трубах.The technical task of the proposal is to increase the manufacturability and efficiency of repair and insulation works due to the use of a homogeneous composition with a higher insulating ability in the insulation method and eliminating an emergency situation - curing the composition in tubing.
Поставленная задача решается способом изоляции водопритока в скважине, включающим закачку в требуемый интервал изоляции силиката натрия и кремнефтористой соли.The problem is solved by the method of isolating water inflow in the well, including the injection of sodium silicate and silicofluoride salt into the required isolation interval.
Новым является то, что силикат натрия и водный 5-15%-ный раствор кремнефтористой соли закачивают последовательно в равных объемах через буфер из пресной воды, причем в качестве кремнефтористой соли используют кремнефтористый аммоний.What is new is that sodium silicate and an aqueous 5-15% solution of silicofluoride salt are pumped sequentially in equal volumes through a buffer of fresh water, and ammonium silicofluoride is used as the silicofluoride salt.
Реагенты, применяемые в заявляемом составе, представлены в таблице 1.The reagents used in the inventive composition are presented in table 1.
Сущность предлагаемого технического решения состоит в блокировании изолируемого интервала в процессе ремонтно-изоляционных работ тампонирующей массой, образующейся при последовательном закачивании и смешении компонентов водоизоляционного состава. Объем водоизоляционного состава может составлять 3-10 м3 в зависимости от геолого-технических условий в скважине. При реализации способа в изолируемый интервал через спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают силикат натрия и раствор кремнефтористого аммония, разделенные буфером из пресной воды. Использование хорошо растворимого кремнефтористого аммония - 187,5 г/л (Большой энциклопедический словарь. Химия, изд-во «Большая Российская энциклопедия», М., 2000, с.42) в предлагаемом предложении позволяет получить гомогенный состав, компонент которого не выпадает в осадок при его закачивании в скважину. Способ последовательного закачивания компонентов состава дает возможность использования растворов кремнефтористого аммония высокой концентрации, вплоть до насыщенного, что позволяет получить после его структурирования с силикатом натрия тампонажный камень.The essence of the proposed technical solution consists in blocking the insulated interval during the repair and insulation work with the plugging mass formed during the sequential pumping and mixing of the components of the waterproofing composition. The volume of the waterproofing composition may be 3-10 m 3 depending on the geological and technical conditions in the well. When implementing the method, sodium silicate and a solution of ammonium silicofluoride, separated by a buffer from fresh water, are sequentially pumped into the insulated interval through tubing pipes lowered into the well. The use of highly soluble ammonium silicofluoride - 187.5 g / l (Big Encyclopedic Dictionary. Chemistry, Big Russian Encyclopedia Publishing House, Moscow, 2000, p. 42) in the proposed proposal allows to obtain a homogeneous composition, the component of which does not drop out sediment when it is pumped into the well. The method of sequentially pumping the components of the composition makes it possible to use solutions of high concentration ammonium silicofluoride, up to saturated, which makes it possible to obtain a groutstone after its structuring with sodium silicate.
Состав в лабораторных условиях готовится следующим образом. В стеклянном стакане растворяют 20 г кремнефтористого аммония в 180 г воды. 100 мл полученного раствора добавляют в стеклянный стакан со 100 мл силиката натрия, перемешивают и состав отверждается в течение 30 мин с образованием однородной тампонирующей массы во всем объеме. Остальные составы готовят аналогично, и они представлены в табл.2.The composition in the laboratory is prepared as follows. 20 g of ammonium silicofluoride in 180 g of water are dissolved in a glass beaker. 100 ml of the resulting solution is added to a glass beaker with 100 ml of sodium silicate, stirred and the composition is cured for 30 minutes with the formation of a homogeneous plugging mass in the entire volume. The remaining compositions are prepared similarly, and they are presented in table.2.
Испытание водоизолирующей способности предлагаемого способа и прототипа проводят на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт. Модель пласта насыщали пластовой водой, после этого закачивали согласно предложенному способу силикат натрия, буфер из пресной воды, раствор кремнефтористого аммония по рецептурам из табл.2 и оставляли на реагирование. Количество закачанного состава равнялось поровому объему модели пласта. Через 24 ч закачивали воду и определяли давление прорыва воды. Усредненные результаты модельных испытаний представлены в табл.2.Testing the water-insulating ability of the proposed method and prototype is carried out on reservoir models 30 cm long and 2.7 cm in internal diameter, filled with quartz sand of a fraction of 0.2-0.3 mm, which allow simulating the injection of reagents into the formation. The formation model was saturated with produced water, after which, according to the proposed method, sodium silicate, a buffer from fresh water, a solution of ammonium silicofluoride according to the recipes from Table 2 were pumped and left to react. The amount of injected composition was equal to the pore volume of the reservoir model. After 24 hours, water was pumped in and the breakthrough pressure of the water was determined. The average results of model tests are presented in table 2.
При использовании концентрации раствора кремнефтористого аммония менее 5% отверждения состава не происходит, а использование более 15% раствора нецелесообразно, так как образуется насыщенный раствор и начинается осаждение нерастворившегося кремнефтористого аммония. Результаты модельных испытаний свидетельствуют, что давление прорыва модели по предлагаемому способу в среднем на 20% больше, чем для модели с составом по наиболее близкому аналогу, что свидетельствует о его лучшей изолирующей способности.When using a concentration of a solution of ammonium silicofluoride of less than 5%, curing of the composition does not occur, and the use of more than 15% of a solution is impractical, since a saturated solution is formed and the precipitation of insoluble ammonium silicofluoride begins. The results of model tests indicate that the breakthrough pressure of the model according to the proposed method is on average 20% higher than for the model with the composition according to the closest analogue, which indicates its better insulating ability.
Пример практического применения.An example of practical application.
Предлагаемый состав применяют для изоляции обводнившегося пропластка в бобриковском горизонте, в скважине Ромашкинского месторождения с текущим забоем 1230 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1180-1200 м. Из скважины поднимают подземное оборудование, на глубину 1180 м в скважину спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм.The proposed composition is used to isolate the waterlogged layer in the Bobrikov horizon, in the well of the Romashkinskoye field with a current bottom of 1230 m and a perforation interval that has opened the productive horizon in the range of 1180-1200 m. Underground equipment is lifted from the well, pumping and compressor wells are lowered to a depth of 1180 m pipes with a diameter of 73 mm.
На дневной поверхности в мернике цементировочного агрегата готовят 10%-ный раствор кремнефтористого аммония, для чего растворяют 200 кг кремнефтористого аммония в 1,95 м3 воды и перемешивают полученный раствор в течение 15 мин. В насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают 2 м3 силиката натрия, 0,2 м3 пресной воды, 2 м3 приготовленного в мернике цементировочного агрегата раствора кремнефтористого аммония и техническую воду в объеме 3,6 м3 для продавливания состава в изолируемый пропласток. Далее насосно-компрессорные трубы приподнимают на 200 м с целью исключения их прихвата отвердевшим составом и оставляют скважину на реагирование в течение 24 ч. В течение этого времени состав отверждается и блокирует обводненный пропласток. Далее скважину осваивают, спускают подземное оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.A 10% solution of ammonium silicofluoride is prepared on the day surface in the measuring unit of the cementing unit, for which 200 kg of ammonium silicofluoride are dissolved in 1.95 m 3 of water and the resulting solution is stirred for 15 minutes. 2 m 3 of sodium silicate, 0.2 m 3 of fresh water, 2 m 3 of a solution prepared in a cementing unit of a solution of ammonium silicofluoride, and industrial water in a volume of 3.6 m 3 for forcing the composition into an insulated interlayer are successively pumped into the tubing. Next, the tubing is lifted 200 m to prevent them being caught by the hardened composition and the well is left to react for 24 hours. During this time, the composition is cured and blocks the flooded layer. Then the well is mastered, the underground equipment is lowered and the well is put into operation.
Таким образом, за счет использования способа изоляции зон водопритока в скважине и водоизоляционного состава, представляющего собой гомогенную систему, образуется тампонажная масса с высокой изолирующей способностью и достигаются повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ, снижение объема попутно добываемой воды на 25-30% соответственно и снижение материальных затрат на добычу воды.Thus, through the use of a method of isolating water inflow zones in a well and a water-insulating composition, which is a homogeneous system, a grouting mass with a high insulating ability is formed and an increase in manufacturability and efficiency of repair and insulation works, a decrease in the volume of produced water by 25-30%, respectively and lower material costs for water production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010100747/03A RU2419714C1 (en) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Procedure for insulation of water production in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010100747/03A RU2419714C1 (en) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Procedure for insulation of water production in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2419714C1 true RU2419714C1 (en) | 2011-05-27 |
Family
ID=44734904
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010100747/03A RU2419714C1 (en) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Procedure for insulation of water production in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2419714C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2525079C1 (en) * | 2013-05-21 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Limitation of well water production |
RU2601888C1 (en) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for repair and insulation works in well |
RU2667241C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Isolation method of water influxes to well (variants) |
RU2669648C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
-
2010
- 2010-01-11 RU RU2010100747/03A patent/RU2419714C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2525079C1 (en) * | 2013-05-21 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Limitation of well water production |
RU2601888C1 (en) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for repair and insulation works in well |
RU2667241C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Isolation method of water influxes to well (variants) |
RU2669648C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2419714C1 (en) | Procedure for insulation of water production in well | |
RU2553807C1 (en) | Gas-blocking plugging material for cementing horizontal wells with small annular gaps | |
RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
US7500520B2 (en) | Method of cementing well bores | |
RU2338768C1 (en) | Reagent for isolating stratal water inflow | |
US10961441B2 (en) | Acidizing solution for dissolution of clay mineral and preparation method thereof | |
RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
RU2550617C1 (en) | Method of isolation of water influxes to well (versions) | |
RU2525079C1 (en) | Limitation of well water production | |
CN105567188B (en) | Auxiliary agent for improving the solidifying class sealing agent leak stopping performance of cyanogen and preparation method thereof, cyanogen coagulates class sealing agent | |
US9850167B2 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
RU2425209C2 (en) | Treatment method of carbonate and carbonate-containing formations (versions) | |
RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
RU2599154C1 (en) | Method of repair-insulation works in well (versions) | |
RU2601888C1 (en) | Method for repair and insulation works in well | |
RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
RU2723416C1 (en) | Method of repair-insulation works in oil and gas well | |
RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
CN109252850B (en) | Acid fracturing water increasing method for carbonate rock stratum water well | |
RU2293102C1 (en) | Formulation to shut off water inflow into producing well and to control intake capacity profile of injecting wells | |
RU2559997C2 (en) | Backfilling composition for isolation of water-gas flows in oil injection wells and high temperature gas wells | |
RU2667241C1 (en) | Isolation method of water influxes to well (variants) | |
RU2360099C1 (en) | Method of restriction of water inrush in well | |
RU2534374C1 (en) | Method of hydraulic fracturing and supporting of layers |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170112 |