RU2456431C1 - Water influx isolation method - Google Patents
Water influx isolation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456431C1 RU2456431C1 RU2010154750/03A RU2010154750A RU2456431C1 RU 2456431 C1 RU2456431 C1 RU 2456431C1 RU 2010154750/03 A RU2010154750/03 A RU 2010154750/03A RU 2010154750 A RU2010154750 A RU 2010154750A RU 2456431 C1 RU2456431 C1 RU 2456431C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- ethylene glycol
- screen
- isolation method
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений. Известен способ изоляции притока подошвенной воды в скважину, заключающийся в закачке в призабойную зону аэрированного раствора цемента, а затем продукта фторсиликоновой жидкости (авторское свидетельство СССР №939739 E21B 43/32). Недостатком данного способа изоляции подошвенной воды является низкая эффективность водоизоляции, повышенная сложность технологии закачки растворов в призабойную зону пласта (ПЗП).The invention relates to the oil and gas industry and is aimed at improving the efficiency of bottom water isolation in the development of oil and gas fields. There is a method of isolating the influx of bottom water into the well, which consists in pumping an aerated cement mortar into the bottomhole zone and then a fluorosilicon fluid product (USSR author's certificate No. 939739 E21B 43/32). The disadvantage of this method of isolating bottom water is the low efficiency of water isolation, the increased complexity of the technology for injecting solutions into the bottom-hole formation zone (PZP).
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению изоляции притока подошвенной воды является способ с закачкой в водоносный пласт кремнийорганической эмульсии, заключающийся в увеличении толщины естественного линзовидного пропластка за счет создания под ним искусственного экрана радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, обеспечивающий безводный режим эксплуатации водонефтяного пласта. Безводный режим эксплуатации скважины достигается созданием искусственного экрана под уплотненным линзовидным пропластком. При определении толщины экрана исходят из условия, что метр толщины пропластка выдерживает перепад давления 15 Па. После закачки изолирующего вещества и его отверждения получают экран, выдерживающий перепад давления в 3,0-8,0 МПа. Затем устанавливают цементный мост или взрыв-пакер и перфорируют в зоне последующего отбора флюида (патент РФ №2015312 E21B 43/22).Closest to the proposed technical solution for isolating bottom water inflow is a method of injecting an organosilicon emulsion into an aquifer, which consists in increasing the thickness of the natural lenticular layer by creating an artificial screen under it with a radius equal to twice the thickness of the cut-off layer of the aquifer, providing an anhydrous mode of operation for the oil-water layer. Anhydrous mode of operation of the well is achieved by creating an artificial screen under a sealed lenticular layer. When determining the thickness of the screen proceed from the condition that a meter of the thickness of the layer withstands a pressure drop of 15 Pa. After injection of the insulating substance and its curing, a screen is obtained that can withstand a pressure drop of 3.0-8.0 MPa. Then, a cement bridge or explosion packer is installed and perforated in the zone of the subsequent fluid selection (RF patent No. 20155312 E21B 43/22).
Данный способ обладает недостаточной надежностью изоляции подошвенной воды при создании технологического экрана, так как при закачке кремнийорганической эмульсии в водоносный пласт под уплотненный линзовидный пропласток образуется экран, представленный неустойчивой гелевой композицией, которая в процессе разработки при контакте ее с пластовой водой разрушается, что приводит к расформированию технологического экрана и проникновению пластовой воды в интервал перфорации.This method has insufficient reliability of isolating plantar water when creating a technological screen, since when an organosilicon emulsion is injected into an aquifer under a sealed lenticular interlayer, a screen is formed, which is an unstable gel composition, which collapses during development by contacting it with formation water, which leads to disintegration technological screen and penetration of produced water into the perforation interval.
Данный способ имеет значительный расход химических реагентов и малоэффективен при отсутствии в разрезе скважины уплотненного естественного линзовидного пропластка для создания технологического экрана с целью изоляции подошвенной воды.This method has a significant consumption of chemical reagents and is ineffective in the absence of a densified natural lenticular layer in the section of the well to create a technological screen in order to isolate plantar water.
Задачей изобретения является разработка эффективного способа снижения обводненности нефтяных и газовых скважин.The objective of the invention is to develop an effective way to reduce water cut in oil and gas wells.
Техническим результатом изобретения является повышение изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.The technical result of the invention is to increase the isolation of bottom water, providing a reduction in water cut in wells in the development of oil and gas fields.
Указанный технический результат достигается снижением обводненности скважин путем установки технологического экрана из раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем с водоцементным отношением (В/Ц) 0,8-0,9, который закачивают в интервал перфорации на 5-10 м выше контакта нефть-вода из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины терригенного пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%.The specified technical result is achieved by reducing the water cut of the wells by installing a technological screen from a solution of microdura RU with sulfacell and ethylene glycol with a water-cement ratio (W / C) of 0.8-0.9, which is pumped into the perforation interval 5-10 m above the oil-water contact from the calculation of 0.5-2.0 m 3 per 1 m of the effective thickness of the terrigenous layer in the following ratio of components, wt.%.
Данный способ основан на создании технологического экрана для снижения обводненности нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации. Создание экрана достигается закачкой раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем и химической реакцией между ними в процессе образования технологического экрана в терригенном пласте.This method is based on the creation of a technological screen to reduce the water cut of oil and gas wells during their operation. The creation of the screen is achieved by injection of a solution of microdura RU with sulfacell and ethylene glycol and a chemical reaction between them during the formation of the technological screen in the terrigenous layer.
Основным компонентом раствора является микродур RU - это минеральное гидравлическое вяжущее с определенным стабильным химико-минералогическим составом, подразделяется на три марки по максимальному размеру частиц, который не должен превышать весовой процент d95 The main component of the solution is microdur RU - a mineral hydraulic binder with a certain stable chemical and mineralogical composition, is divided into three grades according to the maximum particle size, which should not exceed a weight percentage of d 95
- X-d95<6,0 µм;- Xd 95 <6.0 μm;
- U-d95<9,5 µм;- Ud 95 <9.5 μm;
- F-d95<16,0 µм.- Fd 95 <16.0 μm.
Производится ООО «ДюккерХофф - Сухой лог», г.Сухой лог.Produced by DyukkerHoff - Sukhoi Log LLC, Sukhoi Log.
Сульфацелл выпускается по ТУ 2231-013-32957739-2001 ЗАО «Полицелл», г.Владимир.Sulfacell is produced in accordance with TU 2231-013-32957739-2001 of Polycell CJSC, Vladimir.
Этиленгликоль выпускается по ГОСТ 10164-75 ООО «Биомедхим», г.Уфа.Ethylene glycol is produced in accordance with GOST 10164-75 LLC "Biomedkhim", Ufa.
Способ осуществляется следующим образом. В эксплуатационной колонне по данным геофизических исследований устанавливают характер нефтегазонасыщения и устанавливают контакт нефть-вода. На 5-10 м выше контакта нефть-вода эксплуатационную колонну перфорируют. Спускают в скважину НКТ с пакером 2 ПД-ЯГ, который размещают на 10-15 м ниже интервала перфорации эксплуатационного пласта. После этого в скважину через НКТ цементировочным агрегатом закачивают расчетное количество раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем с водоцементным отношением (ВЦ) 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины терригенного пласта. Закачку проводят при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью при максимальном давлении закачки, не превышающем 0,8 давления разрыва пласта. Затем колонну НКТ и пакер 2 ПД-ЯГ поднимают на высоту 50-100 м и промывают скважину. В зоне закачки раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем устанавливают цементный мост и производят его опрессовку.The method is as follows. According to geophysical research data, the nature of oil and gas saturation is established in the production casing and the oil-water contact is established. 5-10 m above the oil-water contact, the production string is perforated. The tubing is lowered into the well with a PD-YAG packer 2, which is placed 10-15 m below the perforation interval of the production formation. After that, the calculated amount of a solution of microdura RU with sulfacell and ethylene glycol with a water-cement ratio (CC) of 0.8-0.9 at the rate of 0.5-2.0 m 3 per 1 m of the effective thickness of the terrigenous reservoir is pumped through the tubing with a cementing unit. The injection is carried out with constant monitoring of the injection pressure and injectivity at a maximum injection pressure not exceeding 0.8 formation pressure. Then the tubing string and the PD-YAG packer 2 are raised to a height of 50-100 m and the well is washed. In the injection zone of the solution of microdura RU with sulfacell and ethylene glycol, a cement bridge is installed and pressure tested.
Для экспериментов по проверке качества изоляции водопритока данным способом отбирались образцы кварцевого песка, которые предварительно высушивались в сушильном шкафу до постоянного веса и спрессовывались в цилиндрическом контейнере при давлении 25,0 МПа, что соответствует эффективному горному давлению для нижнемеловых отложений месторождений Западной Сибири. Образец насыщался пластовой водой с минерализацией 18 г/л и помещался в кернодержатель установки, моделирующей пластовые условия, где через образец фильтровалась пластовая вода и определялась проницаемость по пластовой воде.For experiments on checking the quality of water supply isolation by this method, samples of quartz sand were taken, which were previously dried in an oven to a constant weight and pressed in a cylindrical container at a pressure of 25.0 MPa, which corresponds to the effective rock pressure for the Lower Cretaceous deposits of deposits in Western Siberia. The sample was saturated with formation water with a salinity of 18 g / l and placed in a core holder of a simulator of reservoir conditions, where formation water was filtered through the sample and the permeability of the formation water was determined.
После определения проницаемости в образец закачивался раствор микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем до полного затухания фильтрации. Опыт останавливался для выдержки образца на реагирование от 19 до 20 часов, которое устанавливалось экспериментально у образцов раствора в поверхностных условиях. После затвердения раствора к образцу прикладывалось давление и определялась устойчивость экрана к проникновениию пластовой воды и перепад давления, при котором технологический экран сохраняет свою устойчивость. По данным проведенных экспериментов устойчивость экрана к проникновению пластовой воды составляет от 11,0 МПа до 11,5 МПа (таблица).After determining the permeability, a solution of microdura RU with sulfacell and ethylene glycol was pumped into the sample until the filtration was completely attenuated. The experiment was stopped to hold the sample for reaction from 19 to 20 hours, which was established experimentally with sample samples in surface conditions. After the solution was solidified, pressure was applied to the sample and the screen resistance to penetration of formation water and pressure drop were determined, at which the process screen retains its stability. According to the data of the experiments, the resistance of the screen to the penetration of formation water is from 11.0 MPa to 11.5 MPa (table).
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010154750/03A RU2456431C1 (en) | 2010-12-30 | 2010-12-30 | Water influx isolation method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010154750/03A RU2456431C1 (en) | 2010-12-30 | 2010-12-30 | Water influx isolation method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2456431C1 true RU2456431C1 (en) | 2012-07-20 |
Family
ID=46847439
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010154750/03A RU2456431C1 (en) | 2010-12-30 | 2010-12-30 | Water influx isolation method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2456431C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564704C1 (en) * | 2014-09-02 | 2015-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method on inflow isolation of bottom water in well |
RU2569941C2 (en) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Bottom water isolation method |
RU2613067C1 (en) * | 2015-09-21 | 2017-03-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Composition for remedial cementing in wells |
RU2651829C1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-04-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE3105913A1 (en) * | 1981-02-18 | 1982-09-02 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | METHOD FOR OBTAINING OIL FROM UNDERGROUND DEPOSITS BY EMULSION FLOODS |
RU2015312C1 (en) * | 1992-03-16 | 1994-06-30 | Леонид Самуилович Бриллиант | Method for development of water-oil reservoir |
RU2085703C1 (en) * | 1994-10-26 | 1997-07-27 | Открытое акционерное общество Украинский нефтегазовый институт | Method for limiting water inflow into oil wells |
RU2271444C1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-03-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Method for water-permeable reservoir isolation |
RU2304606C1 (en) * | 2006-02-01 | 2007-08-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Grouting mix |
RU2322582C2 (en) * | 2005-08-18 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for non-uniform oil reservoir development |
-
2010
- 2010-12-30 RU RU2010154750/03A patent/RU2456431C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE3105913A1 (en) * | 1981-02-18 | 1982-09-02 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | METHOD FOR OBTAINING OIL FROM UNDERGROUND DEPOSITS BY EMULSION FLOODS |
RU2015312C1 (en) * | 1992-03-16 | 1994-06-30 | Леонид Самуилович Бриллиант | Method for development of water-oil reservoir |
RU2085703C1 (en) * | 1994-10-26 | 1997-07-27 | Открытое акционерное общество Украинский нефтегазовый институт | Method for limiting water inflow into oil wells |
RU2271444C1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-03-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Method for water-permeable reservoir isolation |
RU2322582C2 (en) * | 2005-08-18 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for non-uniform oil reservoir development |
RU2304606C1 (en) * | 2006-02-01 | 2007-08-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Grouting mix |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569941C2 (en) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Bottom water isolation method |
RU2564704C1 (en) * | 2014-09-02 | 2015-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method on inflow isolation of bottom water in well |
RU2613067C1 (en) * | 2015-09-21 | 2017-03-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Composition for remedial cementing in wells |
RU2651829C1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-04-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2513895C1 (en) | Procedure for development of oil deposits | |
RU2456431C1 (en) | Water influx isolation method | |
RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
RU2541974C1 (en) | Well operation stimulation | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
US20170370209A1 (en) | Method for predicting post-fracking pressure build-up in shale | |
RU2529080C1 (en) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells | |
RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
Xiaoqing et al. | Gas testing flowback rules of shallow shale gas horizontal wells in TY block of Zhaotong | |
RU2463436C1 (en) | Method to recover tightness of production column | |
RU2204703C2 (en) | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type | |
RU2418157C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2721149C2 (en) | Gel-forming fluids and methods of their use | |
RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
RU2579095C1 (en) | Method of developing low-permeability oil reservoirs | |
RU2323325C2 (en) | Isolation method for theft zone of reservoir | |
RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
RU2519262C1 (en) | Method of formation isolation with cement-silicate mud | |
RU2187620C2 (en) | Method of water shut-off in porous-fractured oil reservoirs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141231 |