RU2477789C1 - Method for limiting water influx in production well - Google Patents
Method for limiting water influx in production well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2477789C1 RU2477789C1 RU2011139277/03A RU2011139277A RU2477789C1 RU 2477789 C1 RU2477789 C1 RU 2477789C1 RU 2011139277/03 A RU2011139277/03 A RU 2011139277/03A RU 2011139277 A RU2011139277 A RU 2011139277A RU 2477789 C1 RU2477789 C1 RU 2477789C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- formation
- gas
- tubing string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных или газоконденсатных залежей.The invention relates to the oil and gas industries, in particular to methods for developing flooded oil or gas condensate deposits.
Известен способ обработки водонефтяной залежи, заключающийся в создании искусственного экрана путем закачки изолирующего состава под линзовидный естественный пропласток. Искусственный экран создают радиусом, равным известной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления от 3,0 до 8,0 МПа. Перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка и толщину отсекаемого слоя водонасыщенной части пласта (патент РФ 2015312, кл. E21B 43/22).A known method of processing water-oil deposits, which consists in creating an artificial screen by pumping an insulating composition under the lenticular natural layer. An artificial screen is created with a radius equal to the known thickness of the cut-off layer of the aquifer part of the formation, and a thickness that provides a pressure hold from 3.0 to 8.0 MPa. Before injection of the insulating composition, the minimum cross-sectional size of the natural lenticular layer and the thickness of the cut-off layer of the water-saturated part of the formation are determined (RF patent 2015312, class E21B 43/22).
Недостатком данного способа является низкая эффективность создания искусственного экрана, представляющего смесь кремнийорганической эмульсии, нефти и воды, который представляет собой гель, способный разрушаться в процессе разработки залежи нефти, что требует его постоянного возобновления.The disadvantage of this method is the low efficiency of creating an artificial screen, which is a mixture of an organosilicon emulsion, oil and water, which is a gel that can break down during the development of an oil deposit, which requires its constant renewal.
Наиболее близким к предлагаемому является способ, заключающийся в закачке жидкости разрыва в объеме, обеспечивающем создание трещины гидроразрыва, длиной, равной предварительно определенному радиусу призабойной зоны снижения продуктивности. Уменьшением темпа закачки снижают забойное давление ниже давления разрыва пласта и при этом закачивают в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) суспензию жидкости-носителя с закрепляющим материалом в объеме созданной трещины, после чего увеличением темпа закачки повышают забойное давление выше давления разрыва пласта, обеспечивающее повторное расширение трещины, и закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб и части колонны от низа до прорезанных щелей (патент РФ 2055172, кл. E21B 43/26).Closest to the proposed one is the method, which consists in injecting the fracture fluid in a volume that ensures the creation of a hydraulic fracture with a length equal to the predetermined radius of the bottomhole productivity reduction zone. By lowering the injection rate, the bottomhole pressure is lower than the fracture pressure, and at the same time, a suspension of carrier fluid with fixing material in the volume of the created fracture is pumped into the tubing string, and then the bottom-hole pressure is increased above the fracturing pressure to increase the rate of injection, which ensures repeated the expansion of the crack, and pumping fluid is pumped in an amount equal to the volume of the tubing and part of the column from the bottom to the cut-through slots (RF patent 2055172, class E21B 43/26).
К недостаткам данного способа относится то, что процесс гидравлического разрыва должен проводиться с целью снижения размеров депрессионной воронки, возникающей при эксплуатации скважины, чем снижается объем подошвенной воды, поступающей в скважину при добыче нефти и газа, а не увеличения добычи нефти и газа. Кроме этого, длина созданной трещины должна быть ограничена зоной образования депрессионной воронки.The disadvantages of this method include the fact that the process of hydraulic fracturing should be carried out in order to reduce the size of the depression funnel arising from the operation of the well, which reduces the volume of bottom water entering the well during oil and gas production, rather than increasing oil and gas production. In addition, the length of the created crack should be limited by the zone of formation of the depression funnel.
Задачей данного изобретения является ограничение водопритока в эксплуатационную скважину.The objective of the invention is to limit water inflow into a production well.
Технический результат - повышение эффективности эксплуатации скважин - достигается тем, что в способе, включающем спуск на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора, спуск в скважину насосно-компрессорных труб с пакером, закачку в НКТ жидкости разрыва, жидкости-песконосителя с закрепляющим материалом, останавливают скважину на технологическую выдержку, вводят скважину в эксплуатацию, особенностью является то, что по данным геолого-геофизических исследований определяют характер насыщения пласта и положение газоводяного контакта, устанавливают гидропескоструйный перфоратор на 5-10 м ниже газоводяного контакта, проводят гидроразрыв пласта в интервале, вскрытом гидропескоструйным перфоратором, осваивают водонасыщенную часть пласта через насосно-компрессорные трубы, а газонасыщенную часть пласта через затрубное пространство, ограничение поступления воды в скважину регулируется отбором воды через насосно-компрессорные трубы.The technical result - improving the efficiency of well operation - is achieved by the fact that in a method that includes descent to a predetermined depth of a sandblasting punch, descent of tubing with a packer into the well, pumping the fracturing fluid, sand carrier with fixing material into the tubing, stop the well for technological exposure, put the well into operation, a feature is that according to the geological and geophysical studies determine the nature of the saturation of the formation and the position of the gas-water contact that, they install a sandblasting perforator 5-10 m below the gas-water contact, carry out hydraulic fracturing in the interval opened by a sandblasting perforator, master the water-saturated part of the reservoir through tubing, and the gas-saturated part of the reservoir through the annulus, the flow of water into the well is limited by water withdrawal through tubing.
При эксплуатации газоконденсатных скважин возникает необходимость в ограничении поступления подошвенной воды в эксплуатационные скважины. Основной причиной поступления воды в скважину является образование депрессионных воронок, когда подошвенная вода прорывается в продуктивную часть пласта, вызывая раннее обводнение скважины и образование газовых гидратов, что может привести к прекращению эксплуатации скважины. Для борьбы с данным осложнением при эксплуатации скважин устанавливаются технологические экраны для ограничения поступления подошвенной воды в продуктивную часть пласта.When operating gas condensate wells, there is a need to limit the flow of bottom water into production wells. The main reason for water entering the well is the formation of depression funnels, when the bottom water breaks into the productive part of the formation, causing early well watering and the formation of gas hydrates, which can lead to the cessation of well operation. To deal with this complication during the operation of wells, technological screens are installed to limit the flow of bottom water into the productive part of the formation.
Заявляемый способ ограничения водопритока в эксплуатационную скважину предусматривает перфорирование колонны ниже интервала продуктивного пласта на 5-10 м ниже газоводянного кантакта (ГВК) и проведение гидроразрыва пласта (ГРП), ограниченного размером депрессионной воронки. После проведения ГРП водонасыщенная часть пласта эксплуатируется через НКТ, отделенная пакером от интервала, вскрытого перфорацией газонасыщенной части пласта. Для ограничения поступления воды в скважину при добыче газа достаточно снижать давление подошвенной воды через ее отбор в эксплуатационной скважине.The inventive method of limiting water inflow into a production well involves perforating the column below the interval of the productive formation 5-10 m below the gas-water cantact (GVK) and hydraulic fracturing (hydraulic fracturing), limited by the size of the depression funnel. After hydraulic fracturing, the water-saturated part of the formation is operated through the tubing, separated by the packer from the interval exposed by perforation of the gas-saturated part of the formation. To limit the flow of water into the well during gas production, it is sufficient to reduce the pressure of the bottom water through its selection in the production well.
На чертеже приведена схема осуществления способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.
Сущность изобретения заключается в следующем. Скважину глушат, поднимают подземное оборудование. Проводят геолого-геофизические исследования с целью определения характера насыщения продуктивного пласта и определяют положение ГВК. Спускают на НКТ 2 в скважину гидропескоструйный перфоратор и перфорируют колонну на 5-10 м ниже ГВК. Поднимают НКТ 2 с гидропескоструйным перфоратором на поверхность. Спускают в скважину НКТ 2 с пакером 5, устанавливаемым ниже интервала перфорации 3 газонасыщенного пласта, и проводят локальный ГРП ограниченных размеров по простиранию и разрезу пласта. Для предотвращения отрицательных последствий от ГРП при выборе объектов в скважинах приходится их отклонять, если они не имеют глинистого прослоя 1 толщиной до 3 м внутри водонасыщенной части залежи.The invention consists in the following. They jam the well, raise underground equipment. Geological and geophysical studies are carried out in order to determine the nature of saturation of the reservoir and determine the position of GWC. A sandblasting hammer is lowered onto the
Образование трещины ГРП в ограниченном интервале возможно лишь на определенном расстоянии от скважины. В вертикальных скважинах расположение насадок гидропескоструйного перфоратора параллельно оси НКТ инициирует образование вертикальных трещин, перпендикулярных оси скважины, что обеспечивает высокую вероятность начальной ориентации трещин.The formation of hydraulic fractures in a limited interval is possible only at a certain distance from the well. In vertical wells, the location of nozzles of a sandblasting gun parallel to the tubing axis initiates the formation of vertical cracks perpendicular to the axis of the well, which provides a high probability of the initial orientation of the cracks.
При проектировании локального гидроразрыва расчетным путем определяют темп и объем закачки жидкости разрыва, обеспечивающий развитие трещины по длине, равный расчетному радиусу депрессионной воронки. Осуществляют процесс ГРП закачкой жидкости-песконосителя с определенным количеством пропанта, согласно существующим регламентам. После проведения ГРП скважина промывается технической водой, останавливается на технологическую выдержку на сутки и осваивается водонасыщенная часть пласта через НКТ 2.When designing a local hydraulic fracturing by calculation, the rate and volume of injection of the fracturing fluid is determined, which ensures the development of a crack along the length equal to the calculated radius of the depression funnel. The hydraulic fracturing process is carried out by injection of a sand carrier with a certain amount of proppant, in accordance with existing regulations. After hydraulic fracturing, the well is washed with industrial water, stopped for technological exposure for a day and the water-saturated part of the formation is mastered through
Предложенное техническое решение позволяет создать в пределах призабойной зоны пласта трещину ГРП высокой проводимости, в результате повышается проницаемость пласта и увеличивается приток пластовой воды в интервале ГРП, которая будет отбираться через НКТ, а через интервал перфорации 3 в затрубном пространстве, разделенном пакером 5 в скважине, производится отбор газа из газонасыщенного пласта. Такой способ оказывается очень эффективным при разработке газоконденсатных залежей, когда поступление воды в газоконденсатную скважину приводит к образованию гидратов и препятствует эксплуатации скважин.The proposed technical solution allows you to create a fracture of high conductivity within the bottom-hole zone of the formation, as a result, the permeability of the formation increases and the influx of formation water in the fracturing interval, which will be taken through the tubing, and through the
Для оценки эффективности способа ограничения водопритока взята газоконденсатная скважина в зоне ГВК. Перед проведением работ по ограничению водопритока проводится комплекс геолого-геофизических исследований с целью определения газонасыщенности пласта и определяется положение ГВК. Гидроразрыв пласта проводят в нижней части пласта после гидропескоструйной перфорации 4 на 10 м ниже ГВК при толщине пласта 30 м и проницаемости пласта 35·10-3 мкм2. В скважину на глубину 2600 м спускают на НКТ диаметром 73 мм гидропескоструйный перфоратор АП-6М с двумя насадками для прорезания вертикальных щелей. После прорезания щелей поднимают подземное оборудование и приступают к подготовке процесса ГРП. В скважину спускают НКТ диаметром 89 мм с гидравлическим пакером, устанавливаемым ниже интервала перфорации газонасыщенной части пласта. Объем трещины ГРП должен перекрывать размер депрессионной воронки, которая образуются при добыче газа из скважины. Если радиус депрессионной воронки составляет 20 м, то полудлина трещины ГРП должна составлять также 20 м, чтобы удалять подошвенную воду.To evaluate the effectiveness of the method of limiting water inflow, a gas condensate well was taken in the GVK zone. Before carrying out work to limit water inflow, a complex of geological and geophysical studies is carried out in order to determine the gas saturation of the formation and the position of the GWC is determined. Hydraulic fracturing is carried out in the lower part of the formation after hydro-sandblasting perforation 4 10 m below the GWC with a thickness of 30 m and a permeability of 35 · 10 −3 μm 2 . The AP-6M sandblasting hammer with two nozzles for cutting vertical slots is lowered into a well to a depth of 2600 m on a tubing with a diameter of 73 mm. After cutting the cracks, underground equipment is lifted and the preparation of the hydraulic fracturing process is started. A tubing with a diameter of 89 mm is lowered into the well with a hydraulic packer installed below the perforation interval of the gas-saturated part of the formation. The volume of the hydraulic fracture should overlap the size of the depression funnel, which is formed during gas production from the well. If the radius of the depression funnel is 20 m, then the half-length of the hydraulic fracture should also be 20 m in order to remove plantar water.
Объем трещины ГРП определяют по выражениюThe volume of the fracture is determined by the expression
Vгрп=L·h·a,V grp = L · h · a,
где L - полудлина трещины ГРП, м;where L is the half-length of the hydraulic fracture, m;
h - толщина водонасыщенной части пласта, м;h is the thickness of the water-saturated part of the reservoir, m;
a - ширина трещины ГРП, м.a - hydraulic fracture width, m
Если полудлина трещины ГРП составляет 20 м, толщина водонасыщенной части пласта 10 м, ширина раскрытия трещины ГРП 0,05 м, то объем трещины ГРП составляет 10 м3. Объем жидкости-песконосителя при концентрации пропанта в жидкости 600 кг/м3, насыпной плотности пропанта - 2600 кг/м3, коэффициенте инфильтрации жидкости-песконосителя в пласте - 0,27, определяют по формулеIf the half-length of the hydraulic fracture is 20 m, the thickness of the water-saturated part of the formation is 10 m, the width of the hydraulic fracture opening is 0.05 m, then the volume of the hydraulic fracture is 10 m 3 . The volume of sand carrier at a concentration of proppant in the liquid is 600 kg / m 3 , the bulk density of the proppant is 2600 kg / m 3 , the coefficient of infiltration of the sand carrier in the formation is 0.27, determined by the formula
где VЖП - объем жидкости-песконосителя, м3;where V Zh - the volume of the sand-carrier fluid, m 3 ;
VT - объем трещины ГРП, м3;V T - hydraulic fracture volume, m 3 ;
CB - концентрация пропанта в жидкости-песконосителе, кг/м3;C B - concentration of proppant in the sand-carrier fluid, kg / m 3 ;
ρ - насыпная плотность пропанта, кг/м3;ρ is the bulk density of the proppant, kg / m 3 ;
K - коэффициент инфильтрации, доли ед.K is the coefficient of infiltration, the share of units
Тогда объем жидкости-песконосителя для образования трещины ГРП равен 20,0 м3. Темп закачки жидкости-песконосителя для образования трещины ГРП не превышает 0,25 м3/мин.Then the volume of the sand carrier for the formation of hydraulic fractures is 20.0 m 3 . The injection rate of the sand carrier for the formation of hydraulic fractures does not exceed 0.25 m 3 / min.
После окончания процесса ГРП скважину останавливают на технологическую выдержку в течение суток для перераспределения давления в пласте. Промывают скважину технической водой, осваивают водонасыщенный пласт, через НКТ, вскрытый ГРП, а интервал газонасыщенного пласта через затрубное пространство. После этого скважину глушат, извлекают пакер и внутрискважинное оборудование. Спускают НКТ с пакером, который устанавливают ниже интервала перфорации газонасыщенного пласта, осваивают скважину в газонасыщенном интервале и запускают скважину в эксплуатацию. При эксплуатации скважины ограничение поступления подошвенной воды в газонасыщенный интервал регулируют отбором воды из водонасыщенного интервала по НКТ в данной скважине, а газ поступает в скважину по затрубному пространству.After the completion of the hydraulic fracturing process, the well is stopped for technological exposure during the day to redistribute the pressure in the reservoir. The well is washed with technical water, a water-saturated formation is mastered, through a tubing opened by hydraulic fracturing, and the interval of a gas-saturated formation through an annulus. After that, the well is shut off, the packer and downhole equipment are removed. The tubing is lowered with a packer, which is set below the perforated interval of the gas-saturated formation, the well is developed in the gas-saturated interval and the well is put into operation. During well operation, the restriction of the bottom water supply to the gas-saturated interval is regulated by water withdrawal from the water-saturated interval by the tubing in this well, and gas enters the well through the annulus.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011139277/03A RU2477789C1 (en) | 2011-09-26 | 2011-09-26 | Method for limiting water influx in production well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011139277/03A RU2477789C1 (en) | 2011-09-26 | 2011-09-26 | Method for limiting water influx in production well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2477789C1 true RU2477789C1 (en) | 2013-03-20 |
Family
ID=49124415
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011139277/03A RU2477789C1 (en) | 2011-09-26 | 2011-09-26 | Method for limiting water influx in production well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2477789C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2055172C1 (en) * | 1994-02-10 | 1996-02-27 | Акционерное общество закрытого типа "Нефте-Интенс" | Method for hydraulic fracturing of formation |
RU2099512C1 (en) * | 1996-02-06 | 1997-12-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Method for development of oil pools |
RU2100591C1 (en) * | 1996-02-08 | 1997-12-27 | Симкин Эрнст Михайлович | Method of limitation of water inflow to cased well |
RU2132938C1 (en) * | 1997-08-26 | 1999-07-10 | Клещенко Иван Иванович | Method of intensifying oil production |
US6016873A (en) * | 1998-03-12 | 2000-01-25 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for the exploitation of hydrocarbons from carbonaceous formations |
RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
-
2011
- 2011-09-26 RU RU2011139277/03A patent/RU2477789C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2055172C1 (en) * | 1994-02-10 | 1996-02-27 | Акционерное общество закрытого типа "Нефте-Интенс" | Method for hydraulic fracturing of formation |
RU2099512C1 (en) * | 1996-02-06 | 1997-12-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Method for development of oil pools |
RU2100591C1 (en) * | 1996-02-08 | 1997-12-27 | Симкин Эрнст Михайлович | Method of limitation of water inflow to cased well |
RU2132938C1 (en) * | 1997-08-26 | 1999-07-10 | Клещенко Иван Иванович | Method of intensifying oil production |
US6016873A (en) * | 1998-03-12 | 2000-01-25 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for the exploitation of hydrocarbons from carbonaceous formations |
RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU92466U1 (en) | DEVICE FOR INTEGRATED PROCESSING OF PRODUCTIVE LAYERS (OPTIONS) | |
US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
RU2401943C1 (en) | Procedure for directional hydraulic breakdown of formation in two horizontal bores of well | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
WO2008100176A1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
RU2477789C1 (en) | Method for limiting water influx in production well | |
RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
US20200217190A1 (en) | Passive wellbore monitoring with tracers | |
RU2618544C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon | |
RU102676U1 (en) | DEVICE FOR INTEGRATED PROCESSING OF PRODUCTIVE LAYERS (OPTIONS) | |
US3605889A (en) | Etched oil shale fracturing | |
RU2781721C1 (en) | Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) | |
RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140927 |