RU2495996C1 - Development method of water-flooded oil deposit - Google Patents
Development method of water-flooded oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2495996C1 RU2495996C1 RU2012112247/03A RU2012112247A RU2495996C1 RU 2495996 C1 RU2495996 C1 RU 2495996C1 RU 2012112247/03 A RU2012112247/03 A RU 2012112247/03A RU 2012112247 A RU2012112247 A RU 2012112247A RU 2495996 C1 RU2495996 C1 RU 2495996C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- casing
- well
- casing string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта.The invention relates to the field of development of oil fields, the layers of which are water and oil saturated zones, separated by impermeable natural layers and is intended to isolate annular flows in the wells between the water and oil saturated zones of the formation.
Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент RU 2015312, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.06.1994 г.), включающий закачку изолирующего состава в пласт и создание искусственного экрана, причем перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка в монолитной залежи и толщину отсекаемого слоя водоносной части пласта, а искусственный экран создают под линзовидным пропластком радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 атм.A known method for the development of oil-water deposits (patent RU 2015312, IPC ЕВВ 43/22, published on 06/30/1994), including the injection of the insulating composition into the reservoir and the creation of an artificial screen, and before the injection of the insulating composition determine the minimum cross-sectional size of the natural lenticular layer in monolithic deposits and the thickness of the cut-off layer of the aquifer, and an artificial screen is created under the lenticular layer with a radius equal to twice the thickness of the cut-off layer of the aquifer and Pressure speed to 30-80 atm.
Известен способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2065025, МПК Е21В 33/13, Е21В 43/30, опубл. 10.08.1996 г., бюл. №22), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, по крайней мере часть которых пересекает естественные непроницаемые пропластки в продуктивном пласте, и создание экранов на основе изолирующих составов, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных. Изолирующий состав подают в продуктивный пласт под естественный пропласток и над ним с возможностью схватывания естественного пропластка экранами снизу и сверху, при этом толщину экрана над естественным пропластком принимают из условия изоляции естественного пропластка от продуктивного пласта, а общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины.There is a method of developing waterlogged oil fields (patent RU 2065025, IPC ЕВВ 33/13, ЕВВ 43/30, publ. 08/10/1996, bull. No. 22), including drilling their production wells, at least part of which crosses natural impermeable interlayers in the reservoir, and the creation of screens based on insulating compositions that separate the water-saturated zones of the formation from oil-saturated ones. The insulating composition is fed into the productive formation under the natural layer and above it with the possibility of grasping the natural layer by the screens from below and above, while the thickness of the screen above the natural layer is taken from the isolation condition of the natural layer from the reservoir, and the total thickness of the screens is taken from the condition of their resistance to pressure drop arising during the operation of the well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность применения способа, обусловленная тем, что при реализации способа не учитывается высота естественного непроницаемого пропластка, поэтому при небольшой толщине естественного непроницаемого пропластка не исключена возможность прорыва воды снизу вверх (заколонные перетоки) в нефтенасыщенную зону пласта ввиду их низкой прочности, что сокращает безводный период эксплуатации скважин. Кроме того, общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, а объем изолирующего материала определяют из соотношения, определяемого расчетным путем, при этом величина перепада давления может изменяться со временем, а радиуса изолирующего экрана может оказаться недостаточно для надежной изоляции водонасыщенной зоны от нефтенасыщенной зоны пласта при резком скачке перепада давления;- firstly, the low efficiency of the method, due to the fact that the implementation of the method does not take into account the height of the natural impermeable layer, therefore, with a small thickness of the natural impermeable layer, it is possible that water will break through from the bottom up (casing flows) into the oil-saturated zone of the formation due to their low strength that reduces the waterless period of operation of wells. In addition, the total thickness of the screens is taken from the condition of their resistance to the pressure drop that occurs during the operation of the well, and the volume of insulating material is determined from the ratio determined by calculation, while the pressure drop can vary with time, and the radius of the insulating screen may not be enough for reliable isolation of the water-saturated zone from the oil-saturated zone of the formation with a sharp jump in pressure drop;
- во-вторых, в оптимальном варианте радиус экрана должен соответствовать удвоенной толщине отсекаемой водонасыщенной зоны пласта, а толщина экрана должна обеспечивать его сопротивление максимально возможному перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, при этом надо учитывать, что один метр толщины естественного пропластка выдерживает перепад давления до 1,5 МПа. Это условие не всегда выдерживается, что приводит к преждевременному обводнению нефтенасыщенной зоны пласта;- secondly, in the best case scenario, the radius of the screen should correspond to twice the thickness of the cut-off water-saturated zone of the formation, and the thickness of the screen should provide its resistance to the maximum possible pressure drop that occurs during well operation, it should be borne in mind that one meter of the thickness of the natural layer withstands the pressure drop up to 1.5 MPa. This condition is not always maintained, which leads to premature flooding of the oil-saturated zone of the reservoir;
- в-третьих, изоляция заколонного перетока приводит к полному отказу от водонасыщенной зоны пласта и выводу ее из дальнейшей разработки обводненного нефтяного месторождения, причем зачастую в процессе разработки обводненного нефтяного месторождения возникает необходимость использования водонасыщенной зоны пласта как для поддержания пластового давления, так и для внутри- или межскважинной перекачки воды.- thirdly, isolation of the annulus flow leads to a complete rejection of the water-saturated zone of the reservoir and its withdrawal from further development of the water-saturated oil field, and often during the development of the water-saturated oil field, it becomes necessary to use the water-saturated zone of the reservoir both to maintain the reservoir pressure and for the inside - or interwell water pumping.
- в-четвертых, трудоемкость и продолжительность осуществления способа, связанная со сложной технологией приготовления изолирующего состава, который готовят перемешиванием равных частей кремнийорганической эмульсии, нефти и воды в смесительном агрегате и закачивают в перфорированные интервалы пласта с продавкой его нефтецементом, также большие затраты на компоненты изолирующего состава.- fourthly, the complexity and duration of the method associated with the complex technology of preparing an insulating composition, which is prepared by mixing equal parts of an organosilicon emulsion, oil and water in a mixing unit and pumped into the perforated intervals of the formation with the sale of its oil cement, also the high cost of insulating components composition.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/134, опубл. 10.06.2011 г., бюл. №16), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование его нефте- и водонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта, при толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 м вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор, а при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 м производят временную изоляцию интервалов перфорации продуктивного пласта кольматирующим составом, вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины, после ожидания затвердевания изолирующего состава производят разбуривание пакера до кровли естественного пропластка с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны, после чего производят повторную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта и освоение скважины, при притоке нефти из нефтенасыщенной зоны пласта ниже рентабельной величины производят кислотную обработку без давления. Недостатками данного способа являются:The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing waterlogged oil fields (patent RU 2420657, IPC ЕВВ 43/32, Е21В 33/134, publ. 06/10/2011, bull. No. 16), including drilling them with production wells, intersecting impermeable natural layers in the reservoir, descent of casing strings with subsequent perforation of the reservoir, studying its oil and water saturation and the intervals of their occurrence, the size of the impermeable natural layer and the creation of screens made of lining composition that separates the water-saturated zones of the reservoir from oil-saturated zones. Based on the research results, the thickness of the oil-saturated zone of the formation is determined, when the thickness of the oil-saturated zone of the formation is more than 4 m, a part of the casing string is cut out in the interval above the lower perforations of the oil-saturated zone of the formation and until the bottom of the well, the wellbore is expanded in this interval, the extended interval of the wellbore is filled with an insulating composition, which is used as a cement mortar, and when the thickness of the oil-saturated zone of the formation is less than 4 m, temporary isolation of the intervals of perforation of the productive surface is performed with a colmatizing compound, cut out a part of the casing from the roof of an impenetrable natural layer to the bottom of the well, expand the wellbore in this interval, fill the extended interval of the well with the insulating composition and create a packer by introducing into the bottomhole zone of the oil saturated zone of the well, after waiting for the insulating composition to solidify, make a hole packer to the roof of the natural interlayer with leaving a screen opposite the oil-saturated zone, after which repeated perforation of adnoy column opposite net pay zone formation and development wells, with inflow of oil from the oil saturated formation zone below produce viable quantities without acid treatment pressure. The disadvantages of this method are:
- во-первых, при реализации данного способа вырезается значительная часть обсадной колонны (от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя), что приводит к увеличению трудоемкости осуществления способа. Из опыта практического применения на скв. №8607 НГДУ «Азнакаевскнефть» вырезание 6 м колонны диаметром 168 мм длилось 20 часов, поэтому при глубоком забое, например 40 м, вырезание обсадной колонны затягивается на 5-6 сут, что приводит к очень большим финансовым и материальным затратам и к нецелесообразности применения данного способа;- firstly, when implementing this method, a significant part of the casing is cut out (from the roof of an impenetrable natural layer to the bottom), which leads to an increase in the complexity of the method. From the experience of practical application in SLE. No. 8607 NGDU “Aznakaevskneft” cutting 6 m of string with a diameter of 168 mm lasted 20 hours, so when deep bottom, for example 40 m, cutting the casing is delayed for 5-6 days, which leads to very large financial and material costs and to the inappropriateness of using this method;
- во-вторых, непродолжительный межремонтный период работы скважины при реализации данного способа, что связано с быстрым разрушением цементого камня при малейшей депрессии в скважине ввиду отсутствия значительной части обсадной колонны;- secondly, the short overhaul period of the well during the implementation of this method, which is associated with the rapid destruction of cement stone with the slightest depression in the well due to the absence of a significant part of the casing string;
- в-третьих, низкое качество изоляции заколонного перетока в скважине, что связано с возможным обводнением скважины через забой при последующей разработке обводненного месторождения в процессе эксплуатации нефтенасыщенной зоны пласта, так как изоляцию заколонного перетока производят без давления, при этом не производится контроль его качества, кроме того, цемент в качестве изолирующего состава не обеспечивает равномерное проникновение в поры непроницаемого естественного пропластка, а значит, не удается получить надежный монолитный экран из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону от нефтенасыщенной зоны пласта в к интервале непроницаемого естественного пропластка;- thirdly, the low quality of annular crossflow isolation in the well, which is associated with the possible watering of the well through the bottom during the subsequent development of the irrigated field during the operation of the oil-saturated zone of the formation, since the annular crossflow is isolated without pressure, and its quality is not controlled, in addition, cement as an insulating composition does not provide uniform penetration into the pores of an impermeable natural layer, which means that it is not possible to obtain a reliable monolithic e a crane from an insulating composition separating the water-saturated zone from the oil-saturated zone of the formation in the interval of the impermeable natural layer;
-в-четвертых, низкая эффективность разработки обводненных нефтяных месторождений, так как изоляция заколонного перетока согласно данному способу приводит к полному отказу от водонасыщенной зоны пласта и выводу ее из дальнейшей разработки обводненного нефтяного месторождения, причем зачастую в процессе разработки обводненного нефтяного месторождения возникает необходимость использования водонасыщенной зоны пласта как для поддержания пластового давления, так и для внутри или межскважинной перекачки воды.fourthly, the low efficiency of the development of waterlogged oil fields, since isolation of the annular flow according to this method leads to a complete rejection of the water-saturated zone of the reservoir and its withdrawal from further development of the water-logged oil field, and often in the process of developing a water-saturated oil field, it becomes necessary to use a water-saturated formation zones both for maintaining reservoir pressure, and for intra or inter-well pumping of water.
Технической задачей предложения является повышение эффективности способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта с возможностью одновременно-раздельной разработки как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной зон пласта, а также повышение прочности конструкции скважины.The technical task of the proposal is to increase the efficiency of the method of developing an irrigated oil field by eliminating the annular flow in the well between the water and oil saturated zones of the formation with the possibility of simultaneous and separate development of both oil and water saturated zones of the formation, as well as increasing the strength of the structure of the well.
Поставленная техническая задача решается способом разработки обводненного нефтяного месторождения, включающим разбуривание его эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной и нефтенасыщенной зон, разделенных непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефте- и водонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщенной зоны пласта, освоение скважины.The stated technical problem is solved by the method of developing an irrigated oil field, including drilling it with production wells intersecting a formation consisting of water-saturated and oil-saturated zones separated by an impenetrable natural layer, lowering the casing string followed by perforation of the formation, studying its oil and water saturation and intervals of their occurrence, dimensions of an impermeable natural layer, creating a screen of an insulating composition that separates the water-saturated zone fins from the oil-saturated zone, cutting out a part of the casing string, expanding the borehole in this interval, filling the extended interval of the borehole with an insulating compound, drilling an insulating composition in the well with leaving a screen opposite the oil-saturated zone of the formation after waiting for the insulating composition to solidify, perforation opposite the oil-saturated zone of the formation, development wells.
Новым является то, что при расположении непроницаемого естественного пропластка ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка более 8 м, в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны пласта, вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка на 1,0-1,5 м, а в интервале обсадной колонны на 1,0-1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка выполняют отверстия по периметру обсадной колонны, спускают колонну заливочных труб в скважину с проходным разбуриваемым пакером, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка в интервале между вырезанной частью и отверстиями в обсадной колонне, вызывают циркуляцию пресной воды на устье скважины по колонне заливочных труб под пакер по заколонному и межтрубному пространствам на устье скважины закачкой пресной воды, при отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку глинокислотной композицией непроницаемого естественного пропластка, при появлении циркуляции закачку пресной воды прекращают, затем по колонне заливочных труб закачивают и продавливают в заколонное пространство в интервал непроницаемого естественного пропластка изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве обсадной колонны до подошвы нефтенасыщенной зоны пласта, в качестве которого используют состав на основе синтетической смолы, после чего приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны пласта и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства обсадной колонны, после чего извлекают заливочную колонну труб, после ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной и глухой пакеры, изолирующий мост, устраняют временную кольматацию пласта, исключают смещение верхней и нижней частей обсадной колонны установкой толстостенного патрубка с центраторами внутри обсадной колонны напротив вырезанной части обсадной колонны, запускают скважину в эксплуатацию.What is new is that when the impermeable natural layer is located below the oil-saturated zone of the formation and the thickness of the impermeable natural layer is more than 8 m, a blind packer is installed in the interval of the outsole of the impermeable natural layer, and temporary oil-saturated zone of the formation is temporarily clogged, a part of the casing is cut 1.0 m high 1.0-1.5 m above the base of the impermeable natural layer, and 1.0-1.5 m in the interval of the casing below the roof of the impermeable natural layer open the holes along the perimeter of the casing, lower the casing string into the well with a drillable packer through passage, set the packer in the casing opposite the impenetrable natural layer in the interval between the cut part and the holes in the casing, cause fresh water to circulate at the wellhead along the casing string under the packer along the annular and annular spaces at the wellhead, fresh water injection, in the absence of fresh water circulation, impulse clay processing the acid composition of the impermeable natural layer, when the circulation appears, the fresh water injection is stopped, then the insulating composition is pumped and forced into the annular space into the annular space in the casing string to form an insulating bridge in the inner space of the casing to the bottom of the oil-saturated zone of the formation, which use a composition based on synthetic resin, and then raise the column of filling pipes above the bottom of the oil pump the wider zone of the formation and wash the excess synthetic resin from the annular space of the casing string, after which the pipe fill string is removed, after waiting for the synthetic resin to solidify, the passage and blind packers, an insulating bridge, are drilled, temporary formation plugging is eliminated, the upper and lower parts of the casing are displaced by installing a thick-walled the pipe with centralizers inside the casing opposite the cut part of the casing, start the well into operation.
На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 схематично и последовательно изображено выполнение способа разработки обводненного нефтяного месторождения.Figure 1, 2, 3, 4, 5, 6 schematically and sequentially depicts the implementation of the method of developing a waterlogged oil field.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Предлагаемый способ разработки обводненного нефтяного месторождения включает разбуривание его эксплуатационными скважинами 1 (см. фиг.1), пересекающими пласт 2.The proposed method for developing an irrigated oil field involves drilling it with production wells 1 (see Fig. 1), intersecting
Например, рассмотрим одну эксплуатационную скважину 1. Пласт 2 состоит из водонасыщенной зоны 3, разделенной непроницаемым естественным пропластком 4 с нефтенасыщенной зоной 5, причем непроницаемый естественный пропласток 4 расположен ниже нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.For example, consider one production well 1.
В скважину 1 спустили и закрепили в ней обсадную колонну 6. В обсадной колонне 6 скважины 1 выполнена перфорация нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 с образованием перфорационных отверстий 7.The
В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4 прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2.During the operation of well 1, water from the water-
По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности, т.е. размещение водонасыщенной зоны 3 относительно нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 и интервалы залегания водонасыщенных 3 и нефтенасыщенных зон 5 и размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 составляет 1720-1725 м ниже в интервале 1725-1734 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1734-1739 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2. Таким образом, толщина непроницаемого естественного пропласток 4 составляет 9 м.According to field studies, the nature of oil saturation is specified, i.e. placement of water-
При толщине непроницаемого естественного пропластка 4 более 8 м, например 9 м, как указано выше, в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 (1734 м) устанавливают глухой пакер 8' (см. фиг.2).When the thickness of the impermeable
Опытным путем установлено, что при толщине непроницаемого естественного пропластка 4 менее 8 м применение предлагаемого способа малоэффективно, ввиду того что прочность экрана изолирующего состава в заколонном пространстве 8 не будет обеспечивать надежную изоляции заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта.It has been experimentally established that when the thickness of the impermeable
Производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 через перфорационные отверстия 7 любым известным кольматирующим составом, например, мелом природным, обогащенным по ГОСТ 12085-88, поскольку мел хорошо растворяется в соляной кислоте. Кольматация необходима для дальнейшей обработки нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 кислотой при притоке нефти ниже рентабельной величины.The oil-
Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 м на 1-1,5 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано). С целью сохранения прочности конструкции скважины и сокращения продолжительности процесса вырезания обсадной колонны 6 выбирают минимальную высоту вырезаемой части 9 обсадной колонны 6, достаточную для продавливания изолирующего состава в заколонное пространство 8. Опытным путем установлено, что с учетом вытягивания колонны труб, на котором спущено УВУ, эта минимальная высота составляет 1,0 м.Cut a part of the casing string 1.0 m high 1-1.5 m above the sole of the impermeable
Например, при толщине непроницаемого естественного пропластка 4, равного 9 м, как указано выше, вырезание части обсадной колонны б (см. фиг.2) производят выше подошвы (1734 м) непроницаемого естественного пропластка 4, например, на 1 м, т.е. в интервале 1733 м высотой 1,0 м. В результате образуется вырезанная часть 9 обсадной колонны 6 высотой 1,0 м по периметру обсадной колонны 6 в интервале 1732-1733 м. Далее извлекают из скважины 1 колонну труб с универсальным вырезающим устройством (УВУ).For example, when the thickness of the impermeable
В интервале обсадной колонны на 1,0-1,5 м ниже кровли (1725 м) непроницаемого естественного пропластка 4 по периметру обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10, т.е. поскольку кровля непроницаемого естественного пропластка 4 находится в интервале 1725 м, поэтому отверстия 10 в обсадной колонне 6 производят, например на 1 м ниже, т.е. в интервале 1726 м.In the interval of the casing string, 1.0-1.5 m below the roof (1725 m) of the impermeable
Вырезание обсадной колонны 6 на расстоянии 1,0-1,5 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 и выполнение отверстий 10 в обсадной колонне 6 на расстоянии 1,0-1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка 4 исключает попадание изолирующего состава в водонасыщенную зону 3 и нефтенасыщенную зону 5 пласта 2 при последующей изоляции заколонного пространства 8.Cutting the
Для выполнения отверстий 10 на колонне труб спускают перфоратор, например, перфоратор гидромеханический (ПГМ) (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано). Перфоратор гидромеханический выпускается ООО "Нефтяник" (г.Бугульма, Республика Татарстан, Российская Федерация), так чтобы резцы перфоратора размещались в интервале 1726 м обсадной колонны 6. В этом интервале обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10 в виде шести отверстий по периметру обсадной колонны 6 с углом 60°C (на фиг.1, 2, 3,4, 5 не показано) между отверстиями. Количество отверстий выбрано равным шести, поскольку это обеспечивает равномерное заполнение заколонного пространства 8 по периметру обсадной колонны 6 изолирующим составом. Извлекают из скважины колонну труб с перфоратором. Таким образом, между вырезанной частью 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 и рядом отверстий 10 расстояние непроницаемого естественного пропластка составляет: h=9 м - 1,0 м - 1,0 м - 1,0 м=6 м.To make
Далее спускают в скважину колонну заливочных труб 11 (см. фиг.3) с проходным разбуриваемым пакером 12, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка 4 между вырезанной частью 9 (1732-1733 м) обсадной колонны б и отверстиями 10 (1726 м) обсадной колонны 6, например в интервале 1730 м. В качестве проходного разбуриваемого пакера применяют, например, пакер конструкции «ТатНИПИнефть» (см. патент RU №2395669 «Пакер разбуриваемый», МПК Е 21 В 33/12 опубл. в бюл. №21 от 27.07.2010 г. или патент RU №2374427 «Пакер разбуриваемый», МПК Е 21 В 33/12 опубл. в бюл. №23 от 27.11.2011 г.).Next, the casing string 11 (see FIG. 3) is lowered into the well with the
Вызывают циркуляцию жидкости на устье скважины 1 (см. фиг.3), например, закачкой пресной воды по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.Fluid is circulated at the wellhead 1 (see FIG. 3), for example, by pumping fresh water through a string of
При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 глинокислотной композицией до появления циркуляции пресной воды через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.In the absence of fresh water circulation, the impenetrable
Применяют глинокислотную композицию на основе соляной и плавиковой кислот марки ГК МЛ, ГК НЛ, ГКК, причем марку и рецептуру приготовления глинокислотной композиции выбирают в зависимости от типа породы, проницаемости и пористости непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 (см. табл.14.4. стр.74) «Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» РД 153-39,1-712-11 с учетом объема закачки глинокислотной композиции от 0,3 м3 до 0,4 м3 на один метр обрабатываемого непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, при этом общий объем закачиваемой глинокислотной композиции должен быть не менее 1,5 м3. Например, при высоте непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, равного 8 м, необходимо закачать кислотную композицию в объеме: V=8 (0,3 м3-0,4 м3)=2,4-3,2 м3, принимают объем глинокислотной композиции, подлежащей закачке: V=3,0 м3.A clay acid composition based on hydrochloric and hydrofluoric acids of the brand GK ML, GK NL, GKK is used, and the brand and formulation of the preparation of the clay acid composition are selected depending on the rock type, permeability and porosity of the impermeable
Импульсную обработку глинокислотной композицией в объеме, например, V=3,0 м3 производят с использованием известного пульсирующего устройства, которое размещают, например, на устье скважины. В качестве пульсирующего устройства применяют известные устройства, например, описанные в патенте RU №2400615, «Устройство для импульсной закачки жидкости в пласт», МПК Е21В 28/00, В 43/25, опубл. в бюл. №21 от 27.09.2010 г. или в патенте RU №2241825 «Устройство для закачки жидкости в пласт», МПК Е21В 43/18, опубл. в бюл. 34 от 10.12.2004 г. По окончании закачки производят выдержку на реагирование, например в течение 8-12 ч.A pulsed treatment with a clay acid composition in a volume of, for example, V = 3.0 m 3 is carried out using a known pulsating device, which is placed, for example, at the wellhead. As a pulsating device, known devices are used, for example, described in RU patent No. 2400615, “Device for pulsed injection of fluid into the reservoir”, IPC E21B 28/00, B 43/25, publ. in bull. No. 21 dated September 27, 2010 or in RU patent No. 2241825 "Device for pumping fluid into the reservoir", IPC EV 43/18, publ. in bull. 34 of December 10, 2004. At the end of the injection, an exposure is made to the response, for example, for 8-12 hours.
После появления циркуляции закачку пресной воды прекращают. Затем по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 под давлением, не превышающим допустимое на обсадную колонну б, которое определяется технологической службой предприятия с учетом срока службы скважины и среды в которой она эксплуатируется закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 в интервал непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве 15 обсадной колонны 6 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.After the appearance of circulation, the injection of fresh water is stopped. Then, along the string of casting
Например, при сроке службы скважины более 20 лет в среде сероводорода допустимое давление на обсадную колонну 6 составляет не более 9 МПа, поэтому закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 (см. фиг.4) в интервал - h непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав 14, например, под давлением 8 МПа.For example, with a well service life of more than 20 years in a hydrogen sulfide environment, the permissible pressure on the
В качестве изолирующего состава используют смесь синтетической смолы Барс 3 с отвердителем смолы Барс 3 в соотношении, соответственно, 5:1. Синтетическую смолу Барс 3 и отвердитель смолы Барс 3 производит ООО «Тюменский завод пластмасс» по ТУ 2221-081-26-15-15. Изолирующий состав на основе синтетической смолы обладает высокой подвижностью и способен проникать в тонкие поры и трещины. Прочность отвердевшей смолы незначительно отличается от прочности цементного камня, получаемого из смеси воды с обычным тампонажным цементом, используемым при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды. Расчетный объем используемого изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем.As an insulating composition, a mixture of
Продавку синтетической смолы, например, в объеме 1 м3 проводят с помощью продавочной жидкости, например, сточной водой, плотностью 1180 кг/м3, в заколонное пространство 8 скважины 1 и внутреннее пространство 15 обсадной колонны б над разбуриваемым пакером 12 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, т.е. с образованием изолирующего моста.The sale of synthetic resin, for example, in a volume of 1 m 3 is carried out using squeezing liquid, for example, waste water, with a density of 1180 kg / m 3 , into the
После чего приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (на фиг.1-5 не показано) и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства 13 (см. фиг.4) обсадной колонны 6 и извлекают заливочную колонну труб из скважины 1. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной пакер 12 (фиг.4) и глухой пакер 8' и изолирующий мост из внутреннего пространства 15 обсадной колонны 6. В результате в заколонном пространстве 8 (фиг.5) остается прочный и надежный экран в интервале 1726-1732 м, исключающий заколонный переток из водонасыщенной зоны 3 в нефтенасыщенную зону 5 пласта 2.After that, the column of filling pipes is raised above the sole of the oil-saturated
Разбуривание производят с помощью, например, долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).Drilling is carried out using, for example, a bit and a downhole screw motor, lowered into the
Устраняют временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.5) пласта 2, например, установкой кислотной ванны с применением 25% соляной ингибированной кислоты, выпускаемой фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 (г. Чебоксары, Российская Федерация).Eliminate the temporary clogging of the oil-saturated zone 5 (see Fig. 5) of
Далее с целью исключения смещения верхней части 16 и нижней частей 17 в обсадной колонне 6 напротив ее вырезанной части 9 устанавливают толстостенный патрубок 18 с центраторами 19 и 20 на верхнем и нижнем концах, соответственно. Например, в 168 мм обсадную колонну 6 спускают толстостенный патрубок 18 длиной 2 метра и диаметром 127 мм × 9 мм с центраторами 19 и 20 на концах.Further, in order to avoid displacement of the
Установка толстостенного патрубка исключает смещение частей обсадной колонны, благодаря чему увеличивается межремонтный период работы скважины.The installation of a thick-walled pipe eliminates the displacement of the parts of the casing string, thereby increasing the overhaul period of the well.
После чего скважину 1 (см. фиг.1) запускают в эксплуатацию. Для этого оснащают эксплуатационным оборудованием, например, установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) и производят добычу нефти через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (см. фиг.5) и отбор воды через интервалы перфорации 21 водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, в целях межскважинной перекачки сточной воды.Then the well 1 (see figure 1) is launched into operation. To do this, equip operational equipment, for example, an installation for simultaneous and separate operation (not shown in Figs. 1, 2, 3, 4, 5) and produce oil through the
Пример №1.Example No. 1.
В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4 прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2.During the operation of
По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности, т.е. размещение водонасыщенной зоны 3 относительно нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 и интервалы залегания водонасыщенных 3 и нефтенасыщенных зон 5 и размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 составляет 1730-1735 м ниже в интервале 1735-1745 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1745-1750 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2. Таким образом, толщина непроницаемого естественного пропласток 4 составляет 10 м.According to field studies, the nature of oil saturation is specified, i.e. the location of water saturated
Устанавливают глухой пакер 8' в интервале 1745 м (см. фиг.2) и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 через перфорационные отверстия 7 любьм известным кольматирующим составом, например, мелом природным, обогащенным по ГОСТ 12085-88, поскольку мел хорошо растворяется в соляной кислоте. Кольматация необходима для дальнейшей обработки нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 кислотой при притоке нефти ниже рентабельной величины.Install a deaf packer 8 'in the range of 1745 m (see FIG. 2) and temporarily clog the oil-saturated
Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 выше подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).Cut a part of the casing string with a height of 1.0 above the sole of the impenetrable
Например, при толщине непроницаемого естественного пропластка 4, равного 10 м, как указано выше, вырезание части обсадной колонны 6 (см. фиг.2) производят выше подошвы (1745 м) непроницаемого естественного пропластка 4, например, на 1,5 м, т.е. в интервале 1743,5 м высотой 1,0 м. В результате образуется вырезанная часть 9 обсадной колонны 6 высотой 1,0 м по периметру обсадной колонны 6 в интервале 1742,5-1743,5 м. Далее извлекают из скважины 1 колонну труб с универсальным вырезающим устройством (УВУ).For example, with a thickness of impermeable
В интервале обсадной колонны на 1,5 м ниже кровли (1735 м) непроницаемого естественного пропластка 4 по периметру обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10, т.е. поскольку кровля непроницаемого естественного пропластка 4 находится в интервале 1735 м, поэтому отверстия 10 в обсадной колонне 6 производят в интервале 1736,5 м.In the interval of the casing string 1.5 m below the roof (1735 m) of the impermeable
Для выполнения отверстий 10 на колонне труб спускают перфоратор и устанавливают его так, чтобы резцы перфоратора размещались в интервале 1736,5 м обсадной колонны 6. В этом интервале обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10 в виде шести отверстий по периметру обсадной колонны 6 с углом 60°C (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) между отверстиями. Количество отверстий выбрано равным шести, поскольку это обеспечивает равномерное заполнение заколонного пространства 8 по периметру обсадной колонны 6 изолирующим составом. Извлекают из скважины колонну труб с перфоратором. Таким образом, между вырезанной частью 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 и рядом отверстий 10 расстояние непроницаемого естественного пропластка составляет: h=10 м - 1,5 м - 1,5 м - 1,0 м=6,0 м.To make
Далее спускают в скважину колонну заливочных труб 11 (см. фиг.3) с проходным разбуриваемым пакером 12, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка 4 между вырезанной частью 9 (1743-1744 м) обсадной колонны 6 и отверстиями 10 (1736,5 м) обсадной колонны 6, например в интервале 1740 м.Next, the casing string 11 (see FIG. 3) is lowered into the well with the
Вызывают циркуляцию жидкости на устье скважины 1 (см. фиг.3), например, закачкой пресной воды по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.Fluid is circulated at the wellhead 1 (see FIG. 3), for example, by pumping fresh water through a string of casting
При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 глинокислотной композицией до появления циркуляции пресной воды через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.In the absence of fresh water circulation, the impenetrable
Применяют глинокислотную композицию на основе соляной и плавиковой кислот марки ГК МЛ, ГК НЛ, ГКК, причем марку и рецептуру приготовления глинокислотной композиции выбирают в зависимости от типа породы, проницаемости и пористости непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 (см. табл.14.4. стр.74) «Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» РД 153-39,1-712-11 с учетом объема закачки глинокислотной композиции от 0,3 м3 до 0,4 м3 на один метр обрабатываемого непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, при этом общий объем закачиваемой глинокислотной композиции должен быть не менее 1,5 м3. Например, при высоте непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, равного 10 м, необходимо закачать кислотную композицию в объеме: V=8 (0,3 м3-0,4 м3)=3,0-4,0 м3, принимают объем глинокислотной композиции, подлежащей закачке: V=3,5 м3. Импульсную обработку глинокислотной композицией в объеме, например, V=3,5 м3 производят с использованием известного пульсирующего устройства, которое размещают, например, на устье скважины. По окончании закачки производят выдержку на реагирование, например в течение 8-12 ч.A clay acid composition based on hydrochloric and hydrofluoric acids of the brand GK ML, GK NL, GKK is used, and the brand and formulation of the preparation of the clay acid composition are selected depending on the rock type, permeability and porosity of the impermeable
После появления циркуляции закачку пресной воды прекращают. Затем по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 под давлением, не превышающим допустимое на обсадную колонну 6, которое определяется технологической службой предприятия с учетом срока службы скважины и среды в которой она эксплуатируется закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 в интервал непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве 15 обсадной колонны 6 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.After the appearance of circulation, the injection of fresh water is stopped. Then, along the
Например, при сроке службы скважины более 20 лет в среде сероводорода допустимое давление на обсадную колонну 6 составляет не более 9 МПа, поэтому закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 (см. фиг.4) в интервал - h непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав 14, например, под давлением 8 МПа.For example, with a well service life of more than 20 years in a hydrogen sulfide environment, the permissible pressure on the
В качестве изолирующего состава используют смесь синтетической смолы Барс 3 с отвердителем смолы Барс 3 в соотношении, соответственно, 5:1. Синтетическую смолу Барс 3 и отвердитель смолы Барс 3 производит ООО «Тюменский завод пластмасс» по ТУ 2221-081-26-15-15.As an insulating composition, a mixture of
Продавку синтетической смолы, например, в объеме 1 м3 проводят с помощью продавочной жидкости, например, сточной водой, плотностью 1180 кг/м3, в заколонное пространство 8 скважины 1 и внутреннее пространство 15 обсадной колонны 6 над разбуриваемым пакером 12 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, т.е. с образованием изолирующего моста.The sale of synthetic resin, for example, in a volume of 1 m 3 is carried out using squeezing liquid, for example, waste water, with a density of 1180 kg / m 3 , into the
После чего приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (на фиг.1-5 не показано) и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства 13 (см. фиг.4) обсадной колонны 6 и извлекают заливочную колонну труб из скважины 1. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной пакер 12 (фиг.4) и глухой пакер 8' и изолирующий мост из внутреннего пространства 15 обсадной колонны 6. В результате в заколонном пространстве 8 (фиг.5) остается прочный и надежный экран в интервале 1736,5-1742,5 м, исключающий заколонный переток из водонасыщенной зоны 3 в нефтенасыщенную зону 5 пласта 2.After that, the column of filling pipes is raised above the sole of the oil-saturated
Разбуривание производят с помощью, например, долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).Drilling is carried out using, for example, a bit and a downhole screw motor lowered into the
Устраняют временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.5) пласта 2, например, установкой кислотной ванны с применением 25% соляной ингибированной кислоты, выпускаемой фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 (г. Чебоксары, Российская Федерация).Eliminate the temporary clogging of the oil-saturated zone 5 (see Fig. 5) of
Далее с целью исключения смещения верхней части 16 и нижней частей 17 в обсадной колонне 6 напротив ее вырезанной части 9 устанавливают толстостенный патрубок 18 с центраторами 19 и 20 на верхнем и нижнем концах, соответственно. Например, в 168 мм обсадную колонну 6 спускают толстостенный патрубок 18 длиной 2 метра и диаметром 127 мм × 9 мм с центраторами 19 и 20 на концах.Further, in order to avoid displacement of the
Установка толстостенного патрубка исключает смещение частей обсадной колонны, благодаря чему увеличивается межремонтный период работы скважины.The installation of a thick-walled pipe eliminates the displacement of the parts of the casing string, thereby increasing the overhaul period of the well.
После чего скважину 1 (см. фиг.1) запускают в эксплуатацию. Для этого оснащают эксплуатационным оборудованием, например, установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) и производят добычу нефти через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (см. фиг.5) и отбор воды через интервалы перфорации 21 водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, в целях межскважинной перекачки сточной воды.Then the well 1 (see figure 1) is launched into operation. To do this, equip operational equipment, for example, an installation for simultaneous and separate operation (not shown in Figs. 1, 2, 3, 4, 5) and produce oil through the
Пример №2.Example No. 2.
В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4 прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2.During the operation of
По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности, т.е. размещение водонасыщенной зоны 3 относительно нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 и интервалы залегания водонасыщенных 3 и нефтенасыщенных зон 5 и размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 составляет 1750-1755 м ниже в интервале 1755-1766 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1766-1770 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2. Таким образом, толщина непроницаемого естественного пропласток 4 составляет 11 м.According to field studies, the nature of oil saturation is specified, i.e. placement of water-saturated
Устанавливают глухой пакер 8' в интервале 1766 м (см. фиг.2) и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 через перфорационные отверстия 7 любым известным кольматирующим составом, например, мелом природным, обогащенным по ГОСТ 12085-88, поскольку мел хорошо растворяется в соляной кислоте. Кольматация необходима для дальнейшей обработки нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 кислотой при притоке нефти ниже рентабельной величины.Install a deaf packer 8 'in the range of 1766 m (see FIG. 2) and temporarily clog the oil-saturated
Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 выше подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 любым известньм устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).Cut a part of the casing string with a height of 1.0 above the sole of the impenetrable
Например, при толщине непроницаемого естественного пропластка 4, равного 11 м, как указано выше, вырезание части обсадной колонны 6 (см. фиг.2) производят выше подошвы (1766 м) непроницаемого естественного пропластка 4, на 1,2 м, т.е. в интервале 1764,8 м высотой 1,0 м. В результате образуется вырезанная часть 9 обсадной колонны 6 высотой 1,0 м по периметру обсадной колонны 6 в интервале 1763,8-1764,8 м. Далее извлекают из скважины 1 колонну труб с универсальным вырезающим устройством (УВУ).For example, with a thickness of impermeable
В интервале обсадной колонны на 1,3 м ниже кровли (1755 м) непроницаемого естественного пропластка 4 по периметру обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10, т.е. поскольку кровля непроницаемого естественного пропластка 4 находится в интервале 1755 м, поэтому отверстия 10 в обсадной колонне 6 производят в интервале 1756,3 м.In the interval of the casing string 1.3 m below the roof (1755 m) of the impermeable
Для выполнения отверстий 10 на колонне труб спускают перфоратор, так чтобы резцы перфоратора размещались в интервале 1756,3 м обсадной колонны 6. В этом интервале обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10 в виде шести отверстий по периметру обсадной колонны 6 с углом 60°C (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) между отверстиями. Количество отверстий выбрано равным шести, поскольку это обеспечивает равномерное заполнение заколонного пространства 8 по периметру обсадной колонны 6 изолирующим составом. Извлекают из скважины колонну труб с перфоратором. Таким образом, между вырезанной частью 9 (см. фиг.2) обсадной колонны б и рядом отверстий 10 расстояние непроницаемого естественного пропластка составляет: h=11 м - 1,0 м - 1,2 м - 1,3 м=7,5 м.To make
Далее спускают в скважину колонну заливочных труб 11 (см. фиг.3) с проходным разбуриваемым пакером 12, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка 4 между вырезанной частью 9 (1763,8-1764,8 м) обсадной колонны 6 и отверстиями 10 (1743,7 м) обсадной колонны 6, например в интервале 1752 м.Next, the casting pipe string 11 (see FIG. 3) is lowered into the well with the
Вызывают циркуляцию жидкости на устье скважины 1 (см. фиг.3), например, закачкой пресной воды по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.Fluid is circulated at the wellhead 1 (see FIG. 3), for example, by pumping fresh water through a string of casting
При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 глинокислотной композицией до появления циркуляции пресной воды через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.In the absence of fresh water circulation, the impenetrable
Применяют глинокислотную композицию на основе соляной и плавиковой кислот марки ГК МЛ, ГК НЛ, ГКК, причем марку и рецептуру приготовления глинокислотной композиции выбирают в зависимости от типа породы, проницаемости и пористости непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 (см. табл.14.4. стр.74) «Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» РД 153-39,1-712-11 с учетом объема закачки глинокислотной композиции от 0,3 м3 до 0,4 м3 на один метр обрабатываемого непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, при этом общий объем закачиваемой глинокислотной композиции должен быть не менее 1,5 м3. При высоте непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, равного 11 м, необходимо закачать кислотную композицию в объеме: V=11 (0,3 м3-0,4 м3)=3,3-4,4 м3, принимают объем глинокислотной композиции, подлежащей закачке: V=3,8 м3. Импульсную обработку глинокислотной композицией в объеме, например, V=3,8 м3 производят с использованием известного пульсирующего устройства, которое размещают, например, на устье скважины. По окончании закачки производят выдержку на реагирование, например в течение 8-12 ч.A clay acid composition based on hydrochloric and hydrofluoric acids of the brand GK ML, GK NL, GKK is used, and the brand and formulation of the preparation of the clay acid composition are selected depending on the rock type, permeability and porosity of the impermeable
После появления циркуляции закачку пресной воды прекращают. Затем по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 под давлением, не превышающим допустимое на обсадную колонну 6, которое определяется технологической службой предприятия с учетом срока службы скважины и среды в которой она эксплуатируется закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 в интервал непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве 15 обсадной колонны 6 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.After the appearance of circulation, the injection of fresh water is stopped. Then, along the
При сроке службы скважины более 20 лет в среде сероводорода допустимое давление на обсадную колонну 6 составляет не более 9 МПа, поэтому закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 (см. фиг.4) в интервал - h непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав 14, например, под давлением 8 МПа.With a well life of more than 20 years in a hydrogen sulfide environment, the permissible pressure on the
В качестве изолирующего состава используют смесь синтетической смолы Барс 3 с отвердителем смолы Барс 3 в соотношении, соответственно, 5:1. Синтетическую смолу Барс 3 и отвердитель смолы Барс 3 производит ООО «Тюменский завод пластмасс» по ТУ 2221-081-26-15-15.As an insulating composition, a mixture of
Продавку синтетической смолы, например, в объеме 1 м проводят с помощью продавочной жидкости, например, сточной водой, плотностью 1180 кг/м3, в заколонное пространство 8 скважины 1 и внутреннее пространство 15 обсадной колонны 6 над разбуриваемым пакером 12 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, т.е. с образованием изолирующего моста.The sale of synthetic resin, for example, in a volume of 1 m is carried out using squeezing liquid, for example, waste water, with a density of 1180 kg / m 3 , into the
После чего приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (на фиг.1-5 не показано) и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства 13 (см. фиг.4) обсадной колонны 6 и извлекают заливочную колонну труб из скважины 1. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной пакер 12 (фиг.4) и глухой пакер 8' и изолирующий мост из внутреннего пространства 15 обсадной колонны 6. В результате в заколонном пространстве 8 (фиг.5) остается прочный и надежный экран в интервале 1756,3-1763,8 м, исключающий заколонный переток из водонасыщенной зоны 3 в нефтенасыщенную зону 5 пласта 2.After that, the column of filling pipes is raised above the sole of the oil-saturated
Разбуривание производят с помощью, например, долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).Drilling is carried out using, for example, a bit and a downhole screw motor lowered into the
Устраняют временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.5) пласта 2, например, установкой кислотной ванны с применением 25% соляной ингибированной кислоты, выпускаемой фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 (г. Чебоксары, Российская Федерация).Eliminate the temporary clogging of the oil-saturated zone 5 (see Fig. 5) of
Далее с целью исключения смещения верхней части 16 и нижней частей 17 в обсадной колонне 6 напротив ее вырезанной части 9 устанавливают толстостенный патрубок 18 с центраторами 19 и 20 на верхнем и нижнем концах, соответственно. Например, в 168 мм обсадную колонну 6 спускают толстостенный патрубок 18 длиной 2 метра и диаметром 127 мм × 9 мм с центраторами 19 и 20 на концах.Further, in order to avoid displacement of the
Установка толстостенного патрубка исключает смещение частей обсадной колонны, благодаря чему увеличивается межремонтный период работы скважины.The installation of a thick-walled pipe eliminates the displacement of the parts of the casing string, thereby increasing the overhaul period of the well.
После чего скважину 1 (см. фиг.1) запускают в эксплуатацию. Для этого оснащают эксплуатационным оборудованием, например, установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) и производят добычу нефти через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (см. фиг.5) и отбор воды через интервалы перфорации 21 водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, в целях межскважинной перекачки сточной воды.Then the well 1 (see figure 1) is launched into operation. To do this, equip operational equipment, for example, an installation for simultaneous and separate operation (not shown in Figs. 1, 2, 3, 4, 5) and produce oil through the
Реализация предложенного способа позволит повысить эффективность способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта путем создания надежного и прочного экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон с возможностью одновременно-раздельной разработки как нефтенасыщенной зоны, так и водонасыщенной зоны пласта обводненного нефтяного месторождения, а также способ позволит повысить прочность конструкции скважины, которая достигается за счет минимального расстояния вырезаемой части обсадной колонны.Implementation of the proposed method will increase the efficiency of the method of developing an irrigated oil field by eliminating the annular flow in the well between the water and oil saturated zones of the formation by creating a reliable and durable screen from the insulating composition that separates the water saturated zones of the formation from oil saturated zones with the possibility of simultaneously developing separately as an oil saturated zone, and the water-saturated zone of the formation of the watered oil field, as well as the method will increase firmly It is well design, which is achieved by the minimum distance clipping box casing.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012112247/03A RU2495996C1 (en) | 2012-03-29 | 2012-03-29 | Development method of water-flooded oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012112247/03A RU2495996C1 (en) | 2012-03-29 | 2012-03-29 | Development method of water-flooded oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2495996C1 true RU2495996C1 (en) | 2013-10-20 |
Family
ID=49357229
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012112247/03A RU2495996C1 (en) | 2012-03-29 | 2012-03-29 | Development method of water-flooded oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2495996C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2570157C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well |
| RU2570156C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of flooded oil deposit |
| RU2586120C2 (en) * | 2014-10-17 | 2016-06-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д, Шашина) | Method and system for waterproofing works in well |
| RU2613382C1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of water shutoff works in well |
| RU2618538C1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for water shutoff treatment in well |
| RU2713279C1 (en) * | 2019-03-26 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Insulation method for behind-the-casing flows in well |
| CN113062762A (en) * | 2021-03-26 | 2021-07-02 | 太原理工大学 | Method for improving gas extraction efficiency of high-suction roadway |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2104393C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-02-10 | Александр Петрович Линецкий | Method for increasing degree of extracting oil, gas and other useful materials from ground, and for opening and control of deposits |
| RU2209953C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
| US20060169454A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Savery Mark R | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
| US7267174B2 (en) * | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
| RU2355873C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operating procedure |
| RU2420657C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of water-flooded oil deposits |
-
2012
- 2012-03-29 RU RU2012112247/03A patent/RU2495996C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2104393C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-02-10 | Александр Петрович Линецкий | Method for increasing degree of extracting oil, gas and other useful materials from ground, and for opening and control of deposits |
| RU2209953C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
| US7267174B2 (en) * | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
| US20060169454A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Savery Mark R | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
| RU2355873C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operating procedure |
| RU2420657C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of water-flooded oil deposits |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2586120C2 (en) * | 2014-10-17 | 2016-06-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д, Шашина) | Method and system for waterproofing works in well |
| RU2570157C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well |
| RU2570156C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of flooded oil deposit |
| RU2613382C1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of water shutoff works in well |
| RU2618538C1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for water shutoff treatment in well |
| RU2713279C1 (en) * | 2019-03-26 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Insulation method for behind-the-casing flows in well |
| CN113062762A (en) * | 2021-03-26 | 2021-07-02 | 太原理工大学 | Method for improving gas extraction efficiency of high-suction roadway |
| CN113062762B (en) * | 2021-03-26 | 2022-06-07 | 太原理工大学 | Method for improving gas extraction efficiency of high-suction roadway |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2655309C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2526061C1 (en) | Isolation of water inflow beds at well construction | |
| RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
| RU2618544C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180330 |