RU2509885C1 - Development method of water-flooded oil deposit - Google Patents
Development method of water-flooded oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2509885C1 RU2509885C1 RU2012142092/03A RU2012142092A RU2509885C1 RU 2509885 C1 RU2509885 C1 RU 2509885C1 RU 2012142092/03 A RU2012142092/03 A RU 2012142092/03A RU 2012142092 A RU2012142092 A RU 2012142092A RU 2509885 C1 RU2509885 C1 RU 2509885C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- saturated zone
- oil
- formation
- water
- interval
- Prior art date
Links
Images
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 нефте- и водонасыщенной 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 oil and water 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 МПа.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 30-80 MPa shutter.
Недостатком этого способа является низкая прочность создаваемых экранов.The disadvantage of this method is the low strength of the created screens.
Известен способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2065025, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.08.1996 г. в 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, при этом изолирующий состав подают в продуктивный пласт под естественный пропласток и над ним с возможностью охватывания 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.A known method for the development of flooded oil fields (patent RU 2065025, IPC ЕВВ 33/13, published on 08/10/1996 in Bull. No. 22), including drilling their production wells, at least part of which crosses natural impermeable layers in the reservoir, and the creation of screens based on insulating compositions that separate the water-saturated zones of the formation from oil-saturated, while the insulating composition is fed into the reservoir under the natural layer and above it with the possibility of covering the natural layer of screens and bottom and top, with the thickness of the screen above the natural layer is taken from the condition of isolation of the natural layer from the reservoir, and the total thickness of the screens is taken from the condition of their resistance to the pressure drop that occurs during operation of the well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, 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 радиус изолирующего экрана может оказаться недостаточным для надежной изоляции водонасыщенной зоны от нефтенасыщенной зоны пласта при резком скачке перепада давления;- firstly, the total thickness of the screens is taken from the condition of their resistance to the pressure drop that occurs during well operation, 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 be insufficient 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, низкая эффективность применения способа, обусловленная тем, что наличие экрана напротив и ниже естественного пропластка в процессе разработки обводненного нефтяного пласта не исключает возможности прорыва воды снизу вверх (заколонные перетоки) в нефтенасыщенную зону пласта ввиду их низкой прочности, что сокращает безводный период эксплуатации скважин;- thirdly, the low efficiency of the method, due to the fact that the presence of a screen opposite and lower than the natural layer during the development of an irrigated oil reservoir does not exclude the possibility of a breakthrough of water from the bottom up (behind-the-casing flows) into the oil-saturated zone of the reservoir due to their low strength, which reduces anhydrous well operation period;
- в-четвертых, сложная технология 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 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 cement, also the high costs of components of the insulating composition.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.06.2011, бюл. №16), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. В способе 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 отверждения 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 flooded oil fields (patent RU 2420657, IPC ЕВВ 43/32, published on 06/10/2011, bull. No. 16), including drilling their production wells intersecting impermeable natural layers in the reservoir , casing run with subsequent perforation of the reservoir, study of its oil and water saturation and the intervals of their occurrence, the size of the impenetrable natural layer, the creation of screens of insulating Ava, separating the water-saturated zone of the formation of oil-saturated zones. In the method, according to 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 the 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 product is performed of the willow formation with a clogging composition, a part of the casing is cut from the roof of an impenetrable natural layer to the bottom of the well, the borehole is expanded in this interval, the extended interval of the bore is poured with the insulating composition and the packer is created by introducing into the bottomhole zone of the oil-saturated zone of the well formation, after curing the insulating composition, packer to the roof of the natural layer with leaving a screen opposite the oil-saturated zone, after which the perforation is repeated bottom of the column opposite the oil-saturated zone of the formation and well development, when the influx of oil from the oil-saturated zone of the formation below a cost-effective amount, acid treatment is performed without 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 скважине НГДУ «Азнакаевскнефть» вырезание 6 м колонны диаметром 168 мм длилось 20 ч, 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 experience in practical application at the well of 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 high financial and material costs and the inappropriateness of the application of this method;
- во-вторых, отсутствие зумпфа для выполнения геофизических исследований скважины не позволяет производить исследования нефтенасыщенной зоны пласта, что приводит к невозможности контроля за разработкой пласта;- secondly, the lack of a sump for performing geophysical surveys of the well does not allow the study of the oil-saturated zone of the formation, which makes it impossible to control the development of the formation;
- в-третьих, при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 м производят временную изоляцию интервалов перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, что снижает проницаемость призабойной зоны нефтенасыщенной зоны пласта при его последующей эксплуатации;- thirdly, 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 oil-saturated zone of the formation is performed, which reduces the permeability of the bottom-hole zone of the oil-saturated zone of the formation during its subsequent operation;
- в-четвертых, временная изоляция ухудшает коллекторские свойства пласта. Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления с возможностью проведения геофизических исследований нефтенасыщенной зоны пласта после осуществления способа, а также сохранение коллекторских свойств пласта.- fourthly, temporary isolation affects the reservoir properties of the reservoir. The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of the method of developing an irrigated oil field by eliminating annular flows, reducing the complexity and duration of its implementation with the possibility of conducting geophysical studies of the oil-saturated zone of the reservoir after the implementation of the method, as well as maintaining the reservoir properties of the reservoir.
Поставленные технические задачи решаются способом разработки обводненного нефтяного месторождения, включающим разбуривание его эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава.The stated technical problems are solved by the method of developing an irrigated oil field, including drilling it with production wells crossing a formation consisting of a water-saturated zone separated by an impermeable natural layer with an oil-saturated zone, lowering the casing string followed by perforation of the formation, studying its oil saturation and the intervals of their occurrence, the size of impermeable natural interlayers, creating a screen from an insulating composition that separates the water-saturated Well formation of oil-saturated zone, cutting out a part of the casing, the extension of the borehole in this interval, the enlarged wellbore fill slot insulating composition, drilling of the insulating composition after curing the insulating composition.
Новым является то, что при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м вырезают часть обсадной колонны от интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка и до интервала на 1,5 м выше подошвы водонасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в этом интервале, далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из хвостовика и гидравлического разъединителя, причем хвостовик выполнен в виде труб наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, а на нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан с возможностью открытия или закрытия под действием избыточного давления, а ниже - фильтр, причем длину хвостовика выбирают размером не меньше расстояния от забоя до интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка, далее собранную компоновку на колонне заливочных труб спускают в скважину до упора нижнего конца хвостовика в забой, приводят в действие гидравлический разъединитель, после чего приподнимают колонну заливочных труб на 1 м и опускают, затем закачивают изолирующий состав по колонне труб и хвостовику и продавливают изолирующий состав закачкой продавочной жидкости в колонну труб через открывшийся под действием избыточного давления обратный клапан и фильтр хвостовика в межтрубное пространство и доводят его до головы хвостовика, извлекают колонну заливочных труб с гидравлическим разъединителем из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение, при этом в качестве изолирующего состава применяют микроцемент, после отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и обратного клапана и удаление продуктов разбуривания из хвостовика промывкой.What is new is that when the water-saturated zone is located below the oil-saturated zone of the formation and the thickness of the impermeable natural layer is more than 3 m, a part of the casing is cut from the interval 1.5 m below the roof of the impermeable natural layer and to the interval 1.5 m above the bottom of the water-saturated zone of the formation expand the borehole in this interval, then at the wellhead from bottom to top, an assembly consisting of a liner and a hydraulic disconnector is assembled, and the liner is made in the form of pipes with an outer diameter smaller the inner diameter of the casing string, and a check valve is installed at the lower end of the liner with the possibility of opening or closing under the influence of overpressure, and a filter below, and the liner length is chosen to be no less than the distance from the bottom to the interval 1.5 m below the roof of an impenetrable natural layer , then the assembled assembly on the column of casting pipes is lowered into the well until it stops against the lower end of the liner into the face, the hydraulic disconnector is activated, and then the column is lifted pipes per 1 m and lower, then the insulating composition is pumped over the pipe string and liner and the insulating compound is pressed by pumping the squeezing fluid into the pipe string through the check valve and the liner filter that has opened under the influence of excess pressure into the annulus and bring it to the head of the liner, the column is removed pouring pipes with a hydraulic disconnector from the well and leave the insulating composition for curing, while microcement is used as the insulating composition, after curing the insulating present composition produces drilling of the insulating composition and the non-return valve and the removal of products from the drilling shank washing.
Предлагаемый способ осуществляют при условии размещения водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м. Обычно толщина непроницаемого естественного пропластка составляет от 1,0 до 6,0 м. Для реализации предлагаемого способа толщина непроницаемого естественного пропластка составляет от 3,0 до 6,0 м.The proposed method is carried out under the condition that the water-saturated zone is located below the oil-saturated zone of the reservoir and with a thickness of impermeable natural layer more than 3 m. Usually, the thickness of an impermeable natural layer is from 1.0 to 6.0 m. For the implementation of the proposed method, the thickness of an impermeable natural layer is 3, 0 to 6.0 m.
Опытным путем установлено, что при толщине естественного пропластка 3 м и менее повышается риск повторного образования заколонных перетоков жидкости, поэтому даже при высокой востребованности в геофизических исследованиях нефтенасыщенной зоны пласта этот способ не применим.It was experimentally established that with a natural interlayer thickness of 3 m or less, the risk of re-formation of annular fluid flows increases, therefore, this method is not applicable even in high demand in geophysical studies of the oil-saturated zone of the formation.
Исключение временной изоляции нефтенасыщенной зоны пласта в процессе реализации способа позволяет сохранить проницаемость призабойной зоны пласта.The exclusion of temporary isolation of the oil-saturated zone of the reservoir during the implementation of the method allows you to save the permeability of the bottom-hole zone of the reservoir.
На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 схематично изображено выполнение способа разработки обводненного нефтяного месторождения.Figure 1, 2, 3, 4, 5, 6 schematically depicts the implementation of the method of developing a watered oil field.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
По способу обводненное нефтяное месторождение разбуривают эксплуатационными скважинами 1 (см. фиг.1), пересекающими пласт 2.According to the method, an irrigated oil field is drilled with production wells 1 (see Fig. 1) crossing the
Пласт 2 состоит из водонасыщенной зоны 3, непроницаемого естественного пропластка 4 и нефтенасыщенной зоны 5, расположенной выше водонасыщенной зоны 3. В скважину 1 спущена и закреплена в ней обсадная колонна 6.The
В обсадной колонне 6 скважины 1 выполнена перфорация нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 с образованием перфорационных отверстий 7. В процессе эксплуатации скважины 1 сточная вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4, представленному глинами, 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. По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2.In the
При толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м, например, 4 м, вырезают часть 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1) от интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка 4 до интервала на 1,5 м выше подошвы водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, при толщине водонасыщенной зоны 3 пласта 2 h=5 м, высота-Н вырезаемой части 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 составляет: Н=(4,0-1,5)+(5,0-1,5)=6,0 м. Вырезание производят любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3,4, 5, 6 не показано).When the thickness of the impermeable natural layer is more than 3 m, for example, 4 m, a part 9 (see FIG. 2) of the casing 6 (see FIG. 1) is cut from the interval 1.5 m below the roof of the impermeable
Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.1) пласта 2 составляет 1719-1725 м, ниже, в интервале 1725-1729 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1729-1734 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Таким образом, вырезают часть 9 (см. фиг.2) в интервале 1727,5-1732,5 м обсадной колонны 6 (см. фиг.1).For example, the interval of occurrence of oil-saturated zone 5 (see Fig. 1) of
Расширяют ствол скважины 1 в интервале 1727,5-1732,5 м вырезанной части 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1), например, спуском гидромониторной насадки 10 (см. фиг.3) на колонне труб 11 и закачкой жидкости, например пресной воды, по колонне труб 11 через гидромониторную насадку 10. Производят расширение 12 ствола скважины 1 (см. фиг.1) в интервале вырезанной части 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1). Затем извлекают гидромониторную насадку 10 (см. фиг.3) с колонной труб 11 из скважины 1. Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из хвостовика 12 (см. фиг.4) и гидравлического разъединителя 13. Хвостовик 12 выполнен в виде труб наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 6, а на его нижнем конце устанавливают обратный клапан 14, а ниже фильтр 15. Длину хвостовика 12 выбирают размером не меньше расстояния от забоя до интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка 4 (фиг.1). Например, если забой скважины 1 находится в интервале 1746 м, то длина хвостовика 12 (фиг.4) будет составлять 1746-1727,5=18,5 м.Expand the
Хвостовик 12 выполнен в виде труб наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 6. Например, при диаметре обсадной колонны 6 - 168x9 мм применяют хвостовик 12, состоящий из труб диаметром 114×7 мм, т.е.The
114 мм<168 мм -(2×9 мм)=150 мм. 114 mm <168 mm - (2 × 9 mm) = 150 mm.
В качестве гидравлического разъединителя применяют любое известное устройство, например, описанное в патенте RU №2444607 МПК Е21В 17/06, опубл. в бюл. №27 от 10.03.2012 г.As a hydraulic disconnector, any known device is used, for example, described in patent RU No. 2444607 IPC Е21В 17/06, publ. in bull. No 27 on 03/10/2012
Затем собранную компоновку на колонне заливочных труб 16 спускают в скважину 1 до упора нижнего конца хвостовика 12 в забой 17. Причем перед упором нижнего конца хвостовика 12 в забой 17 по индикатору веса, установленному на устье скважины 1 (см. фиг.1), фиксируют вес колонны труб 16 (см. фиг.4) с хвостовиком 12. Приводят в действие гидравлический разъединитель 13, т.е. сбрасывают металлический шар в колонну заливочных труб 16 и создают в колонне заливочных труб 16 избыточное гидравлическое давление, вследствие чего происходит срабатывание гидравлического разъединителя и колонна заливочных труб 16 отсоединяется от хвостовика 12.Then, the assembled assembly on the column of
После чего проверяют надежность отсоединения колонны заливочных труб 16 от хвостовика 12. Для этого приподнимают колонну заливочных труб 16 на 1 м, по индикатору веса на устье скважины 1 определяют потерю веса хвостовика 12 и опускают колонну труб 16 на прежний уровень.Then check the reliability of disconnecting the string of
Затем закачивают по колонне труб 16 и хвостовику 12 расчетное количество изолирующего состава. Расчетное количество изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем, исходя из глубины забоя 17, диаметра вырезанной части 9 обсадной колонны 6, наружного диаметра хвостовика 12, внутреннего диаметра обсадной колонны 6.Then, the calculated amount of the insulating composition is pumped through the
Например, по колонне труб 16 и хвостовику 12 закачивают 1 м3 изолирующего состава. Далее продавливают изолирующий состав закачкой продавочной жидкости, например, сточной воды плотностью 1180 кг/м3 в колонну труб 16 через открывшийся под действием избыточного давления клапан 14 и фильтр 15 хвостовика 12 в межтрубное пространство 18 (см. фиг.5) и доводят изолирующий состав до головы 19 хвостовика 12.For example, 1 m 3 of insulating composition is pumped through a
В качестве изолирующего состава 14 применяют микроцемент, например, супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г.Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Микроцемент смешивают с пресной водой плотностью 1000 кг/м3 при массовом соотношении 2:3, соответственно. Использование микроцемента обеспечивает проникновение смеси воды и микроцемента в тонкие поры и трещины. Смесь воды и микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшей смеси выше 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 the
Извлекают колонну труб 16 с гидравлическим разъединителем 13 из скважины 1 (см. фиг.1) и оставляют ее на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание обратного клапана 14 (см. фиг.5) и изолирующего состава (микроцемента). После чего из хвостовика 12 промывкой (на фиг.1, 2, 3,4, 5, 6 не показано) удаляют продукты разбуривания.Remove the
В результате перфорационные отверстия 7 (см. фиг.6) нефтенасыщенной зоны 5 пласта оказываются доступными для проведения геофизических исследований нефтенасыщенной зоны 5, так как забой 17 сохранился прежним, а геофизический прибор (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано) имеет возможность свободного прохода в хвостовик 12 при проведении геофизических исследований.As a result, the perforations 7 (see Fig. 6) of the oil-saturated
Исключение временной изоляции пласта в процессе реализации способа позволяет сохранить коллекторские свойства пласта.The exclusion of temporary isolation of the reservoir during the implementation of the method allows you to save the reservoir properties of the reservoir.
Реализация предлагаемого способа позволяет снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ по изоляции заколонного перетока в скважине, что, в свою очередь, позволяет снизить материальные и финансовые затраты и создать надежный и прочный экран из изолирующего состава, отделяющий водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон, обеспечивающего эффективное исключение заколонного перетока из водонасыщенной зоны пласта в нефтенасыщенную зону.Implementation of the proposed method allows to reduce the complexity, reduce the duration of the isolation of the annular flow in the well, which, in turn, allows to reduce material and financial costs and create a reliable and durable screen from the insulating composition, which separates the water-saturated zones of the reservoir from oil-saturated zones, which provides effective exclusion casing flow from the water-saturated zone of the reservoir to the oil-saturated zone.
Предлагаемый способ позволяет проводить геофизические исследования нефтенасыщенной зоны пласта после осуществления способа, что позволяет повысить эффективность разработки обводненного нефтяного месторождения.The proposed method allows for geophysical studies of the oil-saturated zone of the reservoir after the implementation of the method, which improves the efficiency of the development of a waterlogged oil field.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142092/03A RU2509885C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Development method of water-flooded oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142092/03A RU2509885C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Development method of water-flooded oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2509885C1 true RU2509885C1 (en) | 2014-03-20 |
Family
ID=50279698
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012142092/03A RU2509885C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Development method of water-flooded oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2509885C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4526232A (en) * | 1983-07-14 | 1985-07-02 | Shell Offshore Inc. | Method of replacing a corroded well conductor in an offshore platform |
| RU2092673C1 (en) * | 1995-07-20 | 1997-10-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for repair of production casing string in well |
| RU2171885C2 (en) * | 1995-07-17 | 2001-08-10 | Дзе Рэд Барон (Ойл Тулз Рентал) Лимитед | Method of construction and casing of branch hole |
| RU2195545C1 (en) * | 2001-08-14 | 2002-12-27 | Хаминов Николай Иванович | Method of isolating flushed zones in producing and injection wells |
| RU2196878C2 (en) * | 2000-12-04 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells |
| RU2420657C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of water-flooded oil deposits |
| RU2431033C1 (en) * | 2010-03-01 | 2011-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method to restore tightness of borehole annulus in well of gas field or field that contains natural gas in its produce |
-
2012
- 2012-10-02 RU RU2012142092/03A patent/RU2509885C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4526232A (en) * | 1983-07-14 | 1985-07-02 | Shell Offshore Inc. | Method of replacing a corroded well conductor in an offshore platform |
| RU2171885C2 (en) * | 1995-07-17 | 2001-08-10 | Дзе Рэд Барон (Ойл Тулз Рентал) Лимитед | Method of construction and casing of branch hole |
| RU2092673C1 (en) * | 1995-07-20 | 1997-10-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for repair of production casing string in well |
| RU2196878C2 (en) * | 2000-12-04 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells |
| RU2195545C1 (en) * | 2001-08-14 | 2002-12-27 | Хаминов Николай Иванович | Method of isolating flushed zones in producing and injection wells |
| RU2431033C1 (en) * | 2010-03-01 | 2011-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method to restore tightness of borehole annulus in well of gas field or field that contains natural gas in its produce |
| 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 (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2513791C1 (en) | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
| RU2533465C1 (en) | Well completion and operation method for underground gas storage in water-bearing formation with inhomogeneous lithologic structure | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2526061C1 (en) | Isolation of water inflow beds at well construction | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| RU2584435C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191003 |