RU2515675C1 - Isolation method of water influx to oil producer - Google Patents
Isolation method of water influx to oil producer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2515675C1 RU2515675C1 RU2013116431/03A RU2013116431A RU2515675C1 RU 2515675 C1 RU2515675 C1 RU 2515675C1 RU 2013116431/03 A RU2013116431/03 A RU 2013116431/03A RU 2013116431 A RU2013116431 A RU 2013116431A RU 2515675 C1 RU2515675 C1 RU 2515675C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- cycle
- pressure
- composition
- waterproofing
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.The invention relates to the oil industry and may find application in blocking and restricting water inflow from the formation to the producing well in both terrigenous and carbonate reservoirs.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку в пласт блокирующего состава на углеводородной и гелеобразующей жидкости до снижения приемистости скважин на 30-70% ниже установившегося ранее и повышения пластового давления на 0,5-1,5 МПа выше начального с последующей остановкой закачки до достижения пластового давления на 0,5-1,5 МПа ниже начального пластового давления (патент РФ №2094601, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.10.1997).A known method of developing an oil reservoir, including periodic injection into the reservoir of a blocking composition on a hydrocarbon and gelling fluid to reduce the injectivity of wells by 30-70% below the previously established and increase reservoir pressure by 0.5-1.5 MPa above the initial one, followed by stopping the injection to achieving reservoir pressure by 0.5-1.5 MPa below the initial reservoir pressure (RF patent No. 2094601, CL EV 43/22, publ. 10/27/1997).
Известный способ не позволяет эффективно изолировать обводнившиеся коллектора вследствие ухода блокирующего состава по высокопроницаемым пропласткам.The known method does not allow to effectively isolate the watered-up reservoir due to the departure of the blocking composition in highly permeable layers.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ блокирования водопритока из пластов, включающий циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе, не вызывающей набухание жидкости, с последующей остановкой закачки. В начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку производят при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза, в конце каждого цикла снижают давление до пластового и производят временную выдержку, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях (патент РФ №2391490, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.06.2010 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of blocking water inflow from formations, which includes cyclic injection into the reservoir of a blocking composition on a liquid-phase polymer base that does not cause fluid swelling, followed by stopping the injection. At the beginning of each cycle, a rim of water is pumped in a volume of 5-20% of the volume of the blocking composition, injection is carried out at a pressure above the reservoir by 1.1-2.1 times, at the end of each cycle, reduce the pressure to the reservoir and produce a temporary exposure equal to the preset gelation time of the blocking composition in reservoir conditions (RF patent No. 2391490, CL ЕВВ 33/138, publ. 06/10/2010 - prototype).
Известный способ не позволяет эффективно изолировать приток воды из обводнившегося коллектора вследствие недостаточной изоляции. После каждого цикла проводят выдержку до гелеобразования, которое нарушается при следующем цикле, при котором необходимо создавать повышенное давление вплоть до гидроразрыва, либо меньшие давления закачки не позволяют закачать в пласт необходимый объем для водоизоляции.The known method does not allow to effectively isolate the influx of water from the flooded collector due to insufficient insulation. After each cycle, hold to gelation, which is violated during the next cycle, in which it is necessary to create increased pressure up to hydraulic fracturing, or lower injection pressures do not allow the required volume to be pumped into the reservoir for water isolation.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта.The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of insulation of flooded reservoir oil reservoir.
Задача решается тем, что в способе изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину, включающем циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку, согласно изобретению каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д., а время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле, при этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.The problem is solved in that in the method of isolating water inflow into an oil producing well, which includes cyclic injection of a water-proofing composition into a well through a well through production well and technological shutter speed, according to the invention, each subsequent injection cycle of a water-proofing composition relative to the previous one is carried out with an increase in injection pressure and an increase in the volume of water-proofing composition with the ratio pressures and volumes as 1: 1, 2: 2, 3: 3, 4: 4, etc. respectively, in cycles 1, 2, 3, 4, etc., and the technological holding time in the cycles is selected based on the onset of the complete gelation of the waterproofing composition pumped in the first cycle, not earlier than the completion of the injection of the waterproofing composition in the last cycle, while selling the waterproofing the composition in each cycle is carried out with technical water with a hydrogen pH = 6.0-6.5, and after technological exposure in the last cycle, the pressure is vented to atmospheric pressure.
Водоизоляционные составы закачивают разные, либо чередуют одинаковые. Во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в последнем цикле.Waterproofing compounds are pumped different, or the same alternate. During the technological exposure, pumping is provided if the natural release of pressure into the formation occurs much faster than the time of the planned technological exposure. Depending on the filtration characteristics of the formation, to prevent complete clogging of the pores, the technological exposure in the last cycle is completed 1-5 hours before the gelation of the water-proofing composition pumped in the last cycle.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При эксплуатации нефтедобывающей скважины пластовая вода начинает поступать в скважину. Водоприток из пласта повышает обводненность добываемой нефти, приводит к неоправданным затратам на добычу попутной воды. Существующие способы изоляции водопритоков недостаточно эффективны и оказывают кратковременный эффект. В предложенном способе решается задача повышения эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта. Задача решается следующим образом.During the operation of an oil producing well, produced water begins to flow into the well. Water inflow from the reservoir increases the water cut of the produced oil, leading to unjustified costs of producing associated water. Existing methods of isolating water inflows are not effective enough and have a short-term effect. The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of insulation of flooded reservoir oil reservoir. The problem is solved as follows.
При изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину проводят циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. Каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д. Так, при закачке водоизоляционного состава в первом цикле в объеме 1 т под давлением 1 МПа во втором цикле закачивают водоизоляционный состав в объеме 2 т под давлением 2 МПа, в третьем цикле закачивают водоизоляционный состав в объеме 3 т под давлением 3 МПа и т.д. Подобный режим позволяет максимально насытить обводнившийся пласт водоизолирующим составом, причем насытить не только высокопроницаемый промытый пропласток вблизи скважины, но и на значительном отдалении от скважины и с частичным поступлением водоизолирующего состава в смежные пропластки.When isolating the water inflow into the oil producing well, a cyclic injection is carried out into the encircled reservoir through the well of a water-proofing composition and technological exposure. Each subsequent injection cycle of the waterproofing composition relative to the previous one is carried out with an increase in the injection pressure and an increase in the volume of the waterproofing composition with a pressure and volume ratio of 1: 1, 2: 2, 3: 3, 4: 4, etc. respectively in cycles 1, 2, 3, 4, etc. So, when injecting a waterproofing composition in the first cycle in a volume of 1 ton under a pressure of 1 MPa in the second cycle, injecting a waterproofing composition in a volume of 2 ton under a pressure of 2 MPa, in a third cycle inject a waterproofing composition in a volume of 3 ton under a pressure of 3 MPa, etc. . Such a regime makes it possible to saturate the flooded layer with a water-insulating composition to the maximum, and saturate not only the highly permeable washed interlayer near the well, but also at a considerable distance from the well and with a partial flow of the water-insulating composition into adjacent interlayers.
Время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. Продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.The technological holding time in the cycles is selected based on the onset of the complete gelation of the water-proofing composition, pumped in the first cycle, not earlier than the completion of the pumping of the water-proofing composition in the last cycle. The sale of the waterproofing composition in each cycle is carried out with technical water with a pH of 6.0-6.5, and after technological exposure in the last cycle, the pressure is vented to atmospheric pressure.
Применение технической воды с водородным показателем в пределах от 6,0 до 6,5 позволяет оказать плавное мягкое воздействие на коллектор, расширить поры коллектора, промыть поры коллектора и обеспечить более глубокое проникновение изолирующего состава в пласт, более прочное закрепление состава после гелеобразования в порах пласта. Использование технической воды с pH, меньшим 6,0, приводит к деструкции компонентов изолирующего состава под влиянием сильной кислотности, повышенному выделению газообразных веществ в пласте и не способствует повышению изолирующей способности. Применение технической воды с pH, большим 6,5, не оказывает положительного эффекта на изолирующие свойства, а при pH более 8, т.е. при возникновении сильно щелочной среды, создает мыльную смазку в порах коллектора, что не способствует надежному закреплению изолирующего состава в пласте.The use of industrial water with a hydrogen index in the range from 6.0 to 6.5 allows you to have a smooth, soft effect on the reservoir, expand the pores of the collector, rinse the pores of the collector and provide a deeper penetration of the insulating composition into the reservoir, more firmly fixing the composition after gelation in the pores of the reservoir . The use of industrial water with a pH lower than 6.0 leads to the destruction of the components of the insulating composition under the influence of strong acidity, increased release of gaseous substances in the reservoir and does not contribute to increasing the insulating ability. The use of industrial water with a pH greater than 6.5 does not have a positive effect on the insulating properties, but at a pH of more than 8, i.e. when a strongly alkaline environment occurs, it creates soap grease in the pores of the reservoir, which does not contribute to the reliable fixing of the insulating composition in the reservoir.
Водоизоляционные составы закачивают с разными компонентами либо чередуют несколько одинаковых составов в разных циклах. Во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в последнем цикле.Waterproofing compounds are pumped with different components or alternate several identical compositions in different cycles. During the technological exposure, pumping is provided if the natural release of pressure into the formation occurs much faster than the time of the planned technological exposure. Depending on the filtration characteristics of the formation, to prevent complete clogging of the pores, the technological exposure in the last cycle is completed 1-5 hours before the gelation of the water-proofing composition pumped in the last cycle.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На объекте разработки с трещинно-поровым коллектором выбирают скважину с обводненностью более 95%. Проводят подготовку скважины для проведения водоизоляционных работ. Определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Процесс водоизоляции осуществляют в несколько циклов.At the development site with a fractured-pore reservoir, a well with a water cut of more than 95% is selected. A well is being prepared for waterproofing. The productivity coefficient is determined, on the basis of which the injectivity of the well is determined depending on the injection pressure. The waterproofing process is carried out in several cycles.
Под определенным давлением на устье в объеме, рассчитанном заранее в зависимости от геолого-физических характеристик, закачивают первую порцию водоизоляционного состава в продуктивный пласт. Осуществляют продавку технической водой с pH 6,0-6,5. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку осуществляют в течение времени, из расчета, чтобы время полного гелеобразования водоизоляционного состава наступило к концу последнего цикла.Under a certain pressure at the mouth in a volume calculated in advance depending on the geological and physical characteristics, the first portion of the waterproofing composition is pumped into the reservoir. Carry out the sale of industrial water with a pH of 6.0-6.5. Then close the well for technological exposure under the pressure at which the push was carried out. Gradually, a natural decrease in pressure occurs in the well due to its release into the formation. Technological exposure is carried out over time, based on the calculation so that the time of complete gelation of the waterproofing composition occurs at the end of the last cycle.
Далее под давлением, в два раза большим, чем в первом цикле закачивают вторую порцию водоизоляционного состава в объеме, в два раза большим, чем в первом цикле. Данный объем рассчитывают также заранее. Далее, как и в предыдущем цикле, осуществляют продавку технической водой. Затем проводят технологическую выдержку также в течение времени, из расчета, чтобы время полного гелеобразования водоизоляционного состава наступило к концу последнего цикла.Then, under pressure, twice as large as in the first cycle, a second portion of the waterproofing composition is pumped in a volume twice as large as in the first cycle. This volume is also calculated in advance. Further, as in the previous cycle, carry out the sale of technical water. Then, technological exposure is also carried out over a period of time, based on the calculation, so that the time of complete gelation of the waterproofing composition occurs at the end of the last cycle.
Циклы повторяют. Затем стравливают давление в скважине до атмосферного и проводят освоение. В результате удается снизить обводненность продукции скважины.Loops repeat. Then the pressure in the well is vented to atmospheric and development is carried out. As a result, it is possible to reduce the water cut of the well production.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Разрабатывают нефтяную залежь трещинно-порового карбонатного коллектора со следующими характеристиками: глубина кровли пласта - 1010-1030 м, температура пласта 22°С, текущее пластовое давление 8,1 МПа, нефтенасыщенная толщина пласта 5,6-16,4 м, тип залежи - массивный, пористость матрицы mм=0,155, проницаемость матрицы км=297 мД, пористость трещин m=0,005, проницаемость трещин kт=1600 мД, нефтенасыщенность s=0,778, вязкость нефти v=154,9 мПа·с, плотность нефти р=0,911 т/м3. Залежь разрабатывают с поддержанием пластового давления. В процессе разработки происходит постепенный прорыв воды через трещины к добывающим скважинам и обводнение последних.An oil reservoir of a fractured-pore carbonate reservoir is developed with the following characteristics: formation roof depth - 1010-1030 m, formation temperature 22 ° C, current reservoir pressure 8.1 MPa, oil-saturated formation thickness 5.6-16.4 m, type of reservoir - massive, matrix porosity m m = 0.155, matrix permeability km = 297 mD, crack porosity m = 0.005, crack permeability k t = 1600 mD, oil saturation s = 0.778, oil viscosity v = 154.9 mPa · s, oil density p = 0.911 t / m 3 . The deposit is developed while maintaining reservoir pressure. In the development process, a gradual breakthrough of water through cracks to production wells and flooding of the latter occurs.
Выбирают скважину с обводненностью более 95%. Текущий дебит жидкости 27,5 т/сут, дебит нефти 1 т/сут, обводненность добываемой продукции составляет 96,4%. Нефтенасыщенный пласт вскрыт скважиной с кровлей на глубине 1012 м и мощностью h=9,3 м. На глубине Н=1023 м установлен пакер, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб диаметром d=0,073 м для отсечения нижних пластов. Подготавливают скважину для проведения водоизоляционных работ. Определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Максимальная приемистость для данной скважины составила 100 м3/сут (при давлении на устье 6-8 МПа).A well with a water cut of more than 95% is selected. The current flow rate of the liquid is 27.5 tons / day, the oil flow rate is 1 tons / day, the water cut of the produced products is 96.4%. The oil-saturated formation was opened by a well with a roof at a depth of 1012 m and a thickness of h = 9.3 m. At a depth of H = 1023 m, a packer was installed, lowered on a tubing string with a diameter of d = 0.073 m to cut off the lower layers. Prepare a well for waterproofing. The productivity coefficient is determined, on the basis of which the injectivity of the well is determined depending on the injection pressure. The maximum injection rate for this well was 100 m 3 / day (at a wellhead pressure of 6-8 MPa).
Процесс водоизоляции осуществляют в 4 цикла:The waterproofing process is carried out in 4 cycles:
1. Расчетный объем водоизоляционного состава доводят до пласта и под давлением на устье в 2 МПа закачивают первую порцию водоизоляционного состава первого типа в объеме V1=0,2*9,3=1,86 м3 (размешивают 40 кг полиакриламида в 1,84 м3 безводной нефти (из расчета 0,2 м3/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:1. The estimated volume of the waterproofing composition is brought to the reservoir and, under pressure at the mouth of 2 MPa, the first portion of the first type of waterproofing composition is pumped in a volume of V 1 = 0.2 * 9.3 = 1.86 m 3 (40 kg of polyacrylamide are mixed in 1, 84 m 3 water-free oil (rate of 0.2 m 3/1 rm) The radius of penetration of the composition.:
- в матрице rмl=(V1/(πhmм))0,5=(1,86/(3,14*9,3*0,155))0,5=0,6 м,- in the matrix r ml = (V 1 / (πhm m )) 0.5 = (1.86 / (3.14 * 9.3 * 0.155)) 0.5 = 0.6 m,
- в трещинах rтl=(V1/(πhmт))0,5=(1,86/(3,14*11,2*0,005))0,5=3,6 м.- in cracks r tl = (V 1 / (πhm t )) 0.5 = (1.86 / (3.14 * 11.2 * 0.005)) 0.5 = 3.6 m.
Продавку осуществляют технической водой с рН=6,0 в объеме Vскв=π(d/2)2H=3,14*(0,073/2)2*1023=4,3 м3. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 6 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку.Selling is carried out with industrial water with pH = 6.0 in the volume V well = π (d / 2) 2 H = 3.14 * (0.073 / 2) 2 * 1023 = 4.3 m 3 . The injection of the waterproofing composition and the displacement are carried out within 6 hours. Then close the well for technological exposure under the pressure at which the push was carried out.
Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что время полного гелеобразования водоизоляционного состава 36 ч и после проведения первого цикла остается еще 27 ч.Gradually there is a natural decrease in pressure in the well to 0.1-0.2 MPa due to its release into the reservoir. Technological exposure is carried out for 5 hours based on the assumption that the time for complete gelation of the waterproofing composition is 36 hours and after the first cycle 27 more hours remain.
2. Далее под давлением на устье в 4 МПа закачивают вторую порцию водоизоляционного состава второго типа в объеме V2=0,4*9,3=3,72 м3 (370 кг бентонитовой глины, 80 кг электролита, 80 кг гидрофобного наполнителя смешивают в 3,5 м3 дизельного топлива) (из расчета 0,4 м3/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:2. Then, under pressure at the mouth of 4 MPa, a second portion of the second type of waterproofing composition is pumped in a volume of V 2 = 0.4 * 9.3 = 3.72 m 3 (370 kg of bentonite clay, 80 kg of electrolyte, 80 kg of hydrophobic filler are mixed 3.5 m 3 of the diesel fuel) (at 0.4 m 3/1 rm). The radius of penetration of the composition:
- в матрице rм2=((V1+V2)/(πhmм))0,5=((1,86+3,72)/(3,14*9,3*0,155))0,5=1,1 м,- in the matrix r m2 = ((V 1 + V 2 ) / (πhm m )) 0.5 = ((1.86 + 3.72) / (3.14 * 9.3 * 0.155)) 0.5 = 1.1 m
- в трещинах rм2=((Vl+V2)/(πhmм))0,5=((1,86+3,72)/(3,14*9,3*0,005))0,5=6,2 м.- in cracks r m2 = ((V l + V 2 ) / (πhm m )) 0.5 = ((1.86 + 3.72) / (3.14 * 9.3 * 0.005)) 0.5 = 6.2 m.
Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме Vскв=4,3 м3. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 4 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что до времени полного гелеобразования первой порции водоизоляционного состава осталось 18 ч.Selling is carried out with technical water with pH = 6.5 in the volume of V SLE = 4.3 m 3 . The injection of the waterproofing composition and the displacement is carried out within 4 hours. Then close the well for technological exposure under the pressure at which the push was carried out. Gradually there is a natural decrease in pressure in the well to 0.1-0.2 MPa due to its release into the reservoir. Technological exposure is carried out for 5 hours based on the calculation that until the time of complete gelation of the first portion of the waterproofing composition, 18 hours remain.
3. Далее под давлением на устье в 6 МПа закачивают третью порцию водоизоляционного состава 5 первого типа в объеме V3=0,8*9,3=5,58 м3 (размешивают 130 кг полиакриламида в 5,51 м3 безводной нефти (из расчета 0,6 м3/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:3. Then, under pressure at the mouth of 6 MPa, a third portion of the first type of water-proofing composition 5 is pumped in a volume of V 3 = 0.8 * 9.3 = 5.58 m 3 (130 kg of polyacrylamide are mixed in 5.51 m 3 of anhydrous oil ( the rate of 0.6m 3/1 rm) The radius of penetration of the composition.:
- в матрице rм3=((V3+V2+V1)/(πhmм))0,5=1,6 м,- in the matrix r m3 = ((V 3 + V 2 + V 1 ) / (πhm m )) 0.5 = 1.6 m,
- в трещинах rт3=((V3+V2+V1)/(πhmт))0,5=8,7 м.- in cracks r t3 = ((V 3 + V 2 + V 1 ) / (πhm t )) 0.5 = 8.7 m.
Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме Vскв=4,3 м3. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 4 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что до времени полного гелеобразования первой порции водоизоляционного состава осталось 9 ч.Selling is carried out with technical water with pH = 6.5 in the volume of V SLE = 4.3 m 3 . The injection of the waterproofing composition and the displacement is carried out within 4 hours. Then close the well for technological exposure under the pressure at which the push was carried out. Gradually there is a natural decrease in pressure in the well to 0.1-0.2 MPa due to its release into the reservoir. Technological exposure is carried out for 5 hours based on the calculation that until the time of complete gelation of the first portion of the waterproofing composition, 9 hours remain.
4. Далее под давлением на устье в 8 МПа закачивают четвертую порцию водоизоляционного состава второго типа в объеме V4=1,2*9,3=7,44 м3 (700 кг бентонитовой глины, 160 кг электролита, 160 кг гидрофобного наполнителя смешивают в 6,9 м3 дизельного топлива) (из расчета 0,8 м3/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:4. Next, under pressure at the mouth of 8 MPa, a fourth portion of the second type of waterproofing composition is pumped in a volume of V 4 = 1.2 * 9.3 = 7.44 m 3 (700 kg of bentonite clay, 160 kg of electrolyte, 160 kg of hydrophobic filler are mixed 6.9 m 3 of the diesel fuel) (rate of 0.8 m 3/1 rm). The radius of penetration of the composition:
- в матрице rм2=((V1+V2+V3+V2)/(πhmм))0,5=2,0 м,- in the matrix r m2 = ((V 1 + V 2 + V 3 + V 2 ) / (πhm m )) 0.5 = 2.0 m,
- в трещинах rм2=((V1+V2+V3+V2)/(πhmм))0,5=11,3 м.- in cracks r m2 = ((V 1 + V 2 + V 3 + V 2 ) / (πhm m )) 0.5 = 11.3 m.
Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме Vскв=4,3 м3. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 3 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Во время технологической выдержки естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной выдержки, поэтому предусматривают подкачку под давлением на устье в 8 МПа.Selling is carried out with technical water with pH = 6.5 in the volume of V SLE = 4.3 m 3 . The injection of the waterproofing composition and the displacement are carried out within 3 hours. Then close the well for technological exposure under the pressure at which the push was carried out. Gradually there is a natural decrease in pressure in the well to 0.1-0.2 MPa due to its release into the reservoir. During technological exposure, natural release of pressure into the formation occurs much faster than the planned exposure time, therefore, pumping under pressure at the mouth of 8 MPa is provided.
Технологическую выдержку проводят в течение 29 часов из расчета, что к концу четвертого цикла произойдет полное гелеобразование порций водоизоляционных составов, закаченных в циклах 1-3, а в цикле 4 для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку завершают за 4 часа до полного гелеобразования водоизоляционного состава 4 цикла.Technological exposure is carried out for 29 hours, based on the assumption that by the end of the fourth cycle, complete gelation of the portions of the waterproofing compounds injected in cycles 1-3 will occur, and in cycle 4, to prevent complete clogging of the pores, the technological aging is completed 4 hours before the complete gelation of the waterproofing composition 4 cycle.
Затем стравливают остаточное давление в скважине до атмосферного и проводят освоение. В результате удается снизить обводненность продукции скважины до 47,6%, дебит жидкости составил 16,9 т/сут, дебит нефти 6,8 т/сут.Then, the residual pressure in the well is vented to atmospheric pressure and development is carried out. As a result, it is possible to reduce the water cut of well production to 47.6%, the fluid rate was 16.9 tons / day, the oil rate is 6.8 tons / day.
Применение предложенного способа позволяет снизить обводненность продукции скважин в 2 раза и повысить коэффициент нефтеизвлечения на 2%.Application of the proposed method allows to reduce the water cut of well production by 2 times and to increase the oil recovery coefficient by 2%.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013116431/03A RU2515675C1 (en) | 2013-04-11 | 2013-04-11 | Isolation method of water influx to oil producer |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013116431/03A RU2515675C1 (en) | 2013-04-11 | 2013-04-11 | Isolation method of water influx to oil producer |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2515675C1 true RU2515675C1 (en) | 2014-05-20 |
Family
ID=50778718
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013116431/03A RU2515675C1 (en) | 2013-04-11 | 2013-04-11 | Isolation method of water influx to oil producer |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2515675C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2584025C1 (en) * | 2014-12-02 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of reducing water influx to multilateral wells |
| RU2597596C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for uniform extraction stratified reservoir |
| RU2616893C1 (en) * | 2016-06-01 | 2017-04-18 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Method for limiting water influx in producing oil wells |
| RU2618543C1 (en) * | 2016-03-01 | 2017-05-04 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Method for reducing watering of oil extracting wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU994689A1 (en) * | 1981-12-16 | 1983-02-07 | Красноярский Отдел Бурения И Испытания Скважин Восточно-Сибирского Научно-Исследовательского Института Геологии,Геофизики И Минерального Сырья | Method of isolating permeable formations in a well |
| SU1645477A1 (en) * | 1989-04-05 | 1991-04-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of insulation of foot waters in oil wells |
| RU2042787C1 (en) * | 1993-03-15 | 1995-08-27 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for colmatage of well permeable formation |
| RU94042737A (en) * | 1994-12-01 | 1996-10-27 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of float oil pool |
| US6196316B1 (en) * | 1998-02-26 | 2001-03-06 | Shell Oil Company | Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment |
| RU2391490C2 (en) * | 2008-07-24 | 2010-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Method of blocking water-producing formations |
-
2013
- 2013-04-11 RU RU2013116431/03A patent/RU2515675C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU994689A1 (en) * | 1981-12-16 | 1983-02-07 | Красноярский Отдел Бурения И Испытания Скважин Восточно-Сибирского Научно-Исследовательского Института Геологии,Геофизики И Минерального Сырья | Method of isolating permeable formations in a well |
| SU1645477A1 (en) * | 1989-04-05 | 1991-04-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of insulation of foot waters in oil wells |
| RU2042787C1 (en) * | 1993-03-15 | 1995-08-27 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for colmatage of well permeable formation |
| RU94042737A (en) * | 1994-12-01 | 1996-10-27 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of float oil pool |
| US6196316B1 (en) * | 1998-02-26 | 2001-03-06 | Shell Oil Company | Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment |
| RU2391490C2 (en) * | 2008-07-24 | 2010-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Method of blocking water-producing formations |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2584025C1 (en) * | 2014-12-02 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of reducing water influx to multilateral wells |
| RU2597596C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for uniform extraction stratified reservoir |
| RU2618543C1 (en) * | 2016-03-01 | 2017-05-04 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Method for reducing watering of oil extracting wells |
| RU2616893C1 (en) * | 2016-06-01 | 2017-04-18 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Method for limiting water influx in producing oil wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zaitoun et al. | Water shutoff by relative permeability modifiers: lessons from several field applications | |
| EP2284359A1 (en) | Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs | |
| RU2515675C1 (en) | Isolation method of water influx to oil producer | |
| US10830019B1 (en) | Method for enhancing gas recovery of natural gas hydrate reservoir | |
| CN102562012A (en) | Method for improving recovery ratio of normal heavy oil reservoirs in water-flooding development | |
| US4129182A (en) | Miscible drive in heterogeneous reservoirs | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2542000C1 (en) | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2463436C1 (en) | Method to recover tightness of production column | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
| RU2740986C1 (en) | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| CN111322054B (en) | Three-three combined excavation and potential optimization mining method for sandstone oil reservoir in chemical flooding stage | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| RU2431747C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposit | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| Weiqing | The application of performed particle gel for water shutoff and flooding in severe heterogeneous reservoir | |
| RU2392423C1 (en) | Method for recovery of filtration and capacity properties of oil-bearing collector having deteriorated during well construction completion |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150412 |