RU2534555C1 - Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells - Google Patents
Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2534555C1 RU2534555C1 RU2013137904/03A RU2013137904A RU2534555C1 RU 2534555 C1 RU2534555 C1 RU 2534555C1 RU 2013137904/03 A RU2013137904/03 A RU 2013137904/03A RU 2013137904 A RU2013137904 A RU 2013137904A RU 2534555 C1 RU2534555 C1 RU 2534555C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- flexible pipe
- interval
- wellbore
- horizontal section
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин.The invention relates to the oil and gas industry and is intended to isolate water inflows in horizontal trunks of production wells.
Известен способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (RU 2363841 C1, МПК E21B 43/32 (2006.01), опубл. 10.08.2009). Данный способ включает закачку блокирующей жидкости с «оптимальным временем жизни», в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера, закачку деструктора полимера и продавку его в ближнюю прискважинную зону.A known method of interval isolation and limitation of water inflow into horizontal wells (RU 2363841 C1, IPC E21B 43/32 (2006.01), publ. 10.08.2009). This method involves injecting a blocking fluid with an “optimal lifetime”, during which a predetermined volume of polymer is pumped into an isolated interval, a polymer solution is pumped, a well is shut down for the period of polymer structure formation, the polymer is injected and pumped into the near wellbore zone.
Недостатками указанного способа являются сложность восстановления естественной проницаемости в ближней прискважинной зоне после завершения процесса структурообразования полимера, а также сложность подбора как блокирующей жидкости, так и «оптимального времени жизни» этой жидкости, которое может изменяться в пластовых условиях под воздействием давления и температуры, а также в процессе взаимодействия этой жидкости с пластовым флюидом.The disadvantages of this method are the difficulty of restoring the natural permeability in the near wellbore zone after the completion of the polymer structure formation process, as well as the difficulty of selecting both a blocking fluid and the “optimal life time” of this fluid, which can change in reservoir conditions under the influence of pressure and temperature, as well as in the process of interaction of this fluid with the reservoir fluid.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальной нефтяной или газовой скважине (RU 2235873 C1, МПК 7 E21B 43/32, E21B 33/13, опубл. 10.09.2004).The closest technical solution selected for the prototype is a method of isolating the influx of formation water in a horizontal oil or gas well (RU 2235873 C1, IPC 7 E21B 43/32, E21B 33/13, publ. 09/10/2004).
Способ включает спуск в скважину безмуфтовой длинномерной трубы, заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью с последующей закачкой водоизолирующей композиции в обводненный интервал пласта.The method includes descent into the well of a sleeveless long pipe, filling the horizontal section of the wellbore with blocking fluid, followed by pumping the water-insulating composition into the flooded interval of the formation.
Недостатками указанного способа являются необходимость глушения скважины, что существенно увеличивает время осуществления операции, и отсутствие возможности проведения изоляции притока пластовой воды из двух и более интервалов горизонтального ствола скважины.The disadvantages of this method are the necessity of killing the well, which significantly increases the time of the operation, and the inability to isolate the influx of produced water from two or more intervals of the horizontal wellbore.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины, обеспечивающего селективное проникновение водоизолирующей композиции преимущественно в область водопритока, причем также в протяженные горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром.The technical result of the invention consists in the development of an effective method of interval isolation of formation water inflow into horizontal wells, which ensures selective penetration of the water-insulating composition mainly into the water inflow area, and also into extended horizontal wells both with a cased or open bottom and equipped with a filter liner.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром.The objective of the invention is to increase the efficiency of isolation of the influx of formation water into horizontal wells, both with cased or open bottom, and equipped with a filter liner.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах, включающем спуск в скважину до забоя гибкой трубы колтюбинговой установки и закачивание водоизолирующей композиции, в отличии от известного водоизолирующую композицию продавливают последовательно в каждый, определенный по результатам геофизических исследований скважины, интервал водопритока, начиная от ближнего к забою, после спуска гибкой трубы до забоя в гибкую трубу подают блокирующую жидкость с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем саморазрушение блокирующей жидкости после проведения изоляционных работ, заполняющую горизонтальный участок ствола скважины в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее в гибкую трубу закачивают водоизолирующую композицию в следующей последовательности: сначала закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти в соотношении 1:9 по объему, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы (VВИК=2VГТ), причем как только водоизолирующий компонент прокачают до башмака гибкой трубы, затрубное пространство и кольцевое пространство между гибкой трубой и колонной насосно-компрессорных труб перекрывают и водоизолирующий компонент продавливают в пласт для создания равномерного экрана, после закачки расчетного количества водоизолирующего компонента, состоящего из ЭТС-40 и нефти, закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, затем вновь закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после этого закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, после продавки водоизолирующего компонента, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме не менее объема гибкой трубы, производят спуск гибкой трубы до интервала горизонтального участка ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью, и производят заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, и далее аналогичным образом производят изоляцию каждого последующего, считая от забоя, интервала водопритока, после изоляции самого дальнего от забоя интервала водопритока в горизонтальном участке ствола скважины гибкую трубу поднимают в эксплуатационную колонну, и скважину оставляют под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов и разрушение блокирующей жидкости, после чего гибкую трубу спускают до забоя и производят прямую промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции.The task and the technical result are achieved by the fact that in the method of interval-wise isolation of formation water inflow in horizontal wells, including the descent of the coiled tubing installation into the well before the bottom of the flexible pipe and pumping of the water-insulating composition, in contrast to the known water-insulating composition, they are successively pressed into each one determined by the results of geophysical well surveys, the interval of water inflow, starting from the closest to the bottom, after lowering the flexible pipe to the bottom in the flexible pipe, is blocked fluid with the addition of a destructor in an amount that ensures self-destruction of the blocking fluid after insulation work, filling the horizontal section of the wellbore in the interval from the bottom to the bottom of the inflow interval closest to the bottom, then the flexible pipe is raised to the bottom of the inflow interval close to the bottom, then a water-insulating composition is pumped into a flexible pipe in the following sequence: first, a water-insulating component consisting of a water-repellent additive is pumped ETS-40 ethyl silicate and oil in a ratio of 1: 9 by volume, with the simultaneous lifting of the flexible pipe to the upper part of the inflow interval closest to the bottom so that the filling rate of the horizontal section of the wellbore is 2 times the speed of the flexible pipe (V VIK = 2V GT), wherein the water shutoff as soon as the pump up shoe component of flexible pipe annulus and the annulus between the coiled tubing string and tubing overlap and water shutoff component is forced into the formation for co to give a uniform screen, after injecting the calculated amount of the water-insulating component, consisting of ETS-40 and oil, the buffer fluid is pumped, while the buffer fluid approaches the shoe of the flexible pipe, the flexible pipe is lowered to the lower part of the inflow interval close to the bottom, then the water-insulating component is pumped , consisting of GKZh-11N hydrophobizing organosilicon liquid, with simultaneous lifting of the flexible pipe to the upper part of the water inflow interval closest to the bottom so that the filling rate g the horizontal section of the wellbore was 2 times the speed of movement of the flexible pipe, then the buffer fluid is again pumped, while the buffer fluid approaches the shoe of the flexible pipe, the flexible pipe is lowered to the lower part of the inflow interval closest to the bottom, then the water-insulating component, which consists of from a water-repellent additive ETS-40 ethyl silicate, with simultaneous lifting of the flexible pipe to the upper part of the water inflow interval closest to the bottom so that the horizontal filling rate the wellbore was 2 times the velocity of the flexible pipe, after the water-insulating component consisting of a water-repellent additive ETS-40 ethyl silicate was displaced in a volume not less than the volume of the flexible pipe, the flexible pipe was lowered to the interval of the horizontal section of the wellbore filled with blocking fluid, and the horizontal section of the wellbore is filled with blocking fluid to the bottom of the next water inflow interval from the bottom, then the flexible pipe is lifted to the bottom of the next it from the bottom of the water inflow interval, and then similarly each subsequent one is counted, counting from the bottom, the water inflow interval, after isolation of the farthest interval from the bottom of the water inflow interval in the horizontal section of the wellbore, the flexible pipe is lifted into the production casing and the well is left under pressure to respond to water isolation components and the destruction of the blocking fluid, after which the flexible pipe is lowered to the bottom and direct washing of the well is carried out in a volume of at least 2 circulation cycles.
Водоизолирующая композиция, включающая несколько водоизолирующих компонентов, обеспечивает селективную изоляцию притока пластовых вод в обводненных скважинах с сохранением продуктивной характеристики ПЗП. Следует отметить, что при концентрации ГКЖ-11Н в ЭТС-40 более 10% значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт, а при более низком содержании ГКЖ-11Н (менее 5%) в ЭТС-40 значительно возрастает время процесса полимеризации, что экономически неоправданно при проведении водоизоляционных работах на скважине.A water-insulating composition, including several water-insulating components, provides selective isolation of formation water inflow in flooded wells while maintaining the productive characteristics of the bottomhole formation zone. It should be noted that when the concentration of GKZh-11N in ETS-40 is more than 10%, the polymerization time is significantly reduced, which can lead to the impossibility of pumping the waterproofing composition into the reservoir, and at a lower content of GKZH-11N (less than 5%) in ETS-40 the time of the polymerization process increases, which is economically unjustified when carrying out waterproofing work at the well.
Представленные чертежи поясняют схему реализации способа в горизонтальном участке ствола скважины, оборудованном фильтром-хвостовиком на примере трехинтервальной обработки.The presented drawings explain the scheme of the method implementation in a horizontal section of the wellbore equipped with a filter-shank using the example of three-interval processing.
На фиг.1 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины со спущенной до забоя гибкой трубой, подготовленный для закачивания блокирующей жидкости. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока.Figure 1 shows the
На фиг.2 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины, заполненный блокирующей жидкостью 12, в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока 11. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока, блокирующая жидкость 12.Figure 2 presents the
На фиг.3 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины и продуктивный пласт 2 после продавливания в ближний к забою интервал 8 водопритока компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока, блокирующая жидкость 12, водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти, водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40.Figure 3 shows the
На фиг.4 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины, заполненный блокирующей жидкостью 12, в интервале от забоя до нижней части следующего интервала 9 водопритока и продуктивный пласт 2 с изолированным ближним к забою интервалом 8 водопритока. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, блокирующая жидкость 12, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.Figure 4 presents the
На фиг.5 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины в процессе технического отстоя скважины под давлением после изоляции всех интервалов 8, 9 водопритока, подъема гибкой трубы 7 в эксплуатационную колонну 3. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, блокирующая жидкость 12, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.Figure 5 presents the
На фиг.6 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины после проведения водоизоляционных работ и промывки скважины. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.Figure 6 presents the
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
В горизонтальный участок 1 ствола скважины до забоя спускают гибкую трубу 7 колтюбинговой установки, по которой подают блокирующую жидкость 12. В качестве блокирующей жидкости 12 используют сшитый гель с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем саморазрушение блокирующей жидкости 12 после проведения изоляционных работ, заполняющий горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале от забоя до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, определенного по результатам ГИС. После чего гибкую трубу 7 поднимают до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока. Далее в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, состоящую из нескольких компонентов, закачиваемых последовательно: водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти; буферная жидкость (например, нефть); водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н; буферная жидкость; водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, в следующей последовательности: сначала закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти в соотношении 1:9 по объему, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения (VВИК) горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения (VГТ) гибкой трубы 7 (VВИК=2VГТ), для обеспечения равномерного распределения состава в пласте. Причем как только водоизолирующий компонент 13 прокачают до башмака гибкой трубы 7, затрубное пространство и кольцевое пространство между гибкой трубой 7 и колонной насосно-компрессорных труб перекрывают и водоизолирующий компонент 13 продавливают в пласт для создания равномерного водоизолирующего экрана, оттесняющего фронт воды от ствола скважины в глубину пласта. После закачки расчетного количества водоизолирующего компонента 13 закачивают буферную жидкость, например нефть, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы 7 производится спуск гибкой трубы 7 до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока. Далее закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы 7. Затем вновь закачивают буферную жидкость (нефть), при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы 7 производится спуск гибкой трубы 7 до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, после этого закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы 7. После продавки водоизолирующего компонента 15 в объеме не менее объема гибкой трубы 7 производят спуск гибкой трубы 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12, и производят заполнение горизонтального участка 1 ствола скважины блокирующей жидкостью 12 до нижней части следующего интервала 9 водопритока. После чего гибкую трубу 7 поднимают до нижней части следующего интервала 9 водопритока, и далее аналогичным образом производится изоляция каждого последующего, считая от забоя, интервала 9 водопритока. После изоляции самого дальнего от забоя интервала 9 водопритока в горизонтальном участке 1 ствола скважины гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну, и скважину оставляют под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов 13, 14, 15 и разрушение блокирующей жидкости 12, после чего гибкую трубу 7 спускают до забоя и производят прямую промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции.In the
Пример реализации способа 1An example implementation of
Скважина с горизонтальным окончанием длиной 400 м и диаметром 140 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 114 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 100-110 м, 125-138 м, 150-166 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).A well with a horizontal end length of 400 m and a diameter of 140 mm, equipped with a filter-
Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 38,1 мм (длина труб на барабане 3500 м) в следующей последовательности.Water insulation works are carried out using a coiled tubing unit with
В скважину спускают до башмака фильтра-хвостовика 5 гибкую трубу 7, по которой закачивается 2,92 м3 блокирующей жидкости 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 166-400 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.A
Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:The water-insulating composition, consisting of water-insulating
1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 1,6 м3 и нефти в объеме 14,4 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;1) inject the water-
2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5;2) inject buffer fluid (oil) in a volume of 0.4 m 3 , and the
3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 1,6 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;3) pump the water-
4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5;4) inject buffer fluid (oil) in a volume of 0.4 m 3 , and the flexible pipe is lowered 7 to 234 m from the filter-
5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 12,8 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;5) the water-
6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 3 м3.6) pumping a squeezing liquid, for example oil, in a volume of 3 m 3 .
Производят спуск гибкой трубы 7 до интервала скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (234 м от башмака фильтра-хвостовика 5), по которой закачивается, с использованием штуцера, 0,35 м3 блокирующей жидкости 12, заполняющей горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале 234-262 м от башмака фильтра-хвостовика 5. Затем гибкую трубу 7 поднимают на 262 м от башмака фильтра-хвостовика 5 и производят изоляцию следующего от забоя интервала 9 водопритока (125-138 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), а затем в той же последовательности, которая описана выше, производится изоляция последнего интервала водопритока (100-110 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). После чего гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну 2, и скважина оставляется на 24 часа под давлением закачки.The
Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.Then the
Пример реализации способа 2An example implementation of
Скважина с горизонтальным окончанием длиной 1000 м и диаметром 140 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 102 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 435-460 м, 734-760 м, 820-852 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).A well with a horizontal end length of 1000 m and a diameter of 140 mm, equipped with a
Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 44,5 мм (длина труб на барабане 3000 м) в следующей последовательности.Waterproofing works are carried out using a coiled tubing unit with
После изоляции ближнего к забою интервала 8 водопритока (820-852 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), спускают гибкую трубу 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (148 м от башмака фильтра-хвостовика 5), и закачивают, с использованием штуцера, 1,15 м3 блокирующую жидкость 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 148-240 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.After isolation of the
Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:The water-insulating composition, consisting of water-insulating
1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 2,6 м3 и нефти в объеме 23,4 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;1) the water-
2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5;2) pump buffer fluid (oil) in a volume of 0.4 m 3 and the flexible pipe is lowered 7 to 240 m from the shoe of the filter-
3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 2,6 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;3) pump the water-
4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5;4) inject buffer fluid (oil) in a volume of 0.4 m 3 , and the flexible pipe is lowered 7 to 240 m from the shoe of the filter-
5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 46,8 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;5) the water-insulating
6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 3,5 м3.6) pumping a squeezing liquid, for example oil, in a volume of 3.5 m 3 .
Производят спуск гибкой трубы 7 до интервала скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (266 м от башмака фильтра-хвостовика 5), по которой закачивается, с использованием штуцера, 3,73 м3 блокирующей жидкости 12, заполняющей горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале 240-540 м от башмака фильтра-хвостовика 5. Затем гибкую трубу 7 поднимают на 540 м от башмака фильтра-хвостовика 5 и производят изоляцию последнего, самого дальнего от забоя интервала 9 водопритока (435-460 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). После чего гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну 2, и скважина оставляется на 24 часа под давлением закачки.The
Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.Then the
Пример реализации способа 3An example implementation of
Скважина с горизонтальным окончанием длиной 1500 м и диаметром 161 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 127 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 327-356 м, 789-793 м, 994-1020 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).A well with a horizontal end length of 1500 m and a diameter of 161 mm, equipped with a
Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 50,3 мм (длина труб на барабане 3000 м) в следующей последовательности.Water insulation works are carried out using a coiled tubing unit with
После изоляции ближнего к забою 8 и одного следующего 9 интервалов водопритока (789-793 м, 994-1020 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), спускают гибкую трубу 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (707 м от башмака фильтра-хвостовика 5), и закачивают, с использованием штуцера, 7,31 м3 блокирующей жидкости 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 707-1144 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.After isolation of the 8 and one subsequent 9 intervals of water inflow (789-793 m, 994-1020 m, counting from the beginning of the
Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:The water-insulating composition, consisting of water-insulating
1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 2,9 м3 и нефти вобъеме 26,1 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;1) inject the water-insulating
2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5;2) inject buffer fluid (oil) in a volume of 0.4 m 3 , and the
3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 2,9 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;3) pump the water-insulating
4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5;4) pump buffer fluid (oil) in a volume of 0.4 m 3 , and the
5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 35,6 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;5) the water-insulating
6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 4,3 м3.6) pumping in a squeezing liquid, for example oil, in a volume of 4.3 m 3 .
Производят подъем гибкой трубы 7 в эксплуатационную колонну 2, и скважину оставляются на 24 часа под давлением закачки.The
Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.Then the
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013137904/03A RU2534555C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013137904/03A RU2534555C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2534555C1 true RU2534555C1 (en) | 2014-11-27 |
Family
ID=53383101
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013137904/03A RU2534555C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2534555C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2592920C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit development, with underlying water |
WO2021029786A1 (en) * | 2019-08-14 | 2021-02-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нефтепромысловые Технологии Алойлсервис" (Ооо "Нпт Алойлсервис") | Method for interval action on horizontal wells |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4031958A (en) * | 1975-06-13 | 1977-06-28 | Union Oil Company Of California | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation |
RU2002042C1 (en) * | 1992-04-20 | 1993-10-30 | Владимир Иванович Крючков | Method for selective shutoff of water influx |
RU94025398A (en) * | 1994-07-05 | 1996-06-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of working of face zone of production well |
RU2099519C1 (en) * | 1995-05-23 | 1997-12-20 | Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" | Compound for treatment of bottom-hole formation zone |
RU2191251C1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Grouting mortar (options) |
RU2235873C1 (en) * | 2003-02-03 | 2004-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for isolating bed waters influx in horizontal oil or gas well |
-
2013
- 2013-08-13 RU RU2013137904/03A patent/RU2534555C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4031958A (en) * | 1975-06-13 | 1977-06-28 | Union Oil Company Of California | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation |
RU2002042C1 (en) * | 1992-04-20 | 1993-10-30 | Владимир Иванович Крючков | Method for selective shutoff of water influx |
RU94025398A (en) * | 1994-07-05 | 1996-06-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of working of face zone of production well |
RU2099519C1 (en) * | 1995-05-23 | 1997-12-20 | Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" | Compound for treatment of bottom-hole formation zone |
RU2191251C1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Grouting mortar (options) |
RU2235873C1 (en) * | 2003-02-03 | 2004-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for isolating bed waters influx in horizontal oil or gas well |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ГОСТ 26371-84. Этилсиликат-40. ТУ. "М; Издательство стандартов. ГКЖ-14Н, http://www.sofex-silicone.ru/catalog/view_goods/28 , дата размещения на сайте 19.07.2013, найдено 30.10.2013 * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2592920C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit development, with underlying water |
WO2021029786A1 (en) * | 2019-08-14 | 2021-02-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нефтепромысловые Технологии Алойлсервис" (Ооо "Нпт Алойлсервис") | Method for interval action on horizontal wells |
US20220325605A1 (en) * | 2019-08-14 | 2022-10-13 | Tota Systems Limited Liability Company (Tota Systems Llc) | Method for interval action on horizontal wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
CN105625993A (en) | Hot dry rock multi-circulation heating system and production method thereof | |
RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
RU2459945C1 (en) | Development method of multi-hole branched horizontal wells | |
RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
RU2520123C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with carbonate collector | |
RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
RU2599155C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector | |
CN101949283A (en) | Water reducing, de-plugging and yield increasing integrated process | |
RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TC4A | Change in inventorship |
Effective date: 20150610 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160814 |