RU2616893C1 - Method for limiting water influx in producing oil wells - Google Patents
Method for limiting water influx in producing oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2616893C1 RU2616893C1 RU2016121646A RU2016121646A RU2616893C1 RU 2616893 C1 RU2616893 C1 RU 2616893C1 RU 2016121646 A RU2016121646 A RU 2016121646A RU 2016121646 A RU2016121646 A RU 2016121646A RU 2616893 C1 RU2616893 C1 RU 2616893C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- pressure
- reservoir
- injection
- wellhead
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 7
- 230000004941 influx Effects 0.000 title description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 53
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 23
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 18
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 21
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 14
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 8
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 210000003850 cellular structure Anatomy 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000008669 Hedera helix Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, и может быть применено в скважинах расположенных как в карбонатном, так и в терригенном коллекторах.The invention relates to a method for developing oil fields, and in particular to a method for treating a bottomhole formation zone, in particular, to a method for restricting water inflow in producing oil wells, and can be applied in wells located in both carbonate and terrigenous reservoirs.
Из уровня техники известны следующие решения.The following solutions are known in the art.
Известен способ изоляции пластовых вод в нефтегазовой скважине, включающий закачку через насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство скважины в пласт изолирующих агентов, в частности цементного раствора (Авторское свидетельство №108441, опубликованное 07.04.1984).A known method of isolating formation water in an oil and gas well, comprising injecting through the tubing and annulus of the well into the formation of insulating agents, in particular cement mortar (Author's certificate No. 108441, published on 04/07/1984).
Недостатком этого способа является сложность операций по закачке изолирующего агента в водонасыщенную часть и последующего цементирования. Кроме того, требуются дополнительные финансовые и трудозатраты для дальнейшего разбуривания цементного камня и пакера.The disadvantage of this method is the complexity of the operations of pumping an insulating agent into the water-saturated part and subsequent cementing. In addition, additional financial and labor costs are required for the further drilling of cement stone and packer.
Также из уровня техники известен способ изоляции водопритоков в скважину (Патент РФ №2462585, опубликованный 27.09.2012), заключающийся в нагнетании полимерной композиции в обрабатываемый интервал скважины, подготовки водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель и воду, введение в обрабатываемый интервал скважины полученной композиции, продавливание ее технологической жидкостью и проведение полимеризации композиции.Also known from the prior art is a method of isolating water inflows into a well (RF Patent No. 2462585, published September 27, 2012), which consists in injecting a polymer composition into a well bore interval, preparing a water-soluble polymer composition containing epoxyphenylene resin, hardener and water, introducing into the bore hole interval the resulting composition, forcing it with a process fluid and polymerizing the composition.
Недостатками этого способа являются чувствительность технологического процесса полимеризации к температуре в скважине - не соблюдение температурного режима может привести к преждевременному застыванию полимерного раствора в трубах скважины. Кроме того, такие составы обладают повышенной вязкостью, что не позволяет им проникать далеко в пласт - малая зона обработки пласта.The disadvantages of this method are the sensitivity of the polymerization process to temperature in the well - failure to observe the temperature regime can lead to premature solidification of the polymer solution in the pipes of the well. In addition, such compositions have a high viscosity, which does not allow them to penetrate far into the reservoir - a small zone of treatment of the reservoir.
Наиболее близким аналогом к патентуемому решению является способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину (см. патент РФ №2515675, опубликованный 20.05.2014), включающий установку пакера для отсечения нижних пластов, циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку, при этом 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., 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. После технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.The closest analogue to the patented solution is a method of isolating water inflow into an oil producing well (see RF patent No. 2515675, published May 20, 2014), including installing a packer to cut off the lower layers, cyclic injection of a water-proofing composition through the well through the well, and technological shutter speed, in this case, 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 the ratio SRI pressures and volumes of 1: 1, 2: 2, 3: 3, 4: 4, etc. respectively, in cycles 1, 2, 3, 4, etc., 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. In this case, the selling of the waterproofing composition in each cycle is carried out with technical water with a pH value of pH = 6.0-6.5. After technological exposure in the last cycle, the pressure is vented to atmospheric pressure.
Недостатком известного способа является его продолжительность, связанная с достаточно долгой технологической выдержкой, необходимой для завершения процесса гелеобразования, большой расход рабочего реагента и трудоемкость процесса. В предложенном способе не происходит гелеобразование водоизоляционного состава, закачанного в первом цикле, вследствие этого нет необходимости подбирать время закачек при всех последующих циклах в зависимости от времени полного гелеобразования. Время обработки скважины в предложенном способе существенно меньше, чем в выявленном.The disadvantage of this method is its duration, associated with a sufficiently long technological exposure required to complete the gelation process, high consumption of the working reagent and the complexity of the process. In the proposed method, gelation of the water-proofing composition pumped in the first cycle does not occur; as a result, there is no need to select the download time for all subsequent cycles depending on the time of complete gelation. Well treatment time in the proposed method is significantly less than in the identified.
Таким образом, найденные решения не могут эффективно решить задачу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах при эксплуатации системы принудительного поддержания пластового давления.Thus, the solutions found cannot effectively solve the problem of limiting water inflow in producing oil wells during the operation of the system of forced maintenance of reservoir pressure.
Задачей патентуемого решения является устранение указанных недостатков.The objective of the patented solution is to eliminate these disadvantages.
Техническим результатом патентуемого решения является ограничение водопритока из пласта или обрабатываемого пропластка в добывающую скважину с целью снижения обводненности скважинной продукции и увеличение зоны охвата заводнением обрабатываемого пласта.The technical result of the patented solution is the limitation of water inflow from the formation or the treated layer into the production well in order to reduce the water cut of the well products and to increase the coverage area by the waterflooding of the treated formation.
Заявленный технический результат достигается за счет осуществления способа ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, согласно патентуемому решению, готовят водный раствор из модификатора коллекторских свойств пласта, известного на рынке под торговой маркой «Компонекс-21, в следующем соотношении компонентов, мас. %:The claimed technical result is achieved due to the implementation of the method of limiting water inflow in producing oil wells, according to the patented solution, an aqueous solution is prepared from the reservoir properties modifier, known on the market under the trademark “Componex-21, in the following ratio of components, wt. %:
устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка, от затрубного пространства скважины и осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону скважины с выдержкой между закачками 10-12 часов, при этом измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки, после достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося в насосно-компрессорных трубах водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21.install a packer or two-packer assembly to cut off the flooded formation or part of it — the interlayer from the annulus of the well and batch inject the prepared solution through the tubing into the treated zone of the well with a holding time of 10-12 hours between injections, while measuring the pressure at the wellhead at the beginning and at the end of each injection, after reaching a wellhead pressure that exceeds the initial injection pressure by more than 20 MPa, but does not exceed the pressure about the fracturing is carried out in a final prodavku layer remaining in the tubing aqueous modifier reservoir properties Komponeks-21 formation.
Применение в растворе модификатора коллекторских свойств пласта хлорида натрия и/или хлорида калия в диапазоне от 0,1 до 7,0 мас. % в качестве утяжелителей водного раствора для лучшего его проникновения в пласт позволяет получить необходимую плотность раствора, одновременно насытив его солями щелочного металла и ингибировать набухание глинистых составляющих породы пласта. Кроме того, хлорид натрия и хлорид калия участвуют в формировании в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.The use in the solution of the modifier of the reservoir properties of the formation of sodium chloride and / or potassium chloride in the range from 0.1 to 7.0 wt. % as weighting agents of the aqueous solution for its better penetration into the formation, it is possible to obtain the required density of the solution, at the same time saturating it with alkali metal salts and inhibiting the swelling of the clay components of the formation rock. In addition, sodium chloride and potassium chloride participate in the formation of a spatial cellular hydrophobic structure in the pores of the formation.
В качестве солей аммония могут использоваться, например, нитрат аммония, хлорид аммония, содержание которых в модификаторе выбирают в пределах от 1,5 до 2,8 мас. %. Использование солей аммония позволяет продлить период действия комплексонов, комплексонатов и хелатов, участвующих в формировании в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.As ammonium salts can be used, for example, ammonium nitrate, ammonium chloride, the content of which in the modifier is selected in the range from 1.5 to 2.8 wt. % The use of ammonium salts allows prolonging the period of action of complexones, complexonates and chelates involved in the formation of a spatial cellular hydrophobic structure in the pores of the formation.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) выбирают любое вещество из ряда, например: Нефтенол К, МЛ-Супер, Синол-Кам и др., и используют в модификаторе в пределах от 0,2 до 1,0 мас. %. Использование в качестве ПАВ упомянутых веществ в указанных пределах позволяет снизить межфазное натяжение на границе раздела сред и облегчить проникновение водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта, известного на рынке под товарной маркой «Компонекс-21» в мелкие поры пласта.As a surface-active substance (surfactant) choose any substance from the series, for example: Neftenol K, ML-Super, Sinol-Kam and others, and used in the modifier in the range from 0.2 to 1.0 wt. % The use of the mentioned substances as a surfactant within the specified limits allows to reduce interfacial tension at the interface and to facilitate the penetration of an aqueous solution of reservoir properties modifier, known on the market under the trademark "Componex-21" into the small pores of the formation.
Применение в композиции комплексонатов, например цинкового комплекса НТФ (нитрилотриметиленфосфонато - цинк натриевая соль) или цинкового комплекса ОЭДФ (гидрокси этилидендифосфонато - цинк динатриевая соль) - в диапазоне от 0,1 до 0,8 позволяет удалять продукты коррозии, нефти и других кольматирующих составов из обрабатываемой зоны пласта. Очищение зоны обработки от всех привнесенных в нее загрязнений является необходимым условием для прохождения реакции комплексообразования.The use of complexonates in the composition, for example, the NTF zinc complex (nitrilotrimethylenephosphonate - zinc sodium salt) or the OEDP zinc complex (hydroxyethylidene diphosphonate - zinc disodium salt) - in the range from 0.1 to 0.8, allows the removal of corrosion products, oil and other matting compounds from the treated area of the reservoir. Cleaning the treatment zone from all contaminants introduced into it is a prerequisite for the passage of the complexation reaction.
Применение в композиции комплексонов, например нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ кислоты), нитрилотриуксусной кислоты (НТУК) или этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДАТУК), или двунатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (ДН ЭДАТУК), или диэтилентриаминпентоуксусной кислоты (ДЭТАПУК), или транс-1,2-диаминциклогексатетрауксусной кислоту (ДАГТУК) в диапазоне от 0,1 до 2,7 позволяет предотвратить образование отложения солей и растворить имеющиеся солеотложения в призабойной зоне пласта, что необходимо для предотвращения засорения пор обрабатываемой части пласта от выпадения солей из пересыщенных солевых растворов, а также позволяет удерживать ионы щелочных металлов в растворе, чтобы они не выпадали в осадок, а прореагировали с хелатными соединениями с целью образования требуемой ячеистой структуры.The use of complexones in the composition, for example nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF acid), nitrilotriacetic acid (NTUK) or ethylenediaminetetraacetic acid (EDATUK), or the disodium salt of ethylenediaminetetraacetic acid (DN EDATUK), or diethylenetoacetate acid (DAGTUK) in the range from 0.1 to 2.7 allows you to prevent the formation of deposits of salts and dissolve existing scaling in the bottomhole formation zone, which is necessary to prevent clogging Nia then treated portion of the formation of the salt precipitation from supersaturated solutions of salt and also allows to keep the alkali metal ions in solution so that they do not precipitate, and reacted with the chelating compounds to form the desired cellular structure.
Применение в композиции хелатов, в диапазоне от 0,1 до 2,7 позволяет провести реакцию структурообразования с созданием требуемой комплексной ячейки. Хелаты – это химические соединения, которые взаимодействуют (с образованием комплекса) с ионами металлов, изменяя химические свойства ионов металлов. Все многовалентные ионы металлов могут быть подвергнуты хелатированию. Хелатированная связь иона металла является обратимой и важнейшим фактором, при этом является рН раствора. Особенно для этих целей подходят аминополикарбоксилаты, например ряд аминополикарбоксилатов марки Dissolvine:GL-NA-33; GL-38; Н-40; D-K5-40; K2Н2. Таким образом хелаты создают сложные химические соединения с щелочными и щелочно-земельными металлами и способствуют быстрому формированию в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.The use of chelates in the composition, in the range from 0.1 to 2.7, allows the reaction of structure formation to create the desired complex cell. Chelates are chemical compounds that interact (with the formation of a complex) with metal ions, changing the chemical properties of metal ions. All multivalent metal ions can be chelated. The chelated bond of the metal ion is a reversible and most important factor, while the pH of the solution is. Particularly suitable for these purposes are aminopolycarboxylates, for example, a number of Dissolvine aminopolycarboxylates: GL-NA-33; GL-38; H-40; D-K5-40; K 2 H 2 . Thus, chelates create complex chemical compounds with alkali and alkaline earth metals and contribute to the rapid formation of a spatial cellular hydrophobic structure in the pores of the formation.
В результате испытаний опытным путем установлено, что использование комплексонов или хелатов в сочетании с другими компонентами модификатора Компонекс-21 для обработки пласта в указанных диапазонах согласно предложенному способу оказывает одинаковый эффект на водоизолирующую способность способа, поэтому можно использовать любые из них.As a result of tests, it was experimentally established that the use of complexones or chelates in combination with other components of the Componex-21 modifier for treating the formation in the indicated ranges according to the proposed method has the same effect on the water-insulating ability of the method, therefore, any of them can be used.
Установка пакера или двухпакерной сборки в скважину позволяет изолировать выбранный для обработки с целью ограничения из него водопритока перфорированный участок скважины от затрубного пространства скважины или части зоны перфорации в виде обводненного пропластка от остальной зоны перфорации и затрубного пространства скважины и закачивать водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 только в обрабатываемую область. Двухпакерная сборка применяется в случае обработки не всего пласта, а его части - пропластка.Installing a packer or two-packer assembly in the well allows isolating the perforated section of the well selected for processing from it from the annulus of the well or part of the perforation zone in the form of an irrigated layer from the rest of the perforation zone and the annulus of the well and injecting an aqueous solution of the reservoir modifier of the reservoir properties of the Componex reservoir -21 only in the cultivated area. The two-packer assembly is used in the case of processing not the entire layer, but its parts - interlayers.
Осуществление порционной закачки приготовленного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону скважины с выдержкой между закачками 10-12 часов, измерение давления на устье скважины в начале и в конце каждой закачки и окончательная продавка в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 при достижении давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающего величины давления гидравлического разрыва пласта, позволяет:Implementing a batch injection of the prepared solution of the reservoir properties modifier of the Componex-21 reservoir of the specified composition through tubing into the treated zone of the well with a holding time of 10-12 hours between injections, measuring pressure at the wellhead at the beginning and at the end of each injection, and finally selling the remaining an aqueous solution of the reservoir properties modifier of the Componex-21 reservoir when the pressure at the wellhead is higher than the initial injection pressure by more than 20 MPa, but not exceeding The corresponding hydraulic fracturing pressure allows:
- при первой закачке сформировать в порах пласта пространственную ячеистую структуру, позволяющую уменьшить фазовую проницаемость по воде вследствие формирования в промытых водных интервалах пространственной гидрофобной структуры с изменением характера смачиваемости поровой поверхности с гидрофильного на гидрофобный и с делением существующих крупных водонасыщенных пор пласта - сети более мелких гидрофобных пор, создающих препятствие на пути протекающей через указанные поры воды,- during the first injection, to form a spatial cellular structure in the pores of the formation, which allows to reduce phase permeability through water due to the formation of a spatial hydrophobic structure in the washed water intervals with a change in the wettability of the pore surface from hydrophilic to hydrophobic and with the division of existing large water-saturated pores of the formation - a network of smaller hydrophobic pores that create an obstacle to water flowing through these pores,
- при второй и последующих закачках количество циклов закачки определяется ростом давления, наблюдаемым на устье скважины до величины не менее 20 МПа, позволяет достичь требуемого уплотнения сети возникших пор и таким образом достичь ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и вследствие этого снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин и увеличения зоны охвата пласта заводнением.- during the second and subsequent injections, the number of injection cycles is determined by the increase in pressure observed at the wellhead to a value of at least 20 MPa, which allows to achieve the required compaction of the network of pores that have arisen, and thus achieve a limitation of water inflow in producing oil wells and, as a result, reducing water cut in oil production wells wells and increasing the coverage of the formation by water flooding.
Описанный эффект основан на том, что водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта представляет собой органо-минеральный состав, молекулы которого за счет хемосорбции активно взаимодействуют с поверхностью порового пространства и формируют устойчивую структурированную гидрофобную ячеистую структуру. Взаимодействие реагента с породой пласта и/или капиллярно связанной водой определяется наличием в их кристаллических решетках атомов щелочно-земельных (кальция, магния), либо щелочных металлов (натрия, калия), то есть характерно для карбонатных пластов или терригенных с карбонатным типом цемента, либо терригенных пластов с глинистым типом цемента, но имеющих высокую степень содержания щелочных либо щелочно-земельных элементов в пластовых водах хлоркальциевого либо гидрокарбонатнонатриевого типа. Формирование такой структуры существенным образом меняет взаимодействие молекул фильтрующейся воды с обработанными поровыми поверхностями таким образом, что протекание воды через сеть уплотненных модифицированных гидрофобных пор значительно затруднено, а во многих случаях вообще невозможно, при этом и фазовая проницаемость породы относительно нефти также значительно уменьшается.The described effect is based on the fact that the aqueous solution of the reservoir properties modifier is an organo-mineral composition, whose molecules actively interact with the surface of the pore space due to chemisorption and form a stable structured hydrophobic cellular structure. The interaction of the reagent with the formation rock and / or capillary bound water is determined by the presence in their crystal lattices of alkaline-earth atoms (calcium, magnesium) or alkali metals (sodium, potassium), that is, it is typical for carbonate formations or terrigenous with a carbonate type of cement, or terrigenous strata with a clay type of cement, but having a high degree of alkaline or alkaline-earth elements in the stratal waters of calcium chloride or sodium bicarbonate type. The formation of such a structure substantially changes the interaction of the filtered water molecules with the treated pore surfaces in such a way that the flow of water through a network of compacted modified hydrophobic pores is significantly difficult, and in many cases impossible at all, while the phase permeability of the rock relative to oil also decreases significantly.
Время выдержки водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава от 10 до 12 часов было установлено опытным путем в лабораторных условиях при моделировании эксперимента на керне. Оно определялось как минимальное время, необходимое для прохождения реакции водного раствора модификатора указанного состава при любом соотношении компонентов в указанных диапазонах с породой керна и структурирования ячеистой структуры.The exposure time of an aqueous solution of the reservoir modifier of the reservoir properties of the Componex-21 reservoir of the specified composition from 10 to 12 hours was established experimentally in laboratory conditions when simulating a core experiment. It was determined as the minimum time required for the reaction of an aqueous solution of a modifier of the specified composition at any ratio of components in the indicated ranges with core rock and structuring of the cellular structure.
Благодаря порционной закачке в обрабатываемую зону пласта водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава с выдержкой 10-12 часов происходит уплотнение ячеистой структуры, созданной при продавке первой порции упомянутого раствора модификатора, и придание ей некоторой прочности. С каждой последующей продавкой упомянутого раствора в пласт размер пор в созданной структуре будет уменьшаться, что будет приводить к уменьшению фазовой проницаемости по воде. При достижении давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, осуществляют окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, что позволяет практически полностью предотвратить приток воды из пласта, точнее из той его части, которая подверглась такой обработке.Due to the portioned injection of an aqueous solution of the reservoir properties modifier of the reservoir properties of the Componex-21 reservoir of the specified composition into the treated zone of the formation with a holding time of 10-12 hours, the cellular structure created by the first portion of the said modifier solution is sold and imparted to it some strength. With each subsequent pushing of the mentioned solution into the formation, the pore size in the created structure will decrease, which will lead to a decrease in the phase permeability in water. When the pressure at the wellhead is greater than the initial injection pressure by more than 20 MPa, but does not exceed the hydraulic fracture pressure, the final aqueous solution of the reservoir properties modifier Componex-21 is finally poured into the reservoir, which almost completely prevents the influx of water from formation, more precisely from that part of it that has undergone such treatment.
Количество порций определяют исходя из учета роста давления на устье при продавке каждой последующей порции и ограничено величиной достижения требуемого давления закачки или давления гидроразрыва пласта.The number of portions is determined on the basis of the increase in pressure at the mouth during the sale of each subsequent portion and is limited by the amount of achievement of the required injection pressure or hydraulic fracturing pressure.
Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.
В предложенном способе ограничение водопритока в добывающих нефтяных скважинах, оборудованных установкой электрического центробежного насоса или штангового глубинного насоса, достигается путем проведения обработки призабойной зоны пласта через трубное пространство скважины.In the proposed method, the limitation of water inflow in producing oil wells equipped with an electric centrifugal pump or a sucker rod pump is achieved by processing the bottom-hole formation zone through the borehole space.
Осуществляют отсечение пакером или двухпакерной сборкой перфорированной зоны либо ее части от затрубного пространства скважины с целью получения возможности осуществить закачку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 в обрабатываемую зону пласта при любых давлениях закачки в соответствии с теми целями, которые ставятся перед началом работ.Cutting off the perforated zone or part of it from the annulus of the well with a packer or two-packer assembly in order to be able to pump the reservoir solution of the reservoir properties modifier Componex-21 into the treated zone at any injection pressure in accordance with the goals that are set before starting work.
Готовят водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава при указанном соотношении компонентов масс и аккумулируют его в автоцистерне.An aqueous solution of the reservoir modifier of the reservoir properties of the Componex-21 reservoir of the specified composition is prepared with the specified ratio of the mass components and accumulated in a tanker.
Перемешивают в смесительной емкости указанный раствор до полного растворения модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 с помощью ЦА-320 и ППУ.This solution is mixed in a mixing tank until the modifier of the reservoir properties of the Componex-21 reservoir is completely dissolved with the help of CA-320 and PPU.
Проводят герметизацию устья скважины. Опрессовывают задвижки на герметичность. Закрывают скважину до начала проведения работ.Sealing the wellhead is carried out. Test the valves for tightness. Close the well before starting work.
Через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации скважины закачивают первую порцию приготовленного раствора.The first portion of the prepared solution is pumped through the tubing into the processed hole punching zone.
Измеряют начальное давление закачки на устье скважины.Measure the initial injection pressure at the wellhead.
Осуществляют выдержку водного раствора на реакцию в обрабатываемой зоне пласта в течение 10-12 часов.Carry out the exposure of the aqueous solution to the reaction in the treated zone of the reservoir for 10-12 hours.
Приготавливают следующую порцию водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 или используют раствор, приготовленный ранее.Prepare the next portion of an aqueous solution of the reservoir modifier of the reservoir properties of Componex-21 or use a solution prepared previously.
Измеряют давление на устье скважины.Measure the pressure at the wellhead.
Через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации скважины закачивают вторую порцию приготовленного раствора.A second portion of the prepared solution is pumped through the tubing into the treated hole punching zone.
Измеряют давление на устье скважины.Measure the pressure at the wellhead.
Далее процесс закачки и выдержки повторяют до достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки на устье скважины на 20 МПа, но не превышающего величины давления гидравлического разрыва пласта. По достижению указанного давления закачку раствора в пласт прекращают.Next, the injection and holding process is repeated until the pressure at the wellhead is reached, which exceeds the initial injection pressure at the wellhead by 20 MPa, but does not exceed the pressure of the hydraulic fracturing. Upon reaching the specified pressure, the injection of the solution into the reservoir is stopped.
Обработку скважины завершают окончательным продавливанием водой в пласт оставшегося раствора и оставляют скважину на реагирование на 72 часа.The well treatment is completed by the final pressing of the remaining solution with water into the formation and the well is left to react for 72 hours.
Далее изобретение поясняется с помощью примеров.The invention is further illustrated by way of examples.
Пример 1.Example 1
Опытно-промысловые испытания описанного способа ограничения водопритока в скважину проводились на нефтяном месторождении республики Коми на добывающей скважине в пропластках, расположенных в эфейском пласте D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки).Pilot tests of the described method for restricting water inflow into the well were carried out at an oil field in the Komi Republic at a production well in interlayers located in the Etheish reservoir D 2ef (III pack) and D 2ef (I + II pack).
Устройство скважины: эксплуатационная колонна 168,3 мм, текущий забой (глубина скважины) 3802 метров, пласты эфейский D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки) и старооскольский D2 st (IV пачка). Интервалы перфорации:Well construction: production casing 168.3 mm, current bottom (borehole depth) 3802 meters, formations of the Epheus D 2ef (III pack) and D 2ef (I + II pack) and Old Oskol D 2 st (IV pack). Perforation Intervals:
D2st. (IVп.): 3606.6-3607.3 м.; 3611.5-3614.7 м; 3615,3-3616,4 м; 3617.3-3619.3 м; 3621.5-3622.8 м; 3624.6-3626.2 м, 3627.1-3628 м; 3630.7-3633.3 м.D2st. (IVp.): 3606.6-3607.3 m.; 3611.5-3614.7 m; 3615.3-3616.4 m; 3617.3-3619.3 m; 3621.5-3622.8 m; 3624.6-3626.2 m; 3627.1-3628 m; 3630.7-3633.3 m.
D2ef. (IIIп.): 3652.9-3654.3 м; 3665.9-3666.6 м; 3676.1-3677 м; 3678.1-3678.9 м; 3681.8-3685.2 м; 3686.2-3689.2 м; 3692-3695.1 м; 3696.1-3700.6 м; 3706.4-3707.8 м; 3710.6-3712.7 м; 3713.5-3714.8 м; 3716.2-3717.5 м; 3718.6-3719.4 м; 3720.8-3723.4 м.D2ef. (IIIp.): 3652.9-3654.3 m; 3665.9-3666.6 m; 3676.1-3677 m; 3678.1-3678.9 m; 3681.8-3685.2 m; 3686.2-3689.2 m; 3692-3695.1 m; 3696.1-3700.6 m; 3706.4-3707.8 m; 3710.6-3712.7 m; 3713.5-3714.8 m; 3716.2-3717.5 m; 3718.6-3719.4 m; 3720.8-3723.4 m.
D2ef. (I+IIп.): 3724.9-3726.3 м; 3727.8-3728.4 м; 3729.1-3730.1 м; 3731.7-3732.7 м; 3734.3-3741.9 м; 3742.4-3749.1 м.D2ef. (I + IIp.): 3724.9-3726.3 m; 3727.8-3728.4 m; 3729.1-3730.1 m; 3731.7-3732.7 m; 3734.3-3741.9 m; 3742.4-3749.1 m.
Всего: 59,7 м.Total: 59.7 m.
Скважина оборудована электрическим центробежным насосом 45-2700, спущенным на насосно-компрессорной трубе диаметром 73 мм на глубину 2973 м. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 10 МПа.The well is equipped with an electric centrifugal pump 45-2700, lowered on a tubing with a diameter of 73 mm to a depth of 2973 m. The pressure of the test casing 10 MPa.
Режим работы скважины до обработки: суточный дебит 54 м3, обводненность 78% и дебит по нефти 9,8 т в сутки.The well operating mode before treatment: daily production rate of 54 m 3 , water cut 78% and oil production rate of 9.8 tons per day.
Приготовили водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта, содержащего, мас. %: хлориды калия - 6,0; комплексонаты (цинкового комплекса НТФ) - 0,8; хелаты (Dissolvine GL-NA-33) - 2,2; Нефтенол-ВВД - 1,0 (в качестве катионноактивного поверхностно-активного вещества), нитрат аммония - 1,5; остальное - вода, общим объемом 28,0 м3 и аккумулировали его в автоцистерне.Prepared an aqueous solution of a modifier of reservoir properties of the reservoir containing, by weight. %: potassium chloride - 6.0; complexonates (NTF zinc complex) - 0.8; chelates (Dissolvine GL-NA-33) - 2.2; Neftenol-VVD - 1.0 (as a cationic surfactant), ammonium nitrate - 1.5; the rest is water, with a total volume of 28.0 m 3 and accumulated it in a tanker.
Устанавливают пакер на глубине 3703 метра с целью отсечь обводненные пропластки пластов D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки), расположенные в интервалах перфорации ниже 3703 метров с целью их обработки для ограничения водопритока в скважину. Закачивают в обрабатываемые пропластки первую порцию приготовленного водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 12 м3. Начальное давление закачки на устье скважины равно 0 МПа.The packer is installed at a depth of 3703 meters in order to cut off the waterlogged interlayers of the D 2ef (III pack) and D 2ef (I + II pack) layers located in perforation intervals below 3703 meters with the aim of processing them to limit water inflow into the well. The first portion of the prepared aqueous solution of the reservoir properties modifier of the reservoir is pumped into the treated interlayers in a volume of 12 m 3 . The initial injection pressure at the wellhead is 0 MPa.
Выдерживают на реакцию в пласте 12 часов.Withstand the reaction in the reservoir for 12 hours.
Закачивают в обрабатываемые пропластки вторую порцию приготовленного водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 10 м3. Давление закачки на устье скважины - 18 МПа. Выдержка на реакцию в пласте 12 часов.A second portion of the prepared aqueous solution of the reservoir properties modifier of the reservoir is pumped into the treated interlayers in a volume of 10 m 3 . The injection pressure at the wellhead is 18 MPa. The reaction time in the reservoir is 12 hours.
Закачивают в обрабатываемые пропластки третью порцию приготовленного водного раствор модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 6,0 м3. Давление закачки на устье скважины - 25 МПа.A third portion of the prepared aqueous solution of the reservoir properties modifier of the formation is pumped into the treated interlayers in a volume of 6.0 m 3 . The injection pressure at the wellhead is 25 MPa.
Осуществляют продавку в пласт водного раствора из НКТ минерализованной водой удельным весом 1,02 г/см3. Давление продавки на устье скважины (25 МПа).Carry out the injection into the reservoir of an aqueous solution from the tubing with mineralized water with a specific gravity of 1.02 g / cm 3 . Wellhead pressure (25 MPa).
Выдерживают модификатор в пласте 72 часа для протекания реакции и запускают электрический центробежный насос в работу.The modifier is held in the formation for 72 hours for the reaction to take place and the electric centrifugal pump is launched into operation.
Результаты обработки.Processing results.
Режим работы скважины после обработки: суточный дебит 9,0 м3, обводненность 8,8% и дебит по нефти 8,0 т в сутки.Well operating mode after treatment: daily production rate of 9.0 m 3 , water cut of 8.8% and oil production rate of 8.0 tons per day.
Пример 2.Example 2
Опытно-промысловые испытания описанного способа ограничения водопритока скважинной продукции и повышения дебита нефти проводились на нефтяном месторождении республики Коми на добывающей скважине в пласте D2st.Field trials of the described method for limiting the water inflow of borehole products and increasing the oil production rate were carried out at an oil field in the Komi Republic at a production well in the D2st formation.
Устройство скважины: эксплуатационная колонна 168,3 мм, текущий забой (глубина скважины) 3667 метров, пласты: эфейский D2ef (III пачка) и старооскольский D2 st (IV пачка). Интервалы перфорации: D2st. (IVп.): 3433-3434.4, 3439-3440, 3441.4-3442.2, 3444-3446.8, 3447.8-3449.6, 3454.8-3457.8, 3460.6-3462, 3468.6-3471.6, D2ef. (IIIп.): 3528-3530, 3537.4-3539.6, 3544.4-3547.8. Скважина оборудована электрическим центробежным насосом 45-2700, спущенным на насосно-компрессорной трубе диаметром 73 мм на глубину 2930 м. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 10 МПа.Well construction: production casing 168.3 mm, current bottom (borehole depth) 3667 meters, formations: Etheish D 2ef (III pack) and Old Oskol D 2 st (IV pack). Perforation Intervals: D2st. (IVp.): 3433-3434.4, 3439-3440, 3441.4-3442.2, 3444-3446.8, 3447.8-3449.6, 3454.8-3457.8, 3460.6-3462, 3468.6-3471.6, D2ef. (IIIp.): 3528-3530, 3537.4-3539.6, 3544.4-3547.8. The well is equipped with an electric centrifugal pump 45-2700, lowered on a tubing with a diameter of 73 mm to a depth of 2930 m. The pressure of the test casing 10 MPa.
Режим работы скважины до обработки: суточный дебит 80 м3/сут, обводненность 87% и дебит по нефти 8,32 т в сутки.The well operating mode before processing: daily production rate of 80 m 3 / day, water cut of 87% and oil production rate of 8.32 tons per day.
Приготовили водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, содержащий, мас. %: хлориды натрия - 1,0; комплексоны (нитрилотриуксусной кислоты (НТУК)) - 2,6; комплексонаты (цинк НТФ 0,39) - 0,2; Синол-Кам - 0,2 (в качестве катионноактивного поверхностно-активного вещества), хлорид аммония - 2,8, вода - остальное, общим объемом 30,0 м3 и аккумулировали его в накопительной емкости.Prepared an aqueous solution of the modifier of the reservoir properties of the reservoir Componex-21, containing, by weight. %: sodium chloride - 1.0; complexones (nitrilotriacetic acid (NTUK)) - 2.6; complexonates (NTF zinc 0.39) - 0.2; Sinol-Kam - 0.2 (as a cationic surfactant), ammonium chloride - 2.8, water - the rest, with a total volume of 30.0 m 3 and accumulated it in a storage tank.
Устанавливают пакерную сборку: верхний пакер на глубине 3420 метра, а нижний пакер на глубине 3520 метров с целью отсечь от обработки пласт D2ef (III пачка), расположенный в интервалах перфорации ниже 3525 метров с целью обработки пласта D2 st (IV пачка) для снижения обводненности и увеличения дебита нефти. Закачивают в обрабатываемый пласт приготовленный объем водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 30 м3. Давление на устье скважины в начале закачки - 0 МПа. Давление в конце закачки – 21 МПа. Выдержка на реакцию в пласте – 144 часа.Set the packer assembly: the upper packer at a depth of 3420 meters, and the lower packer at a depth of 3520 meters in order to cut off the D 2ef formation (III pack) located at perforation intervals below 3525 meters to process the D 2 st (IV pack) for reduction of water cut and increase in oil production. The prepared volume of the aqueous solution of the reservoir modifier of the reservoir properties in the volume of 30 m 3 is pumped into the treated formation. The pressure at the wellhead at the beginning of injection is 0 MPa. The pressure at the end of the injection is 21 MPa. Reaction time in the formation is 144 hours.
Режим работы скважины после обработки: суточный дебит 27,4 м3, обводненность 0,18% и дебит по нефти 27,35 т в сутки.The well operating mode after treatment: daily production rate of 27.4 m 3 , water cut 0.18% and oil production rate of 27.35 tons per day.
Таким образом, заявленный способ позволяет ограничить водоприток из пласта или обрабатываемого пропластка в добывающую скважину с целью снижения обводненности скважинной продукции и увеличить зону охвата обрабатываемого пласта заводнением.Thus, the claimed method allows to limit the water inflow from the formation or the treated layer into the production well in order to reduce the water cut of the well products and increase the coverage area of the treated formation by water flooding.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121646A RU2616893C1 (en) | 2016-06-01 | 2016-06-01 | Method for limiting water influx in producing oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121646A RU2616893C1 (en) | 2016-06-01 | 2016-06-01 | Method for limiting water influx in producing oil wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2616893C1 true RU2616893C1 (en) | 2017-04-18 |
Family
ID=58642650
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016121646A RU2616893C1 (en) | 2016-06-01 | 2016-06-01 | Method for limiting water influx in producing oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2616893C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107676086A (en) * | 2017-10-27 | 2018-02-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of method of discrimination and its device in scattered edge-bottom water type gas reservoir water enchroachment (invasion) stage |
| RU2743977C1 (en) * | 2020-02-10 | 2021-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский государственный национальный исследовательский университет" | Composition for reducing water permeability of rocks (embodiments) and method of plugging water permeability of rocks |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2176723C1 (en) * | 2001-04-09 | 2001-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Технонефтеотдача" | Process of isolation of water inflow, absorption zone and sealing pool off |
| RU2312880C1 (en) * | 2006-03-10 | 2007-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Stabilizer for collector properties of oil formation |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| RU2506298C1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Producing layer filtration property modifier |
| RU2515675C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method of water influx to oil producer |
-
2016
- 2016-06-01 RU RU2016121646A patent/RU2616893C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2176723C1 (en) * | 2001-04-09 | 2001-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Технонефтеотдача" | Process of isolation of water inflow, absorption zone and sealing pool off |
| RU2312880C1 (en) * | 2006-03-10 | 2007-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Stabilizer for collector properties of oil formation |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| RU2506298C1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Producing layer filtration property modifier |
| RU2515675C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method of water influx to oil producer |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КОРПОРАТИВНАЯ ГАЗЕТА ОАО "УДМУРТНЕФТЬ" N 4 [1795], 08.02.2013. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107676086A (en) * | 2017-10-27 | 2018-02-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of method of discrimination and its device in scattered edge-bottom water type gas reservoir water enchroachment (invasion) stage |
| CN107676086B (en) * | 2017-10-27 | 2020-10-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for distinguishing water invasion stage of dispersed edge-bottom water type gas reservoir |
| RU2743977C1 (en) * | 2020-02-10 | 2021-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский государственный национальный исследовательский университет" | Composition for reducing water permeability of rocks (embodiments) and method of plugging water permeability of rocks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2272672A (en) | Water flooding of oil fields | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| EA019178B1 (en) | Sealing of thief zones | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2135750C1 (en) | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2618543C1 (en) | Method for reducing watering of oil extracting wells | |
| RU2618547C1 (en) | Development method of carbonate oil formation (options) | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2475622C1 (en) | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
| RU2196885C1 (en) | Method of developing oil deposit with carbonate fissured reservoirs | |
| RU2784138C1 (en) | The method for pumping binary mixtures into the reservoir | |
| RU2735008C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180602 |