RU2646153C1 - Method for restricting the water supply to the oil-welling well that is equipped with the depth inserted by the rod well pump - Google Patents
Method for restricting the water supply to the oil-welling well that is equipped with the depth inserted by the rod well pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2646153C1 RU2646153C1 RU2016152384A RU2016152384A RU2646153C1 RU 2646153 C1 RU2646153 C1 RU 2646153C1 RU 2016152384 A RU2016152384 A RU 2016152384A RU 2016152384 A RU2016152384 A RU 2016152384A RU 2646153 C1 RU2646153 C1 RU 2646153C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- well
- composition
- tubing
- insulating composition
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 4
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 4
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 3
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 239000002557 mineral fiber Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 claims abstract 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- -1 bichloride Chemical compound 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 4
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims 2
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 5
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 abstract description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 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 abstract description 2
- 229940037003 alum Drugs 0.000 abstract description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 abstract description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 abstract description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 abstract description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 abstract 1
- SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N dichromate(2-) Chemical compound [O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-pyrimidin-4-ylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)CC1=CC=NC=N1 JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002209 Crumb rubber Polymers 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000006071 cream Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 1
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000012783 reinforcing fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения интенсивности притока воды в скважину.The invention relates to the oil industry and can be used to reduce the intensity of water flow into the well.
Известен способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений (Патент RU №2121569, E21B 43/32, E21B 33/138, опубл. 10.11.1998 г.), включающий поинтервальное закачивание блокирующего агента через затрубное пространство, изолирующего агента через насосно-компрессорные трубы.A known method of isolating the influx of bottom water in gas wells under conditions of abnormally low reservoir pressures (Patent RU No. 2121569, E21B 43/32, E21B 33/138, publ. 10.11.1998), including the interval pumping of the blocking agent through the annulus, insulating agent through tubing.
Известен способ проведения водоизоляционных работ на скважине (Патент RU №2188929, E21B 33/13, опубл. 10.09.2002 г.), включающий спуск колонны безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) в полость колонны лифтовых труб, закачивание в полость БДТ буферной жидкости, инертной по отношению к водоизолирующему составу, закачивание водоизолирующего состава в расчетном объеме и второй порции буферной жидкости и продавливание водоизолирующего состава и буферной жидкости. Причем продавливание ведут двумя независимо работающими насосными агрегатами, которыми закачивают продавочную жидкость в колонну БДТ, колонну лифтовых труб и в эксплуатационную колонну. При этом процесс закачивания продавочной жидкости обоими агрегатами продолжают до полного вытеснения водоизолирующей композиции из колонны БДТ и проникновения водоизолирующей композиции в пласт.There is a method of conducting waterproofing work on a well (Patent RU No. 2188929, E21B 33/13, published September 10, 2002), which includes lowering a column of a sleeveless long pipe (BDT) into the cavity of a column of lift pipes, pumping inert buffer liquid into the cavity of the BDT in relation to the water-insulating composition, pumping the water-insulating composition in the calculated volume and the second portion of the buffer liquid and forcing the water-insulating composition and the buffer liquid. Moreover, the punching is carried out by two independently operating pumping units, which pump the squeezing fluid into the BDT column, the lift pipe string and into the production string. At the same time, the process of pumping the squeezing fluid with both units continues until the water-insulating composition is completely displaced from the BDT column and the water-insulating composition penetrates the formation.
Недостатком известных способов является необходимость предварительного подъема скважинного оборудования и спуска колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) или колонны лифтовых труб. Это требует привлечения подъемника и бригады капитального или подземного ремонта скважины, что приведет к удорожанию и снижению рентабельности работ.A disadvantage of the known methods is the need for preliminary lifting of the downhole equipment and the descent of the tubing string or tubing string. This requires the involvement of a lift and a team of overhaul or underground well repairs, which will lead to higher costs and lower profitability.
Близким по технической сущности заявляемого предложения является способ изоляции зон водопритока в скважине (Патент RU №2315171, E21B 33/13, опубл. 20.01.2008 г., бюл. №2), включающий спуск в скважину до интервала проведения изоляционных работ с помощью колтюбинговой установки гибкой трубы, последовательное закачивание в гибкую трубу структурообразующего реагента, буферной жидкости, структурообразователя и продавочной жидкости, когда из гибкой трубы в кольцевое пространство между гибкой трубой и эксплуатационной колонной будет вытеснен весь объем структурообразующего реагента и часть объема буферной жидкости, начинают подъем гибкой трубы. При этом скорость подъема гибкой трубы и расход закачиваемой продавочной жидкости определяют таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромонтиторной насадки до верхнего уровня столба тампонирующей смеси из гибкой трубы был вытеснен весь объем структурообразователя. Это обеспечивает равномерное распределение закачиваемого под давлением через гидромониторную насадку структурообразователя в структурообразующем реагенте и образование в стволе скважины однородной тампонирующей смеси. После того, как из гибкой трубы вытеснен весь объем структурообразователя, полученная тампонирующая смесь продавливается в изолируемый интервал.Close in technical essence of the proposed proposal is a method of isolating water inflow zones in a well (Patent RU No. 2315171, E21B 33/13, published on January 20, 2008, bull. No. 2), which includes descent into the well up to the interval of insulation work using coiled tubing installation of a flexible pipe, sequentially pumping a structure-forming reagent, a buffer liquid, a structure-forming agent and a squeezing liquid into a flexible pipe, when the entire volume will be squeezed out of the flexible pipe into the annular space between the flexible pipe and production casing the reagent and the portion of the volume of the buffer fluid begin to rise the flexible pipe. At the same time, the lifting speed of the flexible pipe and the flow rate of the injected squeezing liquid are determined so that by the time the hydraulic monitor nozzle reaches the upper level of the column of the plugging mixture, the entire volume of the builder is displaced from the flexible pipe. This ensures a uniform distribution of the builder injected under pressure through the hydraulic monitor nozzle in the builder reagent and the formation of a uniform plugging mixture in the wellbore. After the entire volume of the builder has been forced out of the flexible pipe, the resulting plugging mixture is forced into the insulated interval.
Наиболее близкой по технической сущности заявляемого предложения является технология ремонтно-изоляционных работ с применением колтюбинга (Технологии ремонтно-изоляционных работ с применением колтюбинга / Р.Р. Кадыров и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №7. - С. 76-78), включающая закачивание изоляционной композиции на основе гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений без подъема насосного оборудования и спуска колонны лифтовых труб через гибкую безмуфтовую трубу колтюбинговой установки диаметром 25,4 мм, спущенную по межтрубному пространству.The closest in technical essence of the proposed proposal is the technology of repair and insulation works using coiled tubing (Technology of repair and insulation works using coiled tubing / RR Kadyrov and others // Oil industry. - 2008. - No. 7. - P. 76 -78), which includes pumping an insulating composition based on hydrolyzed polyfunctional organosilicon compounds without lifting pump equipment and lowering the lift pipe string through a flexible sleeveless pipe of a coiled tubing unit with a diameter of 25.4 mm, deflated about the annulus.
Недостатком близких по технической сущности способа изоляции и технологии является необходимость использования колтюбинговой установки, что приводит к удорожанию и снижению рентабельности работ.A disadvantage of the isolation method and technology close in technical essence is the need to use a coiled tubing installation, which leads to a rise in cost and a decrease in the profitability of work.
Техническими задачами предложения являются упрощение способа и повышение экономической эффективности способа ограничения водопритока в нефтедобывающую скважину, оборудованную глубинным вставным штанговым насосом.The technical objectives of the proposal are to simplify the method and increase the economic efficiency of the method of restricting water inflow into an oil well equipped with a deep insert pump.
Технические задачи решаются способом ограничения водопритока в нефтедобывающую скважину, оборудованную глубинным вставным штанговым насосом, включающим закачивание изоляционной композиции без подъема насосного оборудования и спуска колонны лифтовых труб, продавливание изоляционной композиции в изолируемый интервал, технологическую выдержку для структурирования изоляционной композиции и ввод скважины в эксплуатацию.Technical problems are solved by limiting water inflow into an oil well equipped with a deep-seated sucker rod pump, including pumping the insulation composition without lifting the pump equipment and lowering the lift pipe string, forcing the insulation composition into the isolation interval, technological shutter speed for structuring the insulation composition and putting the well into operation.
Новым является то, что для закачивания изоляционной композиции отсоединяют сальниковый шток от головки балансира, гидрокраном поднимают вставной насос до его извлечения из башмака лифтовой колонны насосно-компрессорных труб, закрепляют штанги в устьевом сальнике, демонтируют обвязку скважинной арматуры и нефтепровода, соединяют лифтовую колонну с нагнетательной линией насосного агрегата и проводят закачивание изоляционной композиции в изолируемый пласт через зазор между колонной лифтовых труб и колонной штанг, а в нижней части скважины через кольцевой зазор между колонной лифтовых труб и наружной поверхностью вставного насоса, причем изоляционная композиция готовится на основе одного или нескольких из перечисленных реагентов - гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений, полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы, гидролизованного полиакрилонитрила, унифлока, жидкого стекла, кремнезоля, полиалюминия хлорида, алюмохлорида, ацетата хрома, хромкалиевых квасцов, бихромата натрия, этилацетата, кислоты соляной ингибированной, водного раствора хлористого кальция, также изоляционная композиция содержит мелкодисперсные наполнители, такие как водонабухающие полимеры, резиновую крошку, глинопорошок, синтетическое или минеральное фиброволокно, древесную муку.What is new is that to inject the insulating composition, the stuffing rod is disconnected from the head of the balancer, the insert pump is lifted by a hydraulic crane before it is removed from the shoe of the lift string of the tubing, the rods are fixed in the wellhead seal, the piping of the well fitting and the oil pipeline are dismantled, and the lift string is connected to the discharge the line of the pumping unit and pumping the insulating composition into the insulated formation through the gap between the column of elevator pipes and the rod string, and in the lower part of the well water through the annular gap between the column of elevator pipes and the outer surface of the insertion pump, and the insulation composition is prepared on the basis of one or more of the listed reagents - hydrolyzed polyfunctional organosilicon compounds, polyacrylamide, carboxymethyl cellulose, hydrolyzed polyacrylonitrile, uniflock, water glass, silica, polychloride chromium acetate, potassium alum, sodium dichromate, ethyl acetate, inhibited hydrochloric acid, aqueous solution loristogo calcium as insulating composition comprises finely divided fillers such as swellable polymer crumb rubber gel powder, synthetic or mineral fibrovolokno, wood flour.
Гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения (КОС) представляют собой жидкость от желтого до черного цвета. Допускается наличие механических примесей и взвеси, выпадающих в осадок при отстаивании. Условная вязкость при температуре 20,0±0,5°C по вискозиметру ВЗ-246 с диаметром сопла 4 мм составляет не более 30 с. Температура замерзания должна составлять не выше минус 50°C.Hydrolyzed polyfunctional organosilicon compounds (CBS) are yellow to black liquids. The presence of mechanical impurities and suspensions that precipitate during sedimentation is allowed. The viscosity at a temperature of 20.0 ± 0.5 ° C for a VZ-246 viscometer with a nozzle diameter of 4 mm is not more than 30 s. The freezing temperature should not exceed minus 50 ° C.
Полиакриламид (ПАА) представляет собой порошок модифицированного полиакриламида молекулярной массы 5-12 млн дальтон с содержанием основного вещества не менее 90%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, с анионностью 5-20% и временем растворения в пресной воде не более 60 мин.Polyacrylamide (PAA) is a powder of modified polyacrylamide with a molecular weight of 5-12 million daltons with a basic substance content of at least 90%, a mass fraction of a water-insoluble residue of not more than 0.3%, with anionicity of 5-20% and a dissolution time in fresh water no more than 60 minutes
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) представляет собой натриевую соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты, применяется как заменитель природных коллоидных веществ в нефтегазовой промышленности.Carboxymethyl cellulose (CMC) is a sodium salt of cellulose ether and glycolic acid, and is used as a substitute for natural colloidal substances in the oil and gas industry.
Гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) представляет собой вязкую жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с вязкостью 1%-ного водного раствора в пределах 22-40 мПа⋅с и сухим остатком не менее 10% или порошок желтого цвета (допускается оранжевый оттенок) с массовой долей основного вещества не менее 95% и pH 1%-ного водного раствора в пределах 9-12,5.Hydrolyzed polyacrylonitrile (hypane) is a viscous liquid from yellow to dark brown in color with a viscosity of 1% aqueous solution in the range of 22-40 mPa⋅s and a dry residue of at least 10% or a yellow powder (orange tint is allowed) with a mass the proportion of the basic substance is not less than 95% and the pH of a 1% aqueous solution in the range of 9-12.5.
Унифлок представляет собой водорастворимый порошок гидролизованного полиакрилонитрила желтоватого, кремового или розового цвета с насыпной плотностью 1-1,2 г/см3. Массовая доля воды - не более 10%, массовая доля нерастворенного продукта - не более 5%.Uniflock is a water-soluble hydrolyzed polyacrylonitrile powder of yellowish, cream or pink color with a bulk density of 1-1.2 g / cm 3 . Mass fraction of water - not more than 10%, mass fraction of undissolved product - not more than 5%.
Стекло натриевое жидкое (жидкое стекло) по ГОСТ 13078-81.Liquid sodium glass (liquid glass) according to GOST 13078-81.
Кремнезоль (гидрозоль диоксида кремния) представляет собой опалесцирующий раствор желтоватого цвета с массовой концентрацией диоксида кремния в пределах 29-31%, силикатным модулем в пределах 4,1-9,4, pH в пределах 9-10,5, кинематической вязкостью не более 10 мм2/с и плотностью в пределах 1196-1220 кг/м3.Silica sol (silica hydrosol) is an opalescent yellowish solution with a mass concentration of silicon dioxide in the range of 29-31%, a silicate module in the range of 4.1-9.4, a pH in the range of 9-10.5, and a kinematic viscosity of not more than 10 mm 2 / s and a density in the range of 1196-1220 kg / m 3 .
Этилацетат по ГОСТ 8981-78.Ethyl acetate according to GOST 8981-78.
Кислота соляная ингибированная представляет собой жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с массовой долей хлористого водорода в пределах 20-24%.Inhibited hydrochloric acid is a liquid from light yellow to brown in color with a mass fraction of hydrogen chloride in the range of 20-24%.
Водный раствор хлористого кальция представляет собой раствор плотностью 1282-1337 кг/м3 (или пластовая девонская вода хлор-кальциевого типа плотностью 1180 кг/м3, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция по ГОСТ 450-77).An aqueous solution of calcium chloride is a solution with a density of 1282-1337 kg / m 3 (or formation Devonian water of calcium chloride type with a density of 1180 kg / m 3 , brought to a density of 1282-1337 kg / m 3 by adding calcium chloride powder in accordance with GOST 450-77 )
Полиалюминия хлорид представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН 3,5-5, массовой долей оксида алюминия (Al2O3) не менее 30%, массовой долей нерастворимого в воде остатка - не более 0,5%.Polyaluminium chloride is a light yellow powder with a pH of 3.5-5, a mass fraction of alumina (Al 2 O 3 ) of at least 30%, and a mass fraction of a residue insoluble in water of not more than 0.5%.
Алюмохлорид представляет собой жидкость слабо желтого или серого цвета с зеленоватым оттенком, массовая доля основного вещества в перерасчете на AlCl3 в пределах 1200-1300 г/дм3.Alumochloride is a liquid of a slightly yellow or gray color with a greenish tint, the mass fraction of the main substance in terms of AlCl 3 in the range of 1200-1300 g / dm 3 .
Хромкалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79.Chromium alum according to GOST 4162-79.
Ацетат хрома выпускается в виде 50% водного раствора с плотностью 1300 кг/м3.Chromium acetate is available as a 50% aqueous solution with a density of 1300 kg / m 3 .
Бихромат натрия по ГОСТ 2651-78.Sodium dichromate according to GOST 2651-78.
В качестве наполнителей используют, например, мел по ГОСТ 17498-72, глинопорошок по ГОСТ 25795-83, древесную муку по ГОСТ 16361-87, резиновую крошку фракции 1-2 мм.As fillers, for example, chalk is used according to GOST 17498-72, clay powder according to GOST 25795-83, wood flour according to GOST 16361-87, rubber crumb fraction 1-2 mm.
Водонабухающие полимеры представляют собой порошок белого или близкого к белому цвета плотностью 1150-1200 кг/м3, насыпной массой 600-700 кг/м3 и с размером частиц от 0,1 до 5 мм с массовой долей растворимой части не более 5-20%, с массовой долей остаточного акриламида не более 0,2%.Water-swelling polymers are white or near-white powder with a density of 1150-1200 kg / m 3 , bulk density of 600-700 kg / m 3 and with a particle size of 0.1 to 5 mm with a soluble part mass fraction of not more than 5-20 %, with a mass fraction of residual acrylamide not more than 0.2%.
Синтетическое волокно строительное микроармирующее (ВСМ) представляет собой однокомпонентное полипропиленовое волокно цилиндрической формы диаметром 10-35 мкм и длиной 3-18 мм.Synthetic building micro-reinforcing fiber (HSR) is a single-component cylindrical polypropylene fiber with a diameter of 10-35 microns and a length of 3-18 mm.
В качестве минерального волокна используют базальтовое волокно, получают его из расплавленной базальтовой породы.Basalt fiber is used as a mineral fiber; it is obtained from molten basalt rock.
В качестве технологической жидкости используют воду пресную, сточную или минерализованную хлоркальциевого типа плотностью 1000-1180 кг/м3.Fresh water, waste or mineralized calcium chloride type with a density of 1000-1180 kg / m 3 is used as a process fluid.
Сущность предложения заключается в закачивании изоляционной композиции в изолируемый пласт без подъема скважинного оборудования и спуска колонны насосно-компрессорных или лифтовых труб. При проведении работ по заявляемому способу исключаются следующие операции: предварительный подъем скважинного оборудования и спуск колонны НКТ или колонны лифтовых труб. Не требуется привлечение подъемника и бригады капитального или подземного ремонта скважины, что ведет к упрощению способа ограничения водопритока и значительному снижению стоимости этих работ. Готовят скважину для закачивания композиции, для этого отсоединяют сальниковый шток подвески насоса от головки балансира наземного привода насоса, гидрокраном поднимают вставной насос до его извлечения из башмака лифтовой колонны НКТ и закрепляют штанги в устьевом сальнике. Демонтируют обвязку скважинной арматуры и нефтепровода, после чего соединяют лифтовую колонну с нагнетательной линией насосного агрегата. Готовят водоизоляционную композицию, используя стандартную технику. Закачивают композицию через зазор между колонной лифтовых труб и колонной штанг, а в нижней части скважины через кольцевой зазор между колонной лифтовых труб и наружной поверхностью вставного насоса. Блокирование водонасыщенных зон пласта происходит в поровом пространстве как терригенного, так и карбонатного коллектора. После продавливания композиции в изолируемый интервал и технологической выдержки скважину вводят в эксплуатацию.The essence of the proposal is to pump the insulating composition into an insulated formation without raising the downhole equipment and lowering the tubing string or lift pipes. When carrying out the work according to the claimed method, the following operations are excluded: preliminary lifting of the downhole equipment and descent of the tubing string or the tubing string. It is not necessary to involve a lift and a team for overhaul or underground well repair, which leads to a simplification of the method of limiting water inflow and a significant reduction in the cost of these works. A well is prepared for pumping the composition, for this, the stuffing box of the pump suspension is disconnected from the head of the balancer of the ground drive of the pump, the insert pump is lifted by a hydraulic crane until it is removed from the shoe of the tubing string and the rods are fixed in the wellhead seal. Dismantle the piping of the borehole fittings and the pipeline, after which the lift string is connected to the discharge line of the pump unit. A waterproofing composition is prepared using standard techniques. The composition is pumped through the gap between the column of elevator pipes and the column of rods, and in the lower part of the well through the annular gap between the column of elevator pipes and the outer surface of the insert pump. Blocking of water-saturated zones of the formation occurs in the pore space of both terrigenous and carbonate reservoirs. After forcing the composition into an isolated interval and technological exposure, the well is put into operation.
Для доказательства выполнения технической задачи заявленного изобретения приводим конкретные примеры по определению эффективности способа ограничения водопритока в нефтедобывающую скважину, оборудованную глубинным вставным штанговым насосом.To prove the fulfillment of the technical task of the claimed invention, we give specific examples to determine the effectiveness of the method of limiting water inflow into an oil well equipped with a deep-seated sucker-rod pump.
Пример 1. Обрабатывают нефтедобывающую скважину. Готовят скважину для закачивания композиции, для этого отсоединяют сальниковый шток подвески насоса от головки балансира наземного привода насоса, гидрокраном поднимают вставной насос до его извлечения из башмака лифтовой колонны насосно-компрессорных труб и закрепляют штанги в устьевом сальнике. Демонтируют обвязку скважинной арматуры и нефтепровода, после чего соединяют лифтовую колонну с нагнетательной линией насосного агрегата. Готовят изоляционную композицию смешением в мернике цементировочного агрегата 3 м3 КОС и 2,4 м3 пресной воды в течение 30 мин. Закачивают композицию через зазор между колонной лифтовых труб и колонной штанг, а в нижней части скважины через кольцевой зазор между колонной лифтовых труб и наружной поверхностью вставного насоса. Продавливают изоляционную композицию в изолируемый интервал закачиванием воды. После продавливания композиции и технологической выдержки в течение 48 ч для структурирования изоляционной композиции скважину вводят в эксплуатацию.Example 1. Process an oil well. A well is prepared for pumping the composition, for this, the stuffing box of the pump suspension is disconnected from the head of the balancer of the ground drive of the pump, the insert pump is lifted by a hydraulic crane until it is removed from the shoe of the elevator string of the tubing and the rods are fixed in the wellhead seal. Dismantle the piping of the borehole fittings and the pipeline, after which the lift string is connected to the discharge line of the pump unit. An insulation composition is prepared by mixing in a measuring device of a cementing unit 3 m 3 of WWTF and 2.4 m 3 of fresh water for 30 minutes. The composition is pumped through the gap between the column of elevator pipes and the column of rods, and in the lower part of the well through the annular gap between the column of elevator pipes and the outer surface of the insert pump. The insulation composition is pressed into the isolation interval by pumping water. After pressing the composition and technological exposure for 48 hours to structure the insulating composition, the well is put into operation.
Данные по примерам 1-5 сведены в таблицу.The data in examples 1-5 are summarized in table.
Примеры 2-5. Выполняют технологические операции как в примере 1.Examples 2-5. Perform technological operations as in example 1.
Использование заявляемого способа позволяет повысить экономическую эффективность ограничения водопритока в нефтедобывающую скважину за счет исключения необходимости использования колтюбинговой установки, отказа от применения подъемника и бригады капитального или подземного ремонта скважины для подъема скважинного оборудования и спуска колонны насосно-компрессорных или лифтовых труб.Using the proposed method allows to increase the economic efficiency of restricting water inflow into an oil producing well by eliminating the need to use a coiled tubing installation, refusing to use an elevator and an overhaul or underground well repair team to raise the downhole equipment and lower the tubing or lift pipe string.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152384A RU2646153C1 (en) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Method for restricting the water supply to the oil-welling well that is equipped with the depth inserted by the rod well pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152384A RU2646153C1 (en) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Method for restricting the water supply to the oil-welling well that is equipped with the depth inserted by the rod well pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2646153C1 true RU2646153C1 (en) | 2018-03-01 |
Family
ID=61568585
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016152384A RU2646153C1 (en) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Method for restricting the water supply to the oil-welling well that is equipped with the depth inserted by the rod well pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2646153C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3691072A (en) * | 1969-12-31 | 1972-09-12 | Union Oil Co | Soluble oil composition |
| SU872734A1 (en) * | 1979-12-04 | 1981-10-15 | Центральная Научно-Исследовательская Лаборатория Производственного Ордена Трудового Красного Знамени Объединения "Оренбургнефть" | Composition for isolation of inflow of formation water into well and method of preparing same |
| RU2221130C1 (en) * | 2002-05-13 | 2004-01-10 | Открытое акционерное общество "Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин" ОАО "УПНП и КРС" | Technique limiting water inflow into production well |
| RU2315171C1 (en) * | 2006-06-08 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water influx zone isolation inside well |
| RU2451165C1 (en) * | 2011-07-07 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for restriction of brine water inflow to production well |
-
2016
- 2016-12-28 RU RU2016152384A patent/RU2646153C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3691072A (en) * | 1969-12-31 | 1972-09-12 | Union Oil Co | Soluble oil composition |
| SU872734A1 (en) * | 1979-12-04 | 1981-10-15 | Центральная Научно-Исследовательская Лаборатория Производственного Ордена Трудового Красного Знамени Объединения "Оренбургнефть" | Composition for isolation of inflow of formation water into well and method of preparing same |
| RU2221130C1 (en) * | 2002-05-13 | 2004-01-10 | Открытое акционерное общество "Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин" ОАО "УПНП и КРС" | Technique limiting water inflow into production well |
| RU2315171C1 (en) * | 2006-06-08 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water influx zone isolation inside well |
| RU2451165C1 (en) * | 2011-07-07 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for restriction of brine water inflow to production well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КАДЫРОВ Р. Р. и др., Технологии ремонтно-изоляционных работ с применением колтюбинга, ж. Нефтяное хозяйство, 7, 2008, с. 76-78. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2882213C (en) | Gel, plugging method using the same, and plugging and well-killing method using the same | |
| CN104632123B (en) | A kind of ultralow kill-job blocking method | |
| US4665982A (en) | Formation fracturing technique using liquid proppant carrier followed by foam | |
| US20140290943A1 (en) | Stabilized Fluids In Well Treatment | |
| AU2012287456B2 (en) | Composite particulates and methods thereof for high permeability formations | |
| CN106639971B (en) | A kind of high pressure-bearing method for blocking of perforation holes | |
| US7500520B2 (en) | Method of cementing well bores | |
| US20210179928A1 (en) | Heavy oil as fracturing fluid to increase hydraulic fracturing efficiency | |
| CN101135237A (en) | Method for preparing down-hole gel valve and construction method thereof | |
| WO2015126364A1 (en) | Methods for improving the distribution of a sealant composition in a wellbore and treatment fluids providing the same | |
| RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
| RU2646153C1 (en) | Method for restricting the water supply to the oil-welling well that is equipped with the depth inserted by the rod well pump | |
| RU2340761C1 (en) | Method of elimination of leakage of producing well column | |
| CN105567188B (en) | Auxiliary agent for improving the solidifying class sealing agent leak stopping performance of cyanogen and preparation method thereof, cyanogen coagulates class sealing agent | |
| US10294411B2 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine | |
| CN110272725B (en) | Acid-soluble plugging agent for staged fracturing of sidetracking slim hole and preparation method thereof | |
| RU2682833C2 (en) | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum | |
| RU2619778C1 (en) | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs | |
| WO2021072002A1 (en) | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels | |
| CA3080956A1 (en) | High density microfine cement for squeeze cementing operations | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| RU2606744C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2610963C1 (en) | Method of repair and insulation works in well | |
| RU2439311C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method using "khimeko" complex | |
| RU2655495C1 (en) | Method of isolation of water supply in oil-extracting well |