RU2655490C2 - Method of bottom water cone cutting - Google Patents
Method of bottom water cone cutting Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655490C2 RU2655490C2 RU2016143971A RU2016143971A RU2655490C2 RU 2655490 C2 RU2655490 C2 RU 2655490C2 RU 2016143971 A RU2016143971 A RU 2016143971A RU 2016143971 A RU2016143971 A RU 2016143971A RU 2655490 C2 RU2655490 C2 RU 2655490C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- packer
- well
- oil
- composition
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 abstract description 14
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N Calcium hypochlorite Chemical compound [Ca+2].Cl[O-].Cl[O-] ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
Images
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
- 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)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах.The invention relates to the oil industry, and in particular to a method for cutting off a bottom water cone to limit water inflows in oil wells.
В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки.Currently, most of the oil fields in Western Siberia are in the final stages of development.
Огромные запасы нефти сосредоточены в водонефтяных зонах, где обводненность по основным эксплуатационным объектам достигает более 90%, что отрицательно сказывается на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Наиболее остро стоит проблема высокой (преждевременной) обводненности продукции скважин.Huge oil reserves are concentrated in water-oil zones, where the water cut at the main operational facilities reaches more than 90%, which negatively affects the value of the final oil recovery coefficient. The most acute problem is the high (premature) water cut of well products.
Рациональное применение технологий ограничения водопритоков значительно повышает эффективность разработки нефтяных месторождений. В настоящее время существует множество способов проведения водоизоляционных работ, имеющих те или иные достоинства и недостатки.The rational use of technology to limit water inflows significantly increases the efficiency of oil field development. Currently, there are many ways to carry out waterproofing works, having one or another advantages and disadvantages.
Известен способ водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносных пластов, осуществляемый «напластованием» экрана [Скородиевский, В.Г. Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносных пластов [Текст]: автореф. дис. … канд. техн. наук / Скородиевский Вадим Геннадиевич. - Краснодар - 24 с. - 2007 год.A known method of waterproofing work in wells with plantar bedding of aquifers, carried out by "stratification" of the screen [Skorodievsky, V.G. Development of technology for waterproofing works in wells with plantar bedding of aquifers [Text]: author. dis. ... cand. tech. Sciences / Skorodievsky Vadim Gennadievich. - Krasnodar - 24 s. - 2007 year.
Способ основан на закачке в пласт при различных расходах нескольких (трех-четырех) порций состава АКРОН с отличающимися начальной вязкостью и временем потери текучести. Причем после продавки в пласт каждой порции делаются технологические остановки на 20-60 мин или больше в зависимости от пластовой температуры. Время потери текучести закачиваемых порций регулируется величиной разбавления товарных составов водой.The method is based on injection into the formation at various costs of several (three to four) portions of the composition of AKRON with different initial viscosity and time loss of fluidity. Moreover, after selling each portion to the formation, technological stops are made for 20-60 minutes or more, depending on the reservoir temperature. The time loss of fluidity of the injected portions is regulated by the amount of dilution of freight trains with water.
Недостатком этого способа является низкая прочность создаваемого водоизоляционного экрана и дополнительное время ожидания (технологической выстойки).The disadvantage of this method is the low strength of the created waterproofing screen and the additional waiting time (technological stand).
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С. 238-241].There is a method of isolating the influx of formation water, including pumping grouting mortar under pressure into the water-developing part of the reservoir and holding the well for the time of setting cement grout [Reference book for the current and overhaul of wells / A.D. Amirov et al. - M .: Nedra, 1979. - S. 238-241].
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.The disadvantage of this method is the insufficient radius of the waterproofing screen, beyond which plantar water will bypass the waterproofing screen and watering of the well will continue.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины [Патент RU 2247224 / Клещенко И.И., Баймурзина Т.Н. (RU) Телков А.П. (RU) Ягафаров А.К. (RU), Сухачев Ю.В. (RU) Сохошко С.К. (RU), в котором производится закачка состава для селективной водоизоляции, после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу.The closest technical solution chosen for the prototype is a method of isolating the influx of formation water into oil and gas wells [Patent RU 2247224 / Kleshenko II, Baimurzina TN (RU) Telkov A.P. (RU) Yagafarov A.K. (RU), Sukhachev Yu.V. (RU) Sokhoshko S.K. (RU), in which the composition for selective waterproofing is injected, after it is injected, a hydrophobizing liquid or gas is additionally pumped to push the specified composition from the bottom of the well into the formation at a distance equal to the radius of the created screen, while this composition will take the form of a shell, the lower part of which when in contact with water, it becomes impermeable to the hydrophobizing liquid or gas injected after it, and the upper part is carried into the well when it is put into operation.
Недостатками данного способа является сложность проведения операции, а также риск прорыва закачиваемого газа сквозь селективный состав, в результате чего в процессе эксплуатации скважины неизбежно поступление пластовых вод.The disadvantages of this method are the complexity of the operation, as well as the risk of a breakthrough of the injected gas through the selective composition, as a result of which well formation water is inevitable during well operation.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения водоизоляционных работ в нефтяных скважинах, путем создания протяженного и достаточного по толщине водоизоляционного экрана.The objective of the invention is to increase the efficiency of waterproofing work in oil wells, by creating an extended and sufficient thickness of the waterproofing screen.
Технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении мощности, радиуса водоизоляционного экрана, а также отсрочки времени обводнения скважины.The technical result that results from the creation of the invention is to increase the power, radius of the waterproofing screen, as well as delaying the time of watering the well.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ отсечения конуса подошвенной воды в нефтяных скважинах, включает остановку скважину, извлечение внутрискважинного оборудования из эксплуатационной колонны основного ствола, установку пакер-пробки на 1 м ниже нижних перфорационных отверстий, спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером, закачку изоляционного состава селективного действия, с последующим закачиванием тампонажного состава на микроцементной основе, с последующим закачиванием тампонажного состава на цементной основе, установку цементного стакана до кровли продуктивного пласта, подъем колонны НКТ с пакером, ожидание затвердевания цемента, разбуривание цементного стакана с пакер-пробкой, спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. На фиг. 1-4 представлены схемы реализации способа.The task and the technical result are achieved by the fact that the method of cutting off the bottom water cone in oil wells includes stopping the well, removing downhole equipment from the production casing of the main trunk, installing a packer plug 1 m below the lower perforations, lowering the tubing string from packer, injection of an insulating composition of selective action, followed by pumping of cement slurry on a microcement basis, followed by pumping of cement slurry cement-based tava, installing a cement cup to the top of the reservoir, raising the tubing string with a packer, waiting for the cement to solidify, drilling a cement cup with a packer plug, lowering the perforator on the tubing to the oil saturated interval of the reservoir, perforating the reservoir, developing the well and putting it into operation . In FIG. 1-4 presents the scheme of the method.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Скважину 1, эксплуатирующую продуктивный пласт 2, в нижней части которого залегает подошвенная вода 3, останавливают по причине высокой обводненности, возникшей в результате образования конуса подошвенных вод 4, перекрывшего нижний интервал перфорации 5. Извлекают внутрискважинное оборудование 6 эксплуатационным пакером 7 из эксплуатационной колонны основного ствола, устанавливают пакер-пробку на 1 м (не показано) ниже нижних перфорационных отверстий (фиг. 1), спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером 8, закачивают изоляционный состав селективного действия 9 (фиг. 2), с последующим закачиванием тампонажного состава на микроцементной основе 10, позволяющего оттеснить селективный состав вглубь пласта (фиг. 3), с последующим закачиванием тампонажного состава на цементной основе 11, позволяющий оттеснить тампонажный состав на микроцементной основе и селективный состав в глубь пласта, а также закрепить водоизоляционный экран (фиг. 4). Закачивание в три цикла позволит отсечь конус подошвенных вод 4 и создать протяженный надежный водоизоляционный экран в интервале ВНК. После закачки третьей порции производится установка цементного стакана до кровли продуктивного пласта (не показано), подъем колонны НКТ с пакером 8, ожидание затвердевания цемента, разбуривание цементного стакана с пакер-пробкой (не показано), спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорация пласта, освоение скважины и ее вывод на режим.A well 1 operating a producing
Предлагаемый способ отсечения конуса подошвенных вод в скважинах позволяет увеличить радиус, толщину и площадь водоизоляционного экрана и увеличить безводный период эксплуатации скважины, отсрочив неизбежное обводнение скважины.The proposed method for cutting off the bottom water cone in the wells allows to increase the radius, thickness and area of the water barrier screen and increase the anhydrous period of operation of the well, delaying the inevitable flooding of the well.
В качестве тампонажного состава селективного действия рекомендуется использовать селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий 10 об. % гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об. % этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об. % диатомита [Пат. 2529080, Российская Федерация, МПК Е21В 33/138 (2006.01), C09K 8/506 (2006.01). Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Долгушин В.А., Клещенко И.И., Леонтьев Д.С., и др. - заявка №2013125841/03, 04.06.2013; опубл. 27.09.2014, Бюл. №27. - 6 с.]. Состав и технологические характеристики селективной водоизоляционной композиции на основе ЭТС-40 с диатомитом представлены в таблице 1.As a grouting composition of selective action, it is recommended to use a selective composition for repair and insulation works in oil and gas wells, including 10 vol. % hydrophobizing organosilicon liquid (GKZH-11N), as a catalyst, 85 vol. % ethyl silicate ETS-40, as a
В качестве тампонажного состава на микроцементной основе рекомендуется раствор, содержащий 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO)2 при следующем соотношении компонентов, об. %: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н - 50,0; смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO)2 - 50,0, в том числе микродур «U» - 48, Ca(ClO)2 - 2,0. [Пат. 2326922 Российская Федерация, МПК C09K 8/504 (2006.01). Состав для ремонтных работ в скважинах / Клещенко И.И. и др. - заявка №2006134101/03, 25.09.2006; опубл. 20.06.2008, Бюл. №17. - 6 с.].As a cement slurry composition on a microcement basis, a solution is recommended that contains a 2.0% aqueous solution of PVA-B1H polyvinyl alcohol and a mixture of microdura "U" with calcium hypochlorite Ca (ClO) 2 in the following ratio of components, vol. %: 2.0% aqueous solution of PVA-B1H - 50.0; a mixture of microdura "U" with calcium hypochlorite Ca (ClO) 2 - 50.0, including microdura "U" - 48, Ca (ClO) 2 - 2.0. [Pat. 2326922 Russian Federation, IPC C09K 8/504 (2006.01). Composition for repair work in wells / Kleshenko II and others. - Application No. 2006134101/03, 09.25.2006; publ. 06/20/2008, Bull. Number 17. - 6 p.].
Состав и результаты определения времени отверждения и образования прочного водоизолирующего материала представлены в таблице 2.The composition and results of determining the curing time and the formation of a durable waterproofing material are presented in table 2.
Изменение относительной проницаемости образцов кернов после обработки составом для ремонтных работ представлено в таблице 3.The change in the relative permeability of core samples after treatment with the composition for repair work is presented in table 3.
Описание:Description:
1 - скважина;1 - well;
2 - нефтенасыщенная часть пласта;2 - oil-saturated part of the reservoir;
3 - водонасыщенная часть пласта;3 - water-saturated part of the reservoir;
4 - водонефтяной контакт;4 - water-oil contact;
5 - перфорационные отверстия;5 - perforation holes;
6 - внутрискважинное оборудование;6 - downhole equipment;
7 - эксплуатационный пакер;7 - operational packer;
8 - НКТ с пакером;8 - tubing with a packer;
9 - селективный состав;9 - selective composition;
10 - тампонажный состав на микроцементной основе;10 - cement composition on a microcement basis;
11 - тампонажный состав на цементной основе.11 - cement-based grouting composition.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016143971A RU2655490C2 (en) | 2016-11-08 | 2016-11-08 | Method of bottom water cone cutting |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016143971A RU2655490C2 (en) | 2016-11-08 | 2016-11-08 | Method of bottom water cone cutting |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016143971A3 RU2016143971A3 (en) | 2018-05-08 |
RU2016143971A RU2016143971A (en) | 2018-05-08 |
RU2655490C2 true RU2655490C2 (en) | 2018-05-28 |
Family
ID=62106086
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016143971A RU2655490C2 (en) | 2016-11-08 | 2016-11-08 | Method of bottom water cone cutting |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2655490C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2809475C1 (en) * | 2023-03-28 | 2023-12-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for isolating bottom water cone of formations located at shallow depths |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4013958A (en) * | 1975-10-14 | 1977-03-22 | The Magnavox Company | Sampled communication system |
RU2247224C2 (en) * | 2002-05-06 | 2005-02-27 | Сохошко Сергей Константинович | Method for isolation of bed waters influx into oil and gas wells |
RU2426863C1 (en) * | 2010-01-14 | 2011-08-20 | Виктор Александрович Котельников | Procedure for isolation of water influx into well |
RU2488692C1 (en) * | 2012-01-20 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Isolation method of brine water influx in well |
-
2016
- 2016-11-08 RU RU2016143971A patent/RU2655490C2/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4013958A (en) * | 1975-10-14 | 1977-03-22 | The Magnavox Company | Sampled communication system |
RU2247224C2 (en) * | 2002-05-06 | 2005-02-27 | Сохошко Сергей Константинович | Method for isolation of bed waters influx into oil and gas wells |
RU2426863C1 (en) * | 2010-01-14 | 2011-08-20 | Виктор Александрович Котельников | Procedure for isolation of water influx into well |
RU2488692C1 (en) * | 2012-01-20 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Isolation method of brine water influx in well |
Non-Patent Citations (3)
Title |
---|
СКОРОДИЕВСКИЙ В.Г. Разработка водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта, авто, 12.04.2007, с.7-23. * |
ХАСАНШИН Р.Н. Разработка технологии изоляции попутно-добываемых вод в скважинах(на примере Тевлинско-Русскинского месторождения), авто, 28.04.2005, с.8,17, 19-20. * |
ХАСАНШИН Р.Н. Разработка технологии изоляции попутно-добываемых вод в скважинах(на примере Тевлинско-Русскинского месторождения), автореферат, 28.04.2005, с.8,17, 19-20. СКОРОДИЕВСКИЙ В.Г. Разработка водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта, автореферат, 12.04.2007, с.7-23. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2809475C1 (en) * | 2023-03-28 | 2023-12-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for isolating bottom water cone of formations located at shallow depths |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2016143971A3 (en) | 2018-05-08 |
RU2016143971A (en) | 2018-05-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
CA2898065C (en) | Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery | |
RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
RU2655490C2 (en) | Method of bottom water cone cutting | |
RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
RU2580532C2 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
RU2601707C1 (en) | Method of development of oil and gas condensate deposit | |
RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
RU2012141519A (en) | METHOD FOR ORGANIZING VERTICAL-LATERAL FLOODING | |
RU2471062C1 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
RU2651829C1 (en) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well | |
RU2631512C1 (en) | Method for isolating inflow of bottom water in oil wells |