SU1454958A1 - Method of isolating subsoil water inflow into well - Google Patents
Method of isolating subsoil water inflow into well Download PDFInfo
- Publication number
- SU1454958A1 SU1454958A1 SU864107927A SU4107927A SU1454958A1 SU 1454958 A1 SU1454958 A1 SU 1454958A1 SU 864107927 A SU864107927 A SU 864107927A SU 4107927 A SU4107927 A SU 4107927A SU 1454958 A1 SU1454958 A1 SU 1454958A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- marshallite
- well
- water
- isolating
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей пром-сти. Цель - повьшение эффективности изол ции пласта. В последний закачивают водоизолирую- щий материал, в качестве которого используют гидрофобизированный материал в нефти с концентрацией 3-5%. Маршаллит гидрофобизируют путем перемешивани его с нефтью с плотностью 700-750 кг/м с последующим высушиванием при 200-250°С и размельчении до дисперсности пудры. После закачки изолирующего раствора дл автоматического пополнени призабойной зоны в столе оставл ют столб нефти с плотностью 84-920 кг/м . Скважину ввод т в эксплуатацию не раньше чем 24 ч. teThe invention relates to an oil producing industry. The goal is to increase the effectiveness of the formation isolation. A water isolating material is pumped into the latter, which is used as a water-repellent material in oil with a concentration of 3-5%. Marshallite is hydrophobized by mixing it with oil with a density of 700-750 kg / m, followed by drying at 200-250 ° C and grinding to a powder. After injection of an insulating solution, an oil column with a density of 84–920 kg / m is left in the table to automatically replenish the bottom-hole zone. The well was commissioned not earlier than 24 hours. Te
Description
1one
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изол ции притока пластовых вод в нефт ные и газовые скважины .5The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for isolating the flow of formation water into oil and gas wells .5
Цель изобретени - повышение эффективности изол ции пласта.The purpose of the invention is to increase the effectiveness of the formation isolation.
Способ осуществл ют следующим образом .The method is carried out as follows.
Готов т гидрофобизированный мар- 10 шаллит. Маршаллит (песчана пудра, т.е. размолотый песок до пудры) заливают легкой нефтью или конденсатом плотностью 700-750 кг/м, затем тщательно перемешивают до тестообраз- 15 ного состо ни и оставл ют на 36- 48 ч дл физико-химического взаимодействи . После чего полученную массу сушат 40-50 ч при 200-250 С. Во врем сушкн массу перемешивают с ;Prepare a hydrophobic mart-10 scallite. Marshallite (sand powder, i.e. ground sand to powder) is poured with light oil or condensate with a density of 700-750 kg / m, then is thoroughly mixed until the dough is 15 and left for physicochemical interaction. . After that, the resulting mass is dried for 40-50 hours at 200-250 C. During the drying, the mass is mixed with;
целью предотвращени ее спекани . Высушенную массу растирают, а затем смешивают ее с нефтью. Приготовленный таким образом гидрофобизованный Маршаллит готов к использованию. Затем провод т все необходимые испытани с гидрофобизированным маршал- литом. С помощью исследований определ ют оптимальную концентрацию в нефти маршаллита, она составл ет 5 вес.%. Затем определ ют растворимость гидрофобизованного маршаллита в нефти. Этими опытами вы сн ют врем начала выпадени маршаллита в осадок и полного прекращени вьшадени осадка. Полное прекращение выпадени осадка из раствора наступает через 24 ч, т.е. врем закупорки пор осадком (гидроцобизованным маршаллитом) составл ет 24 ч.the purpose of preventing it from sintering. The dried mass is ground, and then mixed with oil. The hydrophobised Marshallite prepared in this way is ready for use. Then, all necessary tests are carried out with a hydrophobised marshallite. Using studies to determine the optimal concentration in Marshallite oil, it is 5 wt.%. The solubility of hydrophobized marshallite in oil is then determined. These experiments elucidate the time when the marshallite precipitates and the precipitate completely stops precipitating. The precipitation from the solution completely stops after 24 hours, i.e. the pore blockage time of the precipitate (hydrobased marshallite) is 24 hours.
слcl
соwith
СП 00SP 00
П р и м е р. На двухслойно ке- одиородной модели по предложенному способу вытесн ли воду из высокопро- пицаемой зоны нефтью и гидрофобизо- ванным маршаллнтом, В результате гид рофобизацпи и закупорки проницаемост модели составила 0,1-0,07 кг. км (до эксперимента проницаемость модели составл ла 0,7-0 , 8 кг-км,), т,е, произошла закупорка, в результате чего дополнительно получено 9-17% нефти (без учета закачанной нефти), что указывает на высокую эффективность предложенного метода.PRI me R. In the bilayer-cedor model using the proposed method, water was displaced from the highly permeable zone by oil and hydrophobic marshallton. As a result of hydrophobicization and blockage, the permeability of the model was 0.1-0.07 kg. km (prior to the experiment, the permeability of the model was 0.7-0, 8 kg-km), t, e, a blockage occurred, resulting in an additional 9-17% of oil (without taking into account the injected oil), indicating high efficiency proposed method.
Выбранньш диапазон концентраций растворенного гидрофобизованного мар шаллита в нефти объ сн етс следую™ щим образом. Если концентраци мар- шаллита составл ет 2%, то практически осадок не образуетс , так как маршаллмт находитс .во взвешенном состо нии. При концентрации 3% выпадение осадка начинаетс через 90 мин, т.е. уже с этой концентрации способ работоспособен. Из опыта видно, что чем больше. коитХёнтраци маршаллкта, тем быстрее по вл етс осадок и уже начина с концентрации 7% маршаллита и до 10% врем выпадени осадка происходит при одном и том же времени 5 мил. Поэтому целесообразно верхний предел диапазона концентраций маршаллита ограничить 6%. Опытами также доказано, что через 24 ч (независимо от концентрации маршаллита в нефти) он весь выпадет в осадок, т.е. скважину можно осваивать .The chosen range of concentrations of the dissolved hydrophobic marlusite in oil is explained as follows. If the concentration of marshallite is 2%, then practically no precipitate is formed, since the marshallmt is in a suspended state. At a concentration of 3% precipitation begins after 90 minutes, i.e. already with this concentration, the method is operational. From experience it is clear that the more. coitration of marshallt, the faster the precipitate appears and already starting with a concentration of 7% marshallite and up to 10% of the time the precipitation occurs at the same time of 5 mil. Therefore, it is advisable to limit the upper concentration range of marshallite to 6%. It has also been proven by experiments that after 24 hours (regardless of the concentration of marshallite in the oil), it will all precipitate, i.e. well can be explored.
Дл вытеснени нефти из нласта ее из модели вытесн ли пресной водой . Воду прокачивали 7-10 объемов пор до полного прекращени поступлени нефти из модели. Коэффициент вытеснени нефти составил 45-47%. Затем ,в модель закачали 10% от объема пор смесь нефти с гидрофобизован- ным маршаллнтом (концентраци маршаллита в нефти составл ла 5 вес.%). Оставили на 24 ч. После этого с другойTo displace oil from the Nlast, it was displaced from the model by fresh water. Water was pumped through 7-10 pore volumes until the complete cessation of oil flow from the model. The oil displacement ratio was 45-47%. Then, a mixture of oil with a hydrophobised Marshallt was pumped into the model by 10% of the pore volume (the concentration of Marshallite in oil was 5 wt.%). Left for 24 hours. After that, on the other.
стороны модели закачивали пресную воду и вытесн ли нефть.Воды прокачивали 2,0- 2,5 объема .пор. Таким образом, за счет гидрофобизации высокопроницаемой зоны конечный коэффициент вытеснени нефти составил 54-64%.the sides of the model pumped fresh water and displaced the oil. The water pumped 2.0–2.5 volumes. Thus, due to the hydrophobization of the high-permeable zone, the final oil displacement ratio was 54-64%.
Дл осуществлени предложенного способа на практике необходимо провести следующие операции. В обводн юш;ую скважину сначала закачивают нефть (плотность 840-920 кг/м ), вытесн ют прорвавшуюс воду вглубь пласта, чтобы вытеснить прорвавшуюс To implement the proposed method in practice, the following operations are necessary. In the bypass, the well is first pumped oil (density 840–920 kg / m), displaces the ruptured water deep into the reservoir to displace the ruptured
воду из призабойной зоны (R-2,5 м). Объем закачки нефти рассчитывают по формуле hm, где R - радиус призабойной зоны, h - высота пласта, m - пористость.water from the bottomhole zone (R-2.5 m). The volume of oil injection is calculated using the formula hm, where R is the radius of the bottomhole zone, h is the bed height, and m is the porosity.
После закачки нефти нагнетают в пласт нефть совместно с гидрофобили- зованным маршаллитом. Оптимальна концентраци маршаллита составл ет 5 вес,%. После закачки изолирующегоAfter oil injection, oil is pumped into the reservoir together with hydrophobised marshallite. The optimal concentration of marshallite is 5% by weight. After injection of isolating
раствора дл автоматического выполнени призабойной зоны (в случае утечек) в стволе скважины оставл ют , столб нефти с плотностью 840- 920 кг/м. Скважину ввод т в эксплуатацшо не раньше чем через 24 ч.the solution for the automatic execution of the bottomhole zone (in case of leaks) in the wellbore is left, an oil column with a density of 840 920 kg / m. The well is put into operation no earlier than 24 hours.
Таким образом, предложенный способ позвол ет в 2-3 раза увеличить сроки межремонтного периода.Thus, the proposed method allows a 2-3 times longer turnaround time.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864107927A SU1454958A1 (en) | 1986-05-20 | 1986-05-20 | Method of isolating subsoil water inflow into well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864107927A SU1454958A1 (en) | 1986-05-20 | 1986-05-20 | Method of isolating subsoil water inflow into well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1454958A1 true SU1454958A1 (en) | 1989-01-30 |
Family
ID=21252952
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU864107927A SU1454958A1 (en) | 1986-05-20 | 1986-05-20 | Method of isolating subsoil water inflow into well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1454958A1 (en) |
-
1986
- 1986-05-20 SU SU864107927A patent/SU1454958A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Методы изол ции пластов при бурении и эксплуатации скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1972, с. 32. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3368624A (en) | Control of gas-oil ratio in producing wells | |
SU1454958A1 (en) | Method of isolating subsoil water inflow into well | |
SU1754880A1 (en) | Method for solidifying bottom zone of wells with sand flow | |
SU1629501A1 (en) | Well killing method | |
US3103248A (en) | Method of plugging a formation with beta-lactones | |
RU2173776C2 (en) | Composition for exposing productive formation and method for utilization thereof | |
SU1461868A1 (en) | Method of securing hole-bottom area of formation | |
RU2203409C1 (en) | Process of treatment of face zone of well | |
US2761839A (en) | Treatment of clays | |
RU2162142C2 (en) | Method of developing oil formations nonuniform in permeability | |
RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
SU1240870A1 (en) | Composition for isolating absorbing formation in well-drilling | |
RU2235871C2 (en) | Acidic composition for treating face-adjacent bed section | |
RU2752461C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of collectors | |
RU2054525C1 (en) | Method for well completion | |
SU1765364A1 (en) | Compound for selective reduction at permeability of high-permeable seam layers in wells | |
SU1421849A1 (en) | Method of isolating water inflow into operating well | |
SU1074990A1 (en) | Method of acid treatment of well | |
SU661102A1 (en) | Method of isolating water flow to oil well | |
RU1797644C (en) | Method for shutoff of well water inflow | |
RU2083816C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow in well | |
RU2188930C2 (en) | Method of shutoff of water inflow to well | |
RU2013521C1 (en) | Method for isolation of water encroached beds | |
SU742578A1 (en) | Formation isolation method | |
RU2047756C1 (en) | Method for acid treatment of bottom hole area of formation |