RU2597220C1 - Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells - Google Patents
Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2597220C1 RU2597220C1 RU2015140089/03A RU2015140089A RU2597220C1 RU 2597220 C1 RU2597220 C1 RU 2597220C1 RU 2015140089/03 A RU2015140089/03 A RU 2015140089/03A RU 2015140089 A RU2015140089 A RU 2015140089A RU 2597220 C1 RU2597220 C1 RU 2597220C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- additional
- horizontal
- solution
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 33
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 22
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 15
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims abstract description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 10
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 2
- 238000009408 flooring Methods 0.000 claims 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 18
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 11
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 10
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 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
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000010742 number 1 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в скважинах с применением тампонажных составов.The invention relates to the oil industry, in particular to repair and insulation work in wells using grouting compositions.
Известен способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (патент RU №2363841, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.08.2009 г., бюл. №22), включающий закачку полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера. Перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем «жизни», в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.There is a method of interval isolation and limitation of water inflow into horizontal wells (patent RU No. 2363841, IPC ЕВВ 43/32, published on 08/10/2009, bull. No. 22), including injection of polymer, injection of polymer solution, well shut-off for the period of polymer formation . Before the polymer solution is injected, a blocking fluid with an optimal “life” time is pumped into the well at each interval, during which a specified amount of polymer is pumped into the insulated interval, after which self-destruction of the blocking fluid occurs, in the amount necessary to fill the horizontal well from the bottom of the well to the border of the treatment solution of the polymer solution closest to the bottom of the face, after holding for the period of polymer formation in the last treatment interval in the well Well pumped destructor polymer, which is then forced into the reservoir near-well zone proximal and maintained for a period of destruction of polymer in this zone.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкое качество водоизоляционных работ (ВИР), обусловленное быстрым прорывом изолируемой воды в горизонтальный ствол добывающей скважины вдоль тонкой непроницаемой корки. Это происходит вследствие того, что горизонтальные стволы пробурены вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении, поэтому пластовая вода может легко фильтроваться по напластованию пород вдоль тонкой непроницаемой корки и прорываться в полость горизонтального ствола;- firstly, the low quality of water insulation works (VIR), due to the rapid breakthrough of insulated water into the horizontal well of the producing well along a thin impenetrable crust. This is due to the fact that horizontal trunks are drilled along the bedding, and the permeability of the rocks along the bed is much higher than in the transverse direction, so formation water can be easily filtered by bedding along a thin impenetrable crust and break into the cavity of the horizontal trunk;
- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная со сложностью и требовательностью технологии проведения ВИР, связанных с последовательной закачкой водоизоляционных материалов: блокирующей жидкости с оптимальным временем «жизни», полимера, деструктора полимера, при этом необходимо строго соблюдать пропорции закачиваемых материалов, а также время закачки и выдержки;- secondly, the low reliability of the implementation of the method, associated with the complexity and demanding technology for conducting VIR associated with the sequential injection of waterproofing materials: blocking fluid with an optimal “life” time, polymer, polymer destructor, while the proportions of the injected materials must be strictly observed, and also download and hold times;
- в-третьих, невозможность оценить эффективность ВИР, так как после их проведения не контролируется обводненность добываемой продукции, отбираемой из необсаженного горизонтального участка ствола добывающей скважины, поэтому бесконтрольная эксплуатация такой скважины становится убыточной.- thirdly, the inability to assess the effectiveness of VIR, since after their conduct, the water content of the produced products taken from the uncased horizontal section of the wellbore is not controlled, so uncontrolled operation of such a well becomes unprofitable.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины (заявка RU №2560018 от 08.07.2014 г., опубл. 20.08.2015 г., бюл. №23), включающий извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, закачку через них водоизоляционного материала - смеси из высоковязкой ашальчинской нефти и товарной угленосной нефти. После извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающий вдоль водопроявляющий пласт, затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб (ГТ) и производят изоляцию водопроявляющего пласта до интервала зарезки из добывающей скважины.The closest in technical essence is a method of isolating the influx of water in an uncased horizontal section of the wellbore of an producing well (application RU No. 2560018 from 08/08/2014, published on 08/20/2015, bull. No. 23), including extraction of pumping equipment from the well, the descent of the tubing string into the well, the injection of water-proofing material through it - a mixture of high-viscosity Ashalchinskoye oil and salable coal-bearing oil. After removing the pumping equipment from an open hole with a horizontal section from the producing well, an additional trunk with a horizontal section is drilled opening along the water-developing layer, then a string of flexible pipes (GT) is lowered to the bottom of the additional shaft and the water-developing layer is isolated to the cutoff interval from the producing well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложность технологии проведения ВИР посредством ашальчинской нефти из-за необходимости соблюдать точность соотношения нефти в смеси, строго соблюдать температурный диапазон, так как исходная ашальчинская нефть имеет температуру 80°C и, если смесь, полученная из нефти, будет иметь температуру ниже 20°C, то ее условная вязкость будет больше 700 с и технологически такую смесь трудно будет закачать. В случае закрепления экрана исходной ашальчинской нефтью необходимо использовать для закачки специальные термоизолированные трубы «термокейс»;- firstly, the complexity of the technology for conducting VIR through Ashalchinskoye oil due to the need to observe the accuracy of the ratio of oil in the mixture, strictly observe the temperature range, since the original Ashalchinskoye oil has a temperature of 80 ° C and, if the mixture obtained from oil has a temperature below 20 ° C, then its nominal viscosity will be more than 700 s and technologically such a mixture will be difficult to pump. If the screen is fixed with the original Ashalchinskaya oil, it is necessary to use special thermo-insulated pipes “case” for injection;
- во-вторых, при закачивании смеси ашальчинской нефти и товарной угленосной нефти по способу, предложенному наиболее близким аналогом, она устремится по наиболее проницаемым трещинам, а менее проницаемые трещины не будут изолированы и по ним будет поступать вода в горизонтальный ствол эксплуатационной скважины, что приведет к быстрому обводнению добываемой продукции;- secondly, when injecting a mixture of Ashalchinskoye oil and commercial coal oil according to the method proposed by the closest analogue, it will rush along the most permeable cracks, and less permeable cracks will not be isolated and water will enter the horizontal well of the production well, which will result to rapid watering of extracted products;
- в-третьих, работы сильно усложняются в зимний период, так как при остывании до температуры 10-20°C и ниже ашальчинская нефть становится непрокачиваемой.- thirdly, the work is much more complicated in the winter period, since when cooling to a temperature of 10-20 ° C and below, Ashalchinskaya oil becomes non-pumpable.
Техническими задачами изобретения являются повышение качества ВИР, возможность оценки эффективности проведенных ВИР в процессе эксплуатации добывающей скважины, повышение технологичности проведения ВИР при отрицательных температурах, снижение негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины, увеличение выработки запасов нефти из продуктивного пласта.The technical objectives of the invention are to improve the quality of the VIR, the ability to evaluate the effectiveness of the VIR during the operation of the producing well, to increase the manufacturability of the VIR at negative temperatures, to reduce the negative impact of chemical reagents on the reservoir properties of the bottom-hole zone of the producing well, to increase the production of oil reserves from the reservoir.
Поставленные задачи решаются способом изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, пробуренной в карбонатном коллекторе, включающим извлечение из скважины насосного оборудования, бурение ниже основного ствола скважины дополнительного ствола с горизонтальным участком вдоль водопроявляющего пласта, спуск в дополнительный ствол колонны гибких труб - ГТ осевым перемещением от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала.The tasks are solved by isolating the influx of water in an uncased horizontal section of the well bore drilled in a carbonate reservoir, including pumping equipment from the well, drilling an additional well below the main well with a horizontal section along the developing layer, and lowering the flexible pipe string - GT axial movement from the bottom to the mouth with the simultaneous supply of waterproofing material to the GT column.
Новым является то, что перед спуском колонны ГТ определяют интервал водопритока вдоль горизонтального участка в основном стволе с последующей изоляцией этих интервалов через дополнительный ствол путем последовательного закачивания раствора полиалюминия хлорида и раствора полиакриламида, приготовленных на пластовой воде девонского горизонта, причем закачивание раствора полиакриламида осуществляют после продавливания раствора полиалюминия хлорида в водоносный пласт и выдержки его на гелеобразование в течение суток, при этом закачивание полиакриламида осуществляют сбоку в интервалах забоя и зарезки дополнительного горизонтального ствола, и нижнюю часть стенки дополнительного горизонтального ствола, затем извлекают из дополнительного ствола колонну ГТ, перед спуском насосного оборудования устанавливают проходной пакер, оборудованный состыковочным узлом для подсоединения к нему колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, запускают скважину в эксплуатацию с забойным давлением в основном стволе 3,2-4,1 МПа, при этом подсасывание раствора полиакриламида осуществляют автоматически из вертикального ствола скважины, заполненного раствором полиакриламида, по мере его фильтрации к основному стволу горизонтальной скважины.What is new is that before lowering the GT column, the interval of water inflow along the horizontal section in the main well is determined, followed by isolation of these intervals through the additional well by sequentially pumping a solution of polyaluminium chloride and a solution of polyacrylamide prepared on formation water of the Devonian horizon, and the solution of polyacrylamide is pumped after forcing a solution of polyaluminium chloride in an aquifer and its exposure to gelation during the day, while The polyacrylamide is carried out laterally at the bottom and bottom intervals of the additional horizontal shaft, and the lower part of the wall of the additional horizontal shaft, then the GT string is removed from the additional barrel, before the pumping equipment is lowered, a through packer is equipped with a docking unit for connecting the tubing string to it - Tubing, put the well into operation with bottomhole pressure in the main bore 3.2-4.1 MPa, while the polyacrylamide solution is sucked in automatically from a vertical wellbore filled with polyacrylamide solution as it is filtered to the main wellbore of a horizontal well.
Реагенты, применяемые в предложении:Reagents used in the proposal:
- полиалюминия хлорид представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН 3,5-5, с 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, with a mass fraction of alumina (Al 2 O 3 ) of at least 30%, a mass fraction of water-insoluble residue of not more than 0.5%;
- полиакриламид представляет собой порошок от белого до желтоватого цвета с молекулярной массой 5·106, с содержанием основного вещества не менее 90%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, с анионностью 5-20%.- polyacrylamide is a white to yellowish powder with a molecular weight of 5 · 10 6 , with a basic substance content of at least 90%, a mass fraction of a water-insoluble residue of not more than 0.3%, with an anionicity of 5-20%.
Для доказательства достоверности предлагаемого способа были проведены численные эксперименты на пакетах программы ROXAR по оптимизации способов изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины с использованием гидродинамического моделирования. Цифровая (компьютерная) фильтрационная модель представляет собой нефтяной участок башкирских отложений в виде трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, и дополнительно включает динамические характеристики пластовых процессов. Для условий численного эксперимента была принята модель с длиной горизонтального участка добывающей скважины (ГС) 324 м, а длина вспомогательной ГС - 375 м.To prove the reliability of the proposed method, numerical experiments on the ROXAR software packages were carried out to optimize methods for isolating the influx of water in an uncased horizontal section of the wellbore using hydrodynamic modeling. The digital (computer) filtration model is an oil section of the Bashkir sediments in the form of a three-dimensional grid of cells, each of which is characterized by a set of identifiers and parameters of the geological model, and additionally includes dynamic characteristics of reservoir processes. For the conditions of the numerical experiment, a model was adopted with the horizontal section length of the producing well (HS) 324 m, and the length of the auxiliary well - 375 m.
Численные эксперименты показали следующее:Numerical experiments showed the following:
- модель с двойной пористостью и проницаемостью (ДПП) без закачки трассера (водоизолирующего материала). Накопленная добыча нефти - 38,6 тыс. м3, накопленная добыча воды - 1214,2 тыс. м3;- a model with double porosity and permeability (DPP) without pumping tracer (waterproofing material). Cumulative oil production - 38.6 thousand m 3 , cumulative water production - 1214.2 thousand m 3 ;
- модель с ДПП с закачкой трассера. Фильтрация водоизолирующего материала открыта по всей поверхности ГС. Накопленная добыча нефти - 42,2 тыс. м3, накопленная добыча воды - 990,0 тыс. м3;- A model with DPP with tracer injection. Filtration of waterproofing material is open across the entire surface of the horizontal well. Cumulative oil production - 42.2 thousand m 3 , cumulative water production - 990.0 thousand m 3 ;
- модель с ДПП с закачкой трассера через нижнюю поверхность ствола вспомогательной скважины, верхняя часть изолирована. Накопленная добыча нефти - 44,4 тыс. м3, накопленная добыча воды - 804,8 тыс. м3;- a model with DPP with tracer injection through the lower surface of the auxiliary well bore, the upper part is isolated. Cumulative oil production - 44.4 thousand m 3 , cumulative water production - 804.8 thousand m 3 ;
- модель с ДПП с закачкой трассера. Изоляция производится через нижнюю часть вспомогательного ствола и сбоку в интервалах зарезки и забоя ГС. Накопленная добыча нефти - 50,4 тыс. м3, накопленная добыча воды - 634,1 тыс. м3.- A model with DPP with tracer injection. Isolation is carried out through the lower part of the auxiliary trunk and from the side at the intervals of cutting and bottoming the horizontal well. Cumulative oil production - 50.4 thousand m 3 , cumulative water production - 634.1 thousand m 3 .
В гидродинамических расчетах принималось, что закачка трассера в зависимости от концентрации трассера меняет значения относительных фазовых проницаемостей от 0,1 до 1 раза. Это происходит за счет изменения подвижности водной фазы при условии, что забойное давление в основном горизонтальном стволе находится в пределах 3,3-4,1 МПа. Если в ячейках нет трассера, то подвижность водной фазы не изменяется. В случае когда ячейка заполнена трассером, особенно в окрестности вспомогательной скважины, подвижность водной фазы уменьшается в 10 раз.In hydrodynamic calculations, it was assumed that the injection of the tracer, depending on the concentration of the tracer, changes the relative phase permeability values from 0.1 to 1 times. This is due to a change in the mobility of the aqueous phase, provided that the bottomhole pressure in the main horizontal wellbore is in the range of 3.3–4.1 MPa. If there is no tracer in the cells, then the mobility of the aqueous phase does not change. In the case when the cell is filled with a tracer, especially in the vicinity of the auxiliary well, the mobility of the aqueous phase decreases by 10 times.
На фиг. 1 приведена оценка эффективности выработки запасов в виде зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от водонефтяного фактора (ВНФ) для различных видов модельных сценариев.In FIG. Figure 1 shows an assessment of the efficiency of reserves development in the form of the dependence of the oil recovery coefficient (CIN) on the oil-water factor (VNF) for various types of model scenarios.
Пример осуществления способа изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины №16645An example of the method of isolating the influx of water in an uncased horizontal section of the trunk of a production well No. 16645
Из горизонтального ствола добывающей скважины 1 (фиг. 2), пробуренной в карбонатном коллекторе, извлекли насосное оборудование (на фиг. не показано), ниже обсаженного участка пробурили дополнительный ствол 2, вскрывающий пласт, расположенный ближе к кровельной части линии водонефтяного контакта (ВНК). Определили интервалы водопритока, происходящего по трещинам 3 (фиг. 3), вдоль горизонтального участка в основном стволе. Например, геофизические исследования в горизонтальном участке ствола 2 добывающей скважины 1 провели с помощью геофизического комплекса АГАТ - 42, спускаемого на кабеле (на фиг. 2 не показан). Pumping equipment was removed from a horizontal wellbore of production well 1 (Fig. 2) drilled in a carbonate reservoir (not shown in Fig.), An
После чего в дополнительный ствол 2 спустили колонну ГТ 4 осевым перемещением от забоя до интервала зарезки второго ствола к устью ГТ с одновременной подачей по ГТ раствора полиалюминия хлорида 15%-ной концентрации. Объем раствора полиалюминия хлорида определяли по формуле:After that, the
где R1 - радиус водоизоляционного экрана, равный 1 м;where R 1 is the radius of the waterproofing screen, equal to 1 m;
R2 - радиус вспомогательного ствола, равный 0,05 м;R 2 is the radius of the auxiliary trunk, equal to 0.05 m;
L - длина вспомогательного ствола, равная 350 м;L is the length of the auxiliary trunk, equal to 350 m;
m - пористость, равная 0,1.m is the porosity of 0.1.
Расчетный объем составил V=54,0 м3.The estimated volume was V = 54.0 m 3 .
После закачивания раствора полиалюминия хлорида произвели выдержку в течение одних суток для формирования гидроизоляционного экрана. Для замедления проникновения воды из водопроявляющего пласта в результате огибания гелеобразного экрана 5 (фиг. 3, сечение А-А) произвели ее загущение раствором полиакриламида. Вследствие периодического подсасывания в пласт-обводнитель раствора полиакриламида 0,3%-ной концентрации из основного горизонтального ствола за счет градиента давления между основным и дополнительным стволами при забойном давлении в основном горизонтальном стволе 3,3-4,1 МПа расход раствора полиакриламида при этом не превышал 0,2-0,5 м3/сут. Подсасывание раствора полиакриламида осуществляется автоматически по мере увеличения обводненности в добываемой продукции.After pumping the solution of polyaluminium chloride, they were held for one day to form a waterproofing screen. To slow down the penetration of water from the water-producing layer as a result of the rounding of the gel screen 5 (Fig. 3, section AA), it was thickened with a solution of polyacrylamide. Due to the periodic suction of a 0.3% concentration of polyacrylamide solution from the main horizontal well into the reservoir, due to the pressure gradient between the main and additional well at a bottomhole pressure in the main horizontal well of 3.3-4.1 MPa, the flow rate of the polyacrylamide solution is not exceeded 0.2-0.5 m 3 / day. The suction of the polyacrylamide solution is carried out automatically as the water cut in the produced products increases.
Формирование гидроизоляционных экранов представлено на фиг. 3. Первоначально формируется гелеобразный экран 5 из продуктов взаимодействия полиалюминия хлорида с карбонатной составляющей пород, причем он формируется в верхней части околоскважинного пространства ствола вспомогательной скважины вследствие закачивания полиалюминия хлорида через ГТ и меньшего сопротивления фильтрации в направлении основного горизонтального ствола.The formation of waterproofing screens is shown in FIG. 3. Initially, a gel-
Второй вязкоупругий экран 6 (фиг. 3) формируется вследствие подсоса раствора полиакриламида через вертикальную эксплуатационную колонну 7, заполненную раствором полиакриламида. Из-за наличия гелеобразного экрана 5 раствор полиакриламида охватывает больший участок и формирует обширный вязкоупругий экран 6 (фиг. 3), что существенно продлевает безводный период добычи продукции.The second viscoelastic screen 6 (Fig. 3) is formed due to suction of the polyacrylamide solution through a
ВИР, проведенные по предлагаемому способу на скважине №16645, показали, что накопленная добыча нефти увеличилась на 25 тыс. м3, накопленная добыча воды снизилась на 480 тыс. м3 (Эти данные получены по достижении обводненности добываемой продукции 98%).VIR conducted by the proposed method at well No. 16645 showed that the cumulative oil production increased by 25 thousand m 3 , the cumulative water production decreased by 480 thousand m 3 (These data were obtained after reaching a water cut of produced products of 98%).
По мере роста обводненности добываемой продукции выше рентабельной величины изоляционные работы повторяют без подъема скважинного оборудования, как представлено на фиг. 3, 4. Состыковочный узел 8 отсоединяют от проходного пакера 9 типа ПРО, ПГМ, ПДН, при этом срабатывает обратный клапан 10 насоса 11 (фиг. 4), что предотвращает попадание скважинной жидкости в основной ствол добывающей горизонтальной скважины.As the water cut of the produced product rises above a cost-effective amount, the insulating work is repeated without raising the downhole equipment, as shown in FIG. 3, 4. The
Проходной пакер 9 (фиг. 4) также изолирует воду, которая может попадать в продукцию при эксплуатации скважин из дополнительного ствола 2. Колонну НКТ со стыковочным узлом приподнимают и через НКТ спускают ГТ 4 (фиг. 4) с гидравлическим отклонителем 12, который позволяет попасть ему во вспомогательный ствол горизонтальной скважины 2 (фиг. 4).The through packer 9 (Fig. 4) also isolates water that may enter the product during well operation from the
Таким образом, изоляционные работы, проведенные на скважине, свидетельствуют о повышении качества и технологичности проведения ВИР в зимний период за счет низкой температуры замерзания растворов водоизолирующих материалов, возможности проведения периодических повторных ВИР без подъема скважинного оборудования, а также снижения негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины и получения большой выработки запасов нефти из продуктивного пласта вследствие увеличения депрессии, создаваемой в основном стволе горизонтальной скважины.Thus, the isolation work carried out at the well indicates an increase in the quality and manufacturability of VIR in winter due to the low freezing temperature of solutions of waterproofing materials, the possibility of periodic repeated VIR without raising the downhole equipment, as well as reducing the negative impact of chemical reagents on reservoir properties bottom-hole zone of the producing well and obtaining large production of oil reserves from the reservoir due to an increase in depress these produced mainly horizontal wellbore.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015140089/03A RU2597220C1 (en) | 2015-09-21 | 2015-09-21 | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015140089/03A RU2597220C1 (en) | 2015-09-21 | 2015-09-21 | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2597220C1 true RU2597220C1 (en) | 2016-09-10 |
Family
ID=56892607
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015140089/03A RU2597220C1 (en) | 2015-09-21 | 2015-09-21 | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2597220C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5197543A (en) * | 1992-03-16 | 1993-03-30 | Oryx Energy Company | Horizontal well treatment method |
| RU2145665C1 (en) * | 1998-04-10 | 2000-02-20 | Грачев Сергей Иванович | Method of formation waters shutoff in oil wells |
| RU2363841C1 (en) * | 2008-03-19 | 2009-08-10 | Иван Владимирович Павлов | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells |
| RU2431032C1 (en) * | 2010-07-06 | 2011-10-10 | Евгений Михайлович Герасимов | Method to preserve head of emergency blowing deep-water oil and gas well and device for its realisation |
| RU2487235C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of wet carbonate formation |
-
2015
- 2015-09-21 RU RU2015140089/03A patent/RU2597220C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5197543A (en) * | 1992-03-16 | 1993-03-30 | Oryx Energy Company | Horizontal well treatment method |
| RU2145665C1 (en) * | 1998-04-10 | 2000-02-20 | Грачев Сергей Иванович | Method of formation waters shutoff in oil wells |
| RU2363841C1 (en) * | 2008-03-19 | 2009-08-10 | Иван Владимирович Павлов | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells |
| RU2431032C1 (en) * | 2010-07-06 | 2011-10-10 | Евгений Михайлович Герасимов | Method to preserve head of emergency blowing deep-water oil and gas well and device for its realisation |
| RU2487235C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of wet carbonate formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| CN106354983B (en) | A kind of determining CO2The method for burying risk of leakage monitoring point | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2597220C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2599155C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2196885C1 (en) | Method of developing oil deposit with carbonate fissured reservoirs |