RU2620670C1 - Method of limitation of produced water inflow to production well - Google Patents
Method of limitation of produced water inflow to production well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620670C1 RU2620670C1 RU2016122120A RU2016122120A RU2620670C1 RU 2620670 C1 RU2620670 C1 RU 2620670C1 RU 2016122120 A RU2016122120 A RU 2016122120A RU 2016122120 A RU2016122120 A RU 2016122120A RU 2620670 C1 RU2620670 C1 RU 2620670C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- density
- diesel fuel
- production
- insulating material
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 9
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical compound CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical class OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001195 polyisoprene Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene 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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for waterproofing work in producing wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера (патент РФ № 2386795, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.04.2010 г.).A known method of developing an oil reservoir with oil-water zones, including perforation of the casing in the oil-saturated zone of the reservoir, installing a packer, installing a downhole pump in the well, pumping oil from the oil-saturated zone, and taking formation fluid from the well to the surface. Perforation of the casing in the oil-saturated zone of the reservoir is carried out with the division of the reservoir into two parts, a packer is installed at a distance of two to five meters above the oil-water contact, then a double-acting deep pump is installed above the reservoir so that the pump suction valve is positioned above the installed packer in the upper part of the reservoir, and during the production of reservoir fluid, part of the selected oil from the upper part of the reservoir is pumped into the productive formation below the packer (RF patent number 2386795, IPC E 21 B 43/16, publ. 20.04.2010).
Недостатком известного способа является то, что часть добываемой нефти перекачивается в водоносную часть пласта. Производительность скважины снижается. Кроме того, образующаяся в пласте нефтяная эмульсия нестойка и легко вытесняется потоком воды к скважине. Эффективность водоизоляционных работ остается невысокой. Все это приводит к повышению обводненности добываемой продукции.The disadvantage of this method is that part of the produced oil is pumped into the aquifer of the reservoir. Well productivity is declining. In addition, the oil emulsion formed in the formation is unstable and is easily displaced by the flow of water to the well. The effectiveness of waterproofing works remains low. All this leads to an increase in water cut of the extracted products.
Наиболее близким по технической сущности является способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину. Способ включает перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону. Перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом. Изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием при депрессии на продуктивную зону (патент РФ № 2451165, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.05.2012 г. – прототип).The closest in technical essence is a way to limit the influx of formation water into the production well. The method includes perforation of the production string against the production zone with subsequent determination of reservoir pressure, creating a waterproof screen in the upper part of the aquifer additionally perforated through the production string by placing insulating material in it, causing inflow of formation fluids and oil production through the pipe string from the well during depression productive zone. Before calling the influx of formation fluids, the perforation intervals of the productive and aquifer zones are separated by installing the packer in the production casing, lowering the additional pipe string until the lower part is sealed in the packer, filling the entire additional pipe string with insulating material. The insulating material is selected with a density that ensures the equivalence of the column pressure of the insulating material and the pressure in the aquifer, and the placement of the insulating material in the aquifer is carried out by pulling in depression on the productive zone (RF patent No. 2451165, IPC ЕВВ 43/16, published on 05/20/2012 . - prototype).
Недостатком известного способа является то, что в нем применяются в качестве изолирующего материала растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые растворяются только при высоких температурах и в растворителях, которые нецелесообразно применять на скважине – циклогексан, бензол, четыреххлористый углерод, трихлорэтан при 70оС, ксилол при 75оС и т.д. Применение раствора алкилированной серной кислоты также является недостатком способа, так как она является тяжелой жидкостью, с плотностью выше плотности пластовой воды и нефти, из-за чего она не может располагаться в зоне водонефтяного контакта, а уходит вниз, в связи с этим не происходят подтягивания в зону водонефтяного контакта (ВНК) и изоляция водопритока неосуществима.The disadvantage of this method is that it uses as an insulating material solutions of polyolefins, for example polyethylene, polypropylene, their copolymers: polyisoprene, polyisobutylene or mixtures thereof, which dissolve only at high temperatures and in solvents that are inappropriate to use in the well - cyclohexane, benzene, carbon tetrachloride, trichloroethane at 70 ° C xylene at 75 ° C, etc. The use of a solution of alkylated sulfuric acid is also a disadvantage of the method, since it is a heavy liquid with a density higher than the density of formation water and oil, because of which it cannot be located in the oil-water contact zone, but goes down, in this connection, pull-ups do not occur in the zone of oil-water contact (VNK) and isolation of water inflow is not feasible.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ограничения водопритока к добывающим скважинам.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of restricting water inflow to production wells.
Задача решается тем, что в способе ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину, включающем перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны, создание высокопроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем подачи в нее водоизолирующего материала, предварительно перед вызовом притока пластовых жидкостей разобщение интервала перфорации продуктивной и водоносной зоны установкой пакера, в эксплуатационной колонне спуск дополнительной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до герметичной фиксации нижней части НКТ в пакере, частичное заполнение дополнительной колонны НКТ изолирующим материалом, согласно изобретению в качестве водоизолирующего материала используют 10-15%-ный раствор парафина в дизельном топливе с плотностью меньше плотности воды в водоносном пласте, после закачивания раствора парафина в дизельном топливе в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость на водной основе, причем при плотности технологической жидкости больше плотности раствора парафина в дизельном топливе, закачивание технологической жидкости проводят через разделительную пробку, высоту столба технологической жидкости определяют по формулеThe problem is solved in that in a method of restricting formation water inflow into a production well, including perforation of a production string against a production zone, creating a highly permeable screen in the upper part of the aquifer additionally perforated through the production string by supplying water-insulating material to it, previously prior to calling the formation fluid influx the interval of perforation of the productive and aquifer by installing the packer, in the production casing run additional columns tubing (tubing) until the lower part of the tubing is sealed in the packer, partially filling the additional tubing string with insulating material, according to the invention, a 10-15% solution of paraffin in diesel fuel with a density lower than the density of water in the aquifer is used as a water-insulating material formation, after injecting a solution of paraffin in diesel fuel into the tubing string, water-based process fluid is pumped, and at a density of the process fluid greater than the density of the paraffin solution in diesel fuel, pumping of the process fluid is carried out through the separation plug, the height of the column of the process fluid is determined by the formula
h1= QUOTE 
где h1 – высота столба технологической жидкости, м;where h 1 - the height of the column of the process fluid, m;
Pпл - давление в водоносной части пласта, Па;Ppl - pressure in the aquifer, Pa;
Н - расстояние от устья скважины до верхней границы интервала перфорации в водоносном пласте, м;N is the distance from the wellhead to the upper boundary of the perforation interval in the aquifer, m;
ρ1 - плотность технологической жидкости, кг/м3;ρ 1 is the density of the process fluid, kg / m 3 ;
ρ2 - плотность раствора парафина в дизельном топливе, кг/м3.ρ 2 - the density of the solution of paraffin in diesel fuel, kg / m 3 .
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На эффективность ограничения водопритока в добывающие скважины оказывают влияние состав и свойства водоизолирующего материала, а также технология его закачки. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно снижать водоприток к добывающим скважинам. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ограничения водопритока к добывающим скважинам. Задача решается следующим образом.The efficiency and limitations of water inflow into production wells are affected by the composition and properties of the water-insulating material, as well as the technology of its injection. Existing technical solutions do not fully allow to effectively reduce water production to production wells. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of restricting water inflow to production wells. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 приведена схема осуществления способа. Обозначения: 1-привод штангового насоса; 2 – двухканальная устьевая арматура; 3 – контейнер-цистерна; 4 – эксплуатационная обсадная колонна 168 мм; 5 – дополнительная колонна НКТ; 6 – пакер; 7 – водоносная зона; 8 – продуктивная зона; 9 – параллельный двухканальный якорь; 10 – насос вставной; 11 – штанги; 12 - короткая колонна НКТ, 13 - вентиль для подачи раствора парафина в дизельном топливе, 14 - вентиль для подачи технологической жидкости.In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method. Designations: 1-drive sucker rod pump; 2 - two-channel wellhead reinforcement; 3 - tank container; 4 - production casing 168 mm; 5 - additional tubing string; 6 - packer; 7 - aquifer; 8 - productive zone; 9 - parallel two-channel anchor; 10 - plug-in pump; 11 - rods; 12 - short tubing string, 13 - valve for supplying a solution of paraffin in diesel fuel, 14 - valve for supplying the process fluid.
Способ реализуют следующим образом. The method is implemented as follows.
Перфорируют эксплуатационную колонну (э/к) против продуктивной зоны 8 (фиг. 1). Дополнительно перфорируют верхнюю часть водоносной зоны 7, определяют пластовое давление в продуктивной и водоносной зонах, для разобщения интервала перфорации между ними устанавливают пакер 6. Спускают короткую колонну НКТ со вставным глубинным насосом 10 и дополнительную колонну НКТ 5 до герметичной фиксации в нижней части пакера. Дополнительную колонну снабжают вентилем 13 для последующей подачи водоизолирующего материала и вентилем 14 для подачи технологической жидкости. Заполняют колонну НКТ водоизолирующим материалом и технологической жидкостью для уравновешивания пластового давления в водоносном пласте (на фиг. 1 не показано). Вызывают приток пластовых флюидов и осуществляют добычу продукции по короткой колонне НКТ из скважины при депрессии на продуктивную зону, созданную работой вставного насоса 10. При депрессии на водонефтяной пласт с подошвенной водой в его водоносной зоне снижается пластовое давление и инициируется движение пластовой воды в интервал перфорации продуктивной зоны вследствие конусообразования за счет непосредственного контакта изолирующего материала, находящегося сверху пластовой воды, так как его удельный вес меньше плотности пластовой воды. За счет непосредственного контакта раствора парафина в дизельном топливе через интервал перфорации водоносной зоны происходит его втягивание в каналы и происходит контактирование с нефтью. При взаимодействии с нефтью осаждается парафин и асфальтеновые вещества, вследствие чего образуется водоизолирующий экран.Perforated production casing (electric) against the productive zone 8 (Fig. 1). Additionally, the upper part of the
В качестве изолирующего материала можно использовать растворы парафина в растворителе парафина или других доступных технологичных и экологически безопасных растворителях, в которых парафин легко и технологично растворяется при температуре 20-25 оС.The insulating material may be a paraffin wax solution in a solvent or other technologically available and environmentally safe solvents in which the wax dissolves easily manufacturable at a temperature of 20-25 ° C.
Реагенты, применяемые в предложении:Reagents used in the proposal:
- парафин по ГОСТ 23683-89;- paraffin according to GOST 23683-89;
- дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005; - diesel fuel in accordance with GOST 305-82 or GOST R 52368-2005;
- пластовая вода плотностью от 1000 до 1180 кг/м3.- produced water with a density of from 1000 to 1180 kg / m 3 .
Сущность способа заключается в перфорировании эксплуатационной колонны против продуктовой зоны и закачке водоизолирующего материала в верхнюю часть водоносной зоны с созданием там водоизолирующего экрана. Предварительно устанавливают пакер для разобщения интервала перфорации продуктивной и водоносной зоны. В эксплуатационную колонну спускают дополнительную колонну НКТ до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, частично заполняют дополнительную колонну НКТ изолирующим материалом. В качестве водоизолирующего материала используют 10-15 %-ный раствор парафина в дизельном топливе, причем плотность раствора парафина должна быть меньше плотности воды в водоносном пласте.The essence of the method is to perforate the production casing against the food zone and pump water-insulating material into the upper part of the aquifer, creating a water-insulating screen there. Pre-install the packer to separate the interval of perforation of the productive and aquifer. An additional tubing string is lowered into the production string until the lower part is sealed in the packer, and the additional tubing string is partially filled with insulating material. As a water-insulating material using a 10-15% solution of paraffin in diesel fuel, and the density of the paraffin solution should be less than the density of water in the aquifer.
После закачивания раствора парафина в дизельном топливе в колонну НКТ закачивается технологическая жидкость на водной основе с такой плотностью и в таком объеме, чтобы вес столба раствора парафина в дизельном топливе и вес технологической жидкости уравновешивал пластовое давление в водоносном пласте. Условие равновесия можно записать следующим уравнением:After injecting a solution of paraffin in diesel fuel into the tubing string, water-based technological fluid is pumped with such a density and in such a volume that the weight of a column of paraffin solution in diesel fuel and the weight of the process fluid balance the reservoir pressure in the aquifer. The equilibrium condition can be written as follows:
πr2h1ρ1+πr2h2ρ2=Pпл∙πr2 или h1ρ1+h2ρ2=Pпл, (1)πr 2 h 1 ρ 1 + πr 2 h 2 ρ 2 = Ppl ∙ πr 2 or h 1 ρ 1 + h 2 ρ 2 = Ppl, (1)
где h1 – высота столба технологической жидкости;where h 1 - the height of the column of the process fluid;
h2 – высота столба раствора парафина в дизельном топливе;h 2 - the height of the column of a solution of paraffin in diesel fuel;
ρ1 - плотность технологической жидкости;ρ 1 is the density of the process fluid;
ρ2 - плотность раствора парафина в дизельном топливе;ρ 2 is the density of the solution of paraffin in diesel fuel;
Pпл - давление в водоносной части пласта. Ppl - pressure in the aquifer of the reservoir.
Выразим h2 через H, тогдаExpress h 2 through H, then
h2=Н-h1, (2)h 2 = H-h 1 , (2)
где Н - расстояние от устья скважины до верхней границы интервала перфорации в водоносном пласте. Тогда уравнение (1) запишется в следующем виде:where H is the distance from the wellhead to the upper boundary of the perforation interval in the aquifer. Then equation (1) can be written as follows:
h1ρ1+(Н-h1)ρ2=Pпл или h1= QUOTE
Водоизолирующие свойства предлагаемого в способе водоизолирующего материала изучались на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт. По результатам модельных испытаний рассчитывают коэффициент изоляции Y, который характеризует степень снижения проницаемости модели, по формуле Y= QUOTE 
где К1 – проницаемость модели до изоляции,where K 1 - the permeability of the model to isolation,
К2 - проницаемость модели после изоляции.To 2 - the permeability of the model after isolation.
Из представленных в табл. 1 результатов видно, что коэффициент изоляции в водонасыщенной модели с применением предложенного способа через 24 ч и 6 мес составил 96-100 % и 90-95 % соответственно, что доказывает его качественную изолирующую способность, а оптимальным для изоляции является 10-15%-ный раствор парафина в дизельном топливе.Of the presented in table. From the results of 1 it can be seen that the isolation coefficient in the water-saturated model using the proposed method after 24 hours and 6 months was 96-100% and 90-95%, respectively, which proves its high-quality insulating ability, and 10-15% is optimal for isolation paraffin solution in diesel fuel.
Водоизолирующий эффект при этом достигается за счет осаждения парафина в зоне водонефтяного контакта (ВНК). При концентрации парафина в дизельном топливе менее 10% коэффициент изоляции уменьшается. При концентрации парафина в дизельном топливе 15 % получается насыщенный раствор, более 15% парафин не растворяется. The water-insulating effect is achieved due to the deposition of paraffin in the zone of oil-water contact (WOC). When the paraffin concentration in diesel fuel is less than 10%, the insulation coefficient decreases. When the concentration of paraffin in diesel fuel is 15%, a saturated solution is obtained, more than 15% paraffin does not dissolve.
Пример практического применения. An example of practical application.
Предлагаемый способ реализован на добывающей скважине с текущим забоем на глубине 1800 м с э/к диаметром 168 мм. Установлено, что в интервале 1750-1755 м находится нефтенасыщенная зона, а в интервале 1759-1765 - водоносная зона. Глубинным манометром определено гидростатическое давление столба жидкости в этих интервалах, равное 20,13 МПа и 20,23 МПа соответственно при плотности скважинной жидкости 1150 кг/м3.The proposed method is implemented on a production well with a current bottom at a depth of 1800 m with electric wire with a diameter of 168 mm. It was established that in the interval 1750-1755 m there is an oil-saturated zone, and in the interval 1759-1765 there is an aquifer. The hydrostatic pressure of the liquid column in these intervals, equal to 20.13 MPa and 20.23 MPa, respectively, with the density of the borehole fluid 1150 kg / m 3, was determined with a depth gauge.
В э/к на глубине 1758 м установлен пакер, спущена колонна лифтовых труб диаметром 73 мм со вставным насосом, прием которого расположен на глубине 1290 м. В э/к спущена дополнительная колонна труб диаметром 30 мм, нижняя часть которой оснащена дополнительными манжетами, герметично зафиксированными в пакере. В дополнительную колонну труб закачивали 3 м3 раствора парафина в дизельном топливе, затем через разделительную пробку закачивали технологическую жидкость плотностью 1180 кг/м3 в количестве 3,9 м3. Объемы жидкостей рассчитаны по вышеприведенным формулам (1, 2, 3). Дополнительная колонна труб связана напорным трубопроводом с емкостью, заполненной технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 (например, пластовой девонской водой). Скважина введена в эксплуатацию с установившимся дебитом нефти 15 т/сут. Через трое суток при депрессии на продуктивную зону 7,32 МПа в емкости в течение 14 ч отмечено снижение уровня технологической жидкости. Количество технологической жидкости уменьшилось на 0,5 м3, а в водоносную зону через перфорированные отверстия втянуто 0,5 м3 раствора парафина в дизельном топливе. Через 70 сут отмечено повторное снижение уровня технологической жидкости в емкости, которое продолжалось в течение 5 ч, при этом установлено, что в водоносную зону через перфорационные отверстия втянуто 0,165 м3 раствора парафина в дизельном топливе. Замер содержания воды в продукции скважины показал отсутствие следов воды в нефти. После этого скважина продолжала работать в режиме безводной добычи нефти до планового подземного ремонта в течение 932 сут. A packer was installed in the electric cable at a depth of 1758 m, a column of elevator pipes with a diameter of 73 mm was lowered with a plug-in pump, the intake of which is located at a depth of 1290 m. fixed in the packer. A 3 m 3 solution of paraffin in diesel fuel was pumped into an additional pipe string, then a process fluid with a density of 1180 kg / m 3 in the amount of 3.9 m 3 was pumped through a separation plug. The volumes of liquids are calculated according to the above formulas (1, 2, 3). An additional pipe string is connected by a pressure pipeline to a tank filled with process fluid with a density of 1180 kg / m 3 (for example, reservoir Devonian water). The well was put into operation with a steady oil flow rate of 15 tons / day. Three days later, with depression on the productive zone of 7.32 MPa in the tank for 14 hours, a decrease in the level of the process fluid was noted. The amount of process fluid decreased by 0.5 m 3 , and 0.5 m 3 of paraffin solution in diesel fuel was drawn into the aquifer through perforated holes. After 70 days, there was a repeated decrease in the level of the process fluid in the tank, which lasted for 5 hours, while it was found that 0.165 m 3 of paraffin solution in diesel fuel was drawn into the aquifer through perforations. Measurement of water content in the production of the well showed the absence of traces of water in the oil. After that, the well continued to operate in anhydrous oil production mode until a planned underground repair for 932 days.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности ограничения водопритока к добывающим скважинам.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the efficiency of limiting water inflow to production wells.
Claims (7)
Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину, включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны, создание высокопроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем подачи в нее водоизолирующего материала, предварительно перед вызовом притока пластовых жидкостей разобщение интервала перфорации продуктивной и водоносной зоны установкой пакера, в эксплуатационной колонне спуск дополнительной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до герметичной фиксации нижней части НКТ в пакере, частичное заполнение дополнительной колонны НКТ изолирующим материалом, отличающийся тем, что в качестве водоизолирующего материала используют 10-15 %-ный раствор парафина в дизельном топливе с плотностью меньше плотности воды в водоносном пласте, после закачивания раствора парафина в дизельном топливе в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость на водной основе, причем при плотности технологической жидкости больше плотности раствора парафина в дизельном топливе закачивание технологической жидкости проводят через разделительную пробку, высоту столба технологической жидкости определяют по формуле
A method of restricting formation water inflow into a production well, including perforation of the production string against the productive zone, creating a highly permeable screen in the upper part of the aquifer additionally perforated through the production string by supplying water-insulating material thereto, prior to calling the formation fluid inflow, separation of the perforation interval of the productive and aquifer installing the packer, in the production casing, launching an additional tubing string ub (tubing) until the lower part of the tubing is sealed in the packer, partially filling the additional tubing string with insulating material, characterized in that a 10-15% solution of paraffin in diesel fuel with a density lower than the density of water in an aquifer is used as a water-insulating material, after injecting a solution of paraffin in diesel fuel, a water-based technological fluid is pumped into the tubing string; moreover, when the density of the process fluid is greater than the density of the solution of paraffin in diesel fuel, of the process fluid is conducted through the separating tube, the height of the process fluid column is determined by the formula
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016122120A RU2620670C1 (en) | 2016-06-04 | 2016-06-04 | Method of limitation of produced water inflow to production well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016122120A RU2620670C1 (en) | 2016-06-04 | 2016-06-04 | Method of limitation of produced water inflow to production well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2620670C1 true RU2620670C1 (en) | 2017-05-29 |
Family
ID=59031947
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016122120A RU2620670C1 (en) | 2016-06-04 | 2016-06-04 | Method of limitation of produced water inflow to production well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2620670C1 (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 |
| RU2177539C2 (en) * | 1999-10-08 | 2001-12-27 | Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн Лтд. | Composition for isolation of lost circulation zones and shutoff of formation water inflows to well and method of composition preparation |
| 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 |
| 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
- 2016-06-04 RU RU2016122120A patent/RU2620670C1/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 |
| RU2177539C2 (en) * | 1999-10-08 | 2001-12-27 | Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн Лтд. | Composition for isolation of lost circulation zones and shutoff of formation water inflows to well and method of composition preparation |
| 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 |
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
| CN105822252A (en) | Well cementation pipe column combination and well cementation method | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2515675C1 (en) | Isolation method of water influx to oil producer | |
| RU2456431C1 (en) | Water influx isolation method | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2620670C1 (en) | Method of limitation of produced water inflow to production well | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| RU2011135865A (en) | METHOD FOR INSULATING FLOOR WATER FLOW IN DEPTH AND HORIZONTAL WELLS | |
| WO2016065478A1 (en) | Dynamic loading and thermal fracturing of hydrocarbon formations | |
| RU2418157C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
| RU2012141519A (en) | METHOD FOR ORGANIZING VERTICAL-LATERAL FLOODING | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
| RU2566345C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing with water influx isolation in production wells | |
| RU2613689C1 (en) | Method of productive formation hydraulic fracturing with clay layer and gas-bearing horizon | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2444611C1 (en) | Isolation method of productive formation from bottom water inflow |