RU2158351C1 - Method of shutoff of water inflow into well - Google Patents
Method of shutoff of water inflow into well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2158351C1 RU2158351C1 RU99104869/03A RU99104869A RU2158351C1 RU 2158351 C1 RU2158351 C1 RU 2158351C1 RU 99104869/03 A RU99104869/03 A RU 99104869/03A RU 99104869 A RU99104869 A RU 99104869A RU 2158351 C1 RU2158351 C1 RU 2158351C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- formation
- shutoff
- ldcs
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims abstract description 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 101100421503 Arabidopsis thaliana SIGA gene Proteins 0.000 claims description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 3
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 4
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к изоляционным работам при капитальном ремонте скважин. The invention relates to insulation work during the overhaul of wells.
Известен способ изоляции от проникновения посторонних вод в скважину, заключающийся в следующем. После выявления места притока воды изоляционные работы проводят посредством заливки цементного раствора на водной основе через отверстия фильтра с последующим разбуриванием цементного стакана или с промывкой излишка цементного раствора /1/. A known method of isolation from the penetration of foreign water into the well, which consists in the following. After identifying the place of water inflow, the insulating work is carried out by pouring a water-based cement mortar through the holes of the filter, followed by drilling a cement cup or washing out excess cement mortar / 1 /.
Способ имеет существенный недостаток, заключающийся в том, что при использовании водоцементного раствора вероятность загрязнения призабойной зоны пласта велика, что приводит к уменьшению дебита скважины. The method has a significant drawback, namely, that when using a water-cement mortar, the likelihood of contamination of the bottom-hole formation zone is high, which leads to a decrease in well production.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину, взятый за прототип, включающий закачку в пласт нефтецементного раствора НЦР. В растворах этого типа цемент затворен на углеводородной жидкости. Эти растворы обладают свойством селективной изоляции. НЦР не схватываются до тех пор, пока не вступят в контакт с водой, сохраняя при этом свою подвижность, что обеспечивает более высокую проникающую способность по сравнению с водными тампонажными растворами и исключается их недостаток - загрязнение призабойной зоны пласта /2/. A known method of isolating the influx of formation water into the well, taken as a prototype, including the injection into the reservoir of oil-cement mortar NCR. In solutions of this type, cement is closed on a hydrocarbon fluid. These solutions have the property of selective isolation. NCRs do not set until they come into contact with water, while maintaining their mobility, which provides higher penetrating ability compared to aqueous grouting solutions and eliminates their drawback - contamination of the bottomhole formation zone / 2 /.
Недостаток прототипа заключается в том, что НЦР в условиях горного давления /40 - 50 МПа/ вследствие контракции является усадочным. Это приводит к тому, что ожидаемый эффект изоляции от проникновения посторонних вод в скважину снижается. The disadvantage of the prototype is that the NCR under conditions of rock pressure / 40 - 50 MPa / due to contraction is shrinkage. This leads to the fact that the expected effect of isolation from the penetration of foreign water into the well is reduced.
Задача заключается в повышении эффективности способа путем улучшения качества изоляции. The task is to increase the efficiency of the method by improving the quality of insulation.
Поставленная задача достигается тем, что в способе, включающем закачку в пласт углеводородной жидкости с минеральным веществом, взаимодействующим с водой, в качестве минерального вещества используют невзрывчатое разрушающее средство НРС. This object is achieved by the fact that in the method, which includes injecting a hydrocarbon liquid into the formation with a mineral substance interacting with water, a non-explosive destructive means of LDCs are used as a mineral substance.
При этом в качестве НРС используют смесь известковую для горных и буровых работ СИГБ. /3/. At the same time, as a LDC, a calcareous mixture is used for mining and drilling operations of SIGB. / 3 /.
НРС применяют главным образом при разрушении прочных хрупких материалов, таких как различные скальные породы, бетон, каменные кладки и другие подобные объекты. LDCs are used mainly in the destruction of durable brittle materials, such as various rocks, concrete, masonry and other similar objects.
НРС чаще всего представляют собой порошкообразные негорючие и невзрывоопасные материалы, дающие с водой щелочную реакцию /pH 12/. LDCs are most often powdered non-combustible and non-explosive materials that give an alkaline reaction with water / pH 12 /.
При смешивании порошка НРС с водой образуется рабочая смесь, которая, будучи залитая в шпур, сделанный в объекте, подлежащем разрушению, с течением времени схватывается, твердеет, одновременно увеличиваясь в объеме. When LDC powder is mixed with water, a working mixture is formed, which, when poured into a hole made in an object to be destroyed, sets over time and hardens, while simultaneously increasing in volume.
Увеличение объема - следствие гидратации компонентов, входящих в состав НРС, приводит к развитию в шпуре гидратационного давления /более 50 МПа/. Под действием гидратационного давления в теле объекта развиваются напряжения, приводящие к его разрушению. The increase in volume is a consequence of hydration of the components that make up the LDCs, leading to the development of hydration pressure in the hole (more than 50 MPa). Under the influence of hydration pressure, stresses develop in the body of the object, leading to its destruction.
НРС представляет собой размолотый продукт обжига мергелистых пород при температуре 1450 - 1500oC. При помоле в него вводят пластифицирующие и замедляющие гидратацию добавки - сульфит-спиртовую барду - и продукт конденсации афталинсульфокислот с формальдегидом в количестве 0,2 - 2,0 и 0,5 - 2,0% на сухое вещество от массы обожженного продукта соответственно /3/.LDC is a crushed product of firing marl rocks at a temperature of 1450 - 1500 o C. When grinding, plasticizing and hydration inhibiting additives — sulfite-alcohol stillage — and a product of condensation of aphthalenesulfonic acids with formaldehyde in the amount of 0.2 - 2.0 and 0 are introduced into it. 5 - 2.0% on dry matter by weight of the calcined product, respectively / 3 /.
В предлагаемом способе НРС закачивают в углеводородной жидкости /например, нефти, дизельном топливе и т.п./ для того, чтобы при движении по стволу скважины не происходило набухание реагента. РНС при попадании в пласт взаимодействует с водой, образуя плотный камень, блокируя тем самым пути проникновения в скважину посторонней и пропластковой воды. При затвердевании НРС увеличивается в объеме, что служит дополнительным фактором герметизации от поступления воды к скважину. In the proposed method, the LDCs are pumped in a hydrocarbon liquid (for example, oil, diesel fuel, etc.) so that reagent does not swell when moving along the wellbore. RNS when it enters the formation interacts with water, forming a dense stone, thereby blocking the path of penetration of foreign and interstratal water into the well. Upon solidification, the LDC increases in volume, which serves as an additional sealing factor from the flow of water to the well.
Заявляемый способ изоляции притока воды в скважину осуществляют следующим образом. The inventive method of isolating the influx of water into the well is as follows.
В скважину до подошвы продуктивного пласта спускают колонну насосно-компрессорных труб НКТ. В НКТ закачивают 600 - 800 л углеводородной буферной жидкости /дизельного топлива/ для исключения контакта воды с НРС. Далее в НКТ закачивают порцию НРС в углеводородной жидкости в соотношении 0,3 - 1,0 и продавливают ее в интервале залегания продуктивного пласта, а затем непосредственно в пласт при закрытом затрубном пространстве. Соотношение НРС к углеводородной жидкости выбирают в зависимости от вязкости углеводородной жидкости. Суспензия начинает проникать в пласт. При попадании в каналы, по которым вода проникает в скважину, НРС вступает с ней в реакцию и по истечении определенного времени образует плотный камень, блокируя пути, по которым в пласт поступает посторонняя и пропластковая вода. A string of tubing tubing is lowered into the well to the bottom of the reservoir. 600 - 800 l of hydrocarbon buffer liquid / diesel fuel / is pumped into the tubing to prevent contact of water with the LDCs. Then, a portion of LDCs is pumped into the tubing in a hydrocarbon fluid in the ratio of 0.3 - 1.0 and pressed through in the interval of occurrence of the reservoir, and then directly into the reservoir with the annulus closed. The ratio of LDC to hydrocarbon fluid is selected depending on the viscosity of the hydrocarbon fluid. The suspension begins to penetrate into the reservoir. When it enters the channels through which water enters the well, the LDC reacts with it and after a certain time forms a dense stone, blocking the paths through which foreign and interstitial water enters the formation.
Для образования зоны, свободной от НРС, объем продавочной жидкости должен быть больше объема суспензии. For the formation of a zone free of LDCs, the volume of the displacement fluid must be greater than the volume of the suspension.
По окончании продавки суспензии в пласт скважину оставляют на некоторое время /0,5 - 1,0 часа/ в покое для реагирования НРС в водой, после чего скважину пускают в эксплуатацию. After the suspension is pushed into the formation, the well is left for some time / 0.5 - 1.0 hours / alone for the LDCs to react in water, after which the well is put into operation.
Пример. В скважине, пробуренной на одном из месторождений Западной Сибири, продуктивный пласт залегает на глубине 2000 м. Скважина эксплуатируется фонтанным способом с дебитом 50 м3/сут и обводненностью 90%. Для производства изоляционных работ в скважину спускают колонну НКТ до подошвы продуктивного пласта. В качестве НРС используют порошок СИГБ и смешивают его с дизельным топливом в соотношении 0,5: 0,5. При открытом затрубном пространстве закачивают в колонну НКТ 600 - 800 л буферной жидкости, затем 1000 л суспензии и продавливают ее водой в интервал залегания продуктивного пласта. Перед продавкой водой закачивают 500 л буферной жидкости /дизельного топлива/. Затем закрывают затрубное пространство и продавливают суспензию в пласт. После продавки в пласт суспензии скважину оставляют в покое на 0,5 - 1 час для реагирования СИГБ с посторонней и пропластковой водой. После этого скважину промывают и пускают в работу с дебитом 30 м3/сут чистой нефти.Example. In a well drilled in one of the fields in Western Siberia, the productive formation lies at a depth of 2000 m. The well is operated in a fountain way with a flow rate of 50 m 3 / day and a water cut of 90%. For insulation work, a tubing string is lowered into the well to the bottom of the reservoir. The SIGB powder is used as LDC and mixed with diesel fuel in a ratio of 0.5: 0.5. With an open annulus, 600 - 800 L of buffer fluid is pumped into the tubing string, then 1000 L of suspension and squeezed with water into the interval of occurrence of the reservoir. Before selling water, 500 l of buffer liquid / diesel fuel / are pumped. Then close the annulus and push the suspension into the reservoir. After the suspension is poured into the formation, the well is left at rest for 0.5 - 1 hour for the reaction of SIGB with extraneous and interbedded water. After that, the well is washed and put into operation with a flow rate of 30 m 3 / day of pure oil.
Таким образом, предлагаемый способ повышает качество водоизоляционных работ, что в свою очередь позволит снизить поступление пластовых вод в скважины и повысить эффективность эксплуатации добывающих скважин. Thus, the proposed method improves the quality of water insulation works, which in turn will reduce the flow of formation water into the wells and increase the efficiency of production wells.
Источники информации:
1. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Янин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1975, с. 267 - 270.Sources of information:
1. Amirov A.D., Ovnatanov S.T., Yanin A.S. Overhaul of oil and gas wells. M., Nedra, 1975, p. 267 - 270.
2. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М., Недра, 1988, с. 59 - 61. ПРОТОТИП. 2. Serenko I.A., Sidorov N.A., Koshelev A.T. Re-cementing during the construction and operation of wells. M., Nedra, 1988, p. 59 - 61. PROTOTYPE.
3. ТУ 5744-001-00282369-93. Смесь известковая для горных и буровых работ. 3. TU 5744-001-00282369-93. Mixture of lime for mining and drilling.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99104869/03A RU2158351C1 (en) | 1999-03-10 | 1999-03-10 | Method of shutoff of water inflow into well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99104869/03A RU2158351C1 (en) | 1999-03-10 | 1999-03-10 | Method of shutoff of water inflow into well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2158351C1 true RU2158351C1 (en) | 2000-10-27 |
Family
ID=20216978
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99104869/03A RU2158351C1 (en) | 1999-03-10 | 1999-03-10 | Method of shutoff of water inflow into well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2158351C1 (en) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4205994A (en) * | 1977-09-19 | 1980-06-03 | Raychem Corporation | Expansive cement and agent therefor |
| SU1698424A1 (en) * | 1989-08-07 | 1991-12-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Креплению Скважин И Буровым Раствором | Method for preparing oil-cement slurry |
| RU2082872C1 (en) * | 1994-03-05 | 1997-06-27 | Акционерное общество открытого типа Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Grouting mortar |
-
1999
- 1999-03-10 RU RU99104869/03A patent/RU2158351C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4205994A (en) * | 1977-09-19 | 1980-06-03 | Raychem Corporation | Expansive cement and agent therefor |
| SU1698424A1 (en) * | 1989-08-07 | 1991-12-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Креплению Скважин И Буровым Раствором | Method for preparing oil-cement slurry |
| RU2082872C1 (en) * | 1994-03-05 | 1997-06-27 | Акционерное общество открытого типа Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Grouting mortar |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| СЕРЕНКО И.А. и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988, с.56-61. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| CN104927830A (en) | Waterproof lock fracturing fluid and preparation method thereof | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2158351C1 (en) | Method of shutoff of water inflow into well | |
| RU2172825C1 (en) | Method for restricting bottom water and annulus blowouts in production wells | |
| RU2746918C2 (en) | Method for elimination of underground reservoirs of formation hydrocarbon raw material with reservoirs constructed in rock salt and other rocks, including permafrost, as well as in natural forming karstic cavities | |
| RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
| WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
| RU2224875C2 (en) | Method of limiting water influx into extracting wells | |
| RU2211303C2 (en) | Method of shutoff of water inflow to well | |
| RU2208129C2 (en) | Method of well cementing | |
| US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2159328C1 (en) | Technique for isolation of highly penetrable intervals of seam in well | |
| SU1710698A1 (en) | Method of water isolation in carbonate and carbonized formations | |
| RU2392418C1 (en) | Method for insulation of water productions and thief zones in well | |
| RU2109935C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed | |
| AU2017386385A1 (en) | Environmentally improved fracturing of a formation | |
| RU2183260C2 (en) | Process of development of oil field at late stage of its operation | |
| RU2123576C1 (en) | Method for cementation of wells | |
| US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| Baykova et al. | Experience in the application of water shut-off and remedial cementing technologies in fractured carbonate reservoirs | |
| US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| Downs et al. | Injection Profile Corrections-A Review of Workover Techniques, Willard Unit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050311 |