RU2456439C1 - Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells - Google Patents
Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456439C1 RU2456439C1 RU2011100355/03A RU2011100355A RU2456439C1 RU 2456439 C1 RU2456439 C1 RU 2456439C1 RU 2011100355/03 A RU2011100355/03 A RU 2011100355/03A RU 2011100355 A RU2011100355 A RU 2011100355A RU 2456439 C1 RU2456439 C1 RU 2456439C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- composition
- gel
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.The invention relates to the oil industry and may find application to limit water inflow into production wells or to align the injectivity profile of injection wells.
Известен «Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов», предусматривающий применение оторочек силиката щелочного металла и водорастворимого полимера (пат. RU 2146002, опубл. 27.02.2000). В способе производят отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, периодически одну нагнетательную скважину останавливают и выдерживают для восстановления давления в призабойной зоне до пластового, водные растворы полимера и силиката щелочного металла перед закачкой смешивают с водой минерализации 15-180 г/л, смесь закачивают оторочками, переход от одной оторочки к другой осуществляют с увеличением давления закачки на 0,5 МПа и более, одновременно снижая концентрации полимера (полиакриламид или эфир целлюлозы) и силиката щелочного металла.The well-known "Method of regulating the waterflooding front of oil reservoirs", involving the use of rims of alkali metal silicate and a water-soluble polymer (US Pat. RU 2146002, publ. 27.02.2000). In the method, oil is extracted through production wells, the working agent is injected through injection wells, one injection well is periodically stopped and maintained to restore pressure in the bottom-hole zone to the formation, aqueous solutions of polymer and alkali metal silicate are mixed with mineralization water of 15-180 g / l, the mixture is injected with rims, the transition from one rim to another is carried out with an increase in injection pressure by 0.5 MPa or more, while simultaneously reducing the polymer concentration (polyacrylam id or cellulose ether) and alkali metal silicate.
Недостатками данного способа является сложность регулирования времени образования геля и сложность качественного приготовления полимерных растворов в прискважинных условиях.The disadvantages of this method are the difficulty of regulating the time of gel formation and the complexity of high-quality preparation of polymer solutions in borehole conditions.
Известен «Способ разработки нефтяной залежи», согласно которому профиль приемистости нагнетательных скважин предлагается выравнивать путем закачки в пласт водного раствора силиката натрия совместно с цеолитсодержащей породой, предварительно обработанной кислотой (патент RU №2157451, опубл. 10.10.2000). Закачку растворов целитсодержащей породы осуществляют раздельно или последовательно, по окончании закачки проводят выдержку.The well-known "Method for the development of oil deposits", according to which the injectivity profile of injection wells is proposed to level by injecting into the reservoir an aqueous solution of sodium silicate together with a zeolite-containing rock pre-treated with acid (patent RU No. 2157451, publ. 10.10.2000). The solutions of celite-containing rock are injected separately or sequentially; at the end of the injection, aging is carried out.
Недостатками данного состава являются применение оторочки, содержащей взвешенные твердые частицы, которые имеют низкую проникающую способность в породы пласта, отсутствие компонентов, регулирующих время гелеобразования, а также низкая эффективность состава в условиях низкой минерализации пластовых вод.The disadvantages of this composition are the use of rims containing suspended solids that have low penetration in the formation rock, the absence of components that control the gelation time, as well as the low efficiency of the composition in conditions of low salinity of the formation water.
Известен «Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пластов - ГРП» (пат. RU №2398102, опубл. 27.08.2010), включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, при этом используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его с кварцевым песком, осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем закачку водного раствора полиакриламида с вязкостью на 10% большей вязкости пластовой воды, в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.The well-known "Method of enhancing oil recovery of fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing" (US Pat. RU No. 2398102, publ. 08/27/2010), including the injection of an aqueous solution of polyacrylamide with a crosslinker - chromium compound, using an additive of bentonite clay powder and quartz sand, using modified bentonite clay powder and in the form of a mixture of it with quartz sand, first carry out the injection of an aqueous solution containing 0.01-0.30 wt.% partially hydrolyzed polyacrylamide and 0.1-0.6 wt.% crosslinker - chromium-containing compounds, selling water, then injecting an aqueous solution of polyacrylamide with a viscosity of 10% higher viscosity of formation water, in which 3-10 wt.% a mixture of modified bentonite clay powder and quartz is suspended sand with an initial ratio of 10: 1 with a subsequent increase in the concentration of sand to a ratio of 1: 2.
Недостатками данного способа являются низкая регулируемость времени сшивки состава, сложность приготовления качественных составов в прискважинных условиях, невозможность высокоэффективного разрушения сшитых молекул полиакриламида в пластовых условиях.The disadvantages of this method are the low controllability of the crosslinking time of the composition, the difficulty of preparing high-quality compositions in near-well conditions, the impossibility of highly efficient destruction of the crosslinked polyacrylamide molecules in reservoir conditions.
Известен «Способ ограничения водопритоков в скважину», предполагающий закачку в пласт состава, содержащего соляную кислоту (1-3%) и силикат натрия (1-15%) с низким значением рН (1,5-2) в качестве первой оторочки, с последующей закачкой отдельно концентрированного раствора силиката натрия для повышения рН среды до 5-8 (пат. RU №2160832, опубл. 20.12.2000).The well-known "Method of limiting water inflows into the well", involving the injection into the formation of a composition containing hydrochloric acid (1-3%) and sodium silicate (1-15%) with a low pH value (1.5-2) as the first rim, the subsequent injection of a separately concentrated solution of sodium silicate to increase the pH of the medium to 5-8 (US Pat. RU No. 2160832, publ. 20.12.2000).
Недостатком данного способа является неконтролируемое гелеобразование состава за счет смешивания его с пластовыми водами, а не образование геля кремниевой кислоты, о чем свидетельствует повышение рН раствора.The disadvantage of this method is the uncontrolled gelation of the composition by mixing it with formation water, and not the formation of a gel of silicic acid, as evidenced by an increase in the pH of the solution.
Известен «Способ ограничения притока вод в добывающую скважину», в котором в качестве тампонирующего используется состав, содержащий раствор силиката натрия, также используется жидкость, представляющая раствор солей кальция и поверхностно-активных веществ (пат. RU №2392419, опубл. 20.06.2010). Способ предполагает раздельную закачку раствора силиката натрия в подпакерную высокообводненную часть пласта, а раствор солей кальция и ПАВ - в продуктивную часть пласта, лежащую над пакером. Раствор солей кальция способствует непроникновению раствора силиката натрия в малообводненную часть пласта или пропластки за счет образования непроницаемого экрана при контакте солей кальция с силикатом натрия.The well-known "Method of limiting the influx of water into a production well", in which a composition containing a solution of sodium silicate is used as a tampon, also a liquid representing a solution of calcium salts and surfactants is used (US Pat. RU No. 2392419, publ. 06/20/2010) . The method involves the separate injection of a solution of sodium silicate into the sub-packer high-flooded part of the formation, and a solution of calcium salts and surfactants into the productive part of the formation lying above the packer. A solution of calcium salts contributes to the non-penetration of a solution of sodium silicate in a low-water part of the formation or layer due to the formation of an impermeable screen upon contact of calcium salts with sodium silicate.
Недостатками способа являются отсутствие отвердителя в тампонирующем составе, что снижает эффективность применения технологии в пластах с низкой минерализацией пластовых вод, высокий риск смешения составов в призабойной зоне продуктивной части пласта за счет заколонных перетоков и неконтролируемого продвижения оторочки солей кальция и ПАВ, отсутствие регулирования времени гелеобразования тампонажного состава в пластовых условиях.The disadvantages of the method are the absence of a hardener in the plugging composition, which reduces the effectiveness of the technology in formations with low salinity of formation water, a high risk of mixing the compositions in the bottom-hole zone of the productive part of the formation due to casing flows and uncontrolled advancement of the rim of calcium salts and surfactants, the lack of regulation of the gelation time of grouting composition in reservoir conditions.
Известен «Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах» (пат. RU №2382185, опубл. 20.02.2010), принятый за прототип.Способ предполагает закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида, ацетата хрома, оксида магния и гуара, при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме НКТ плюс 0,5-1 м3, далее производят технологическую паузу на время гелеобразования продолжительностью 2-3 суток.The well-known "Method of alignment of the injectivity profile of the injection and limitation of water inflow in producing wells" (US Pat. RU No. 2382185, publ. 02/20/2010), adopted as a prototype. The method involves the injection into the formation of a gel-forming composition - dispersion in water of polyacrylamide, chromium acetate, magnesium oxide and guar, wherein said composition is forced into the reservoir volume providing complete dispersion of the displacement of water in the wellbore volume plus
Недостатками данного способа являются относительно высокая вязкость образующегося состава до сшивки, низкая фильтруемость состава в породе пласта и образование непроницаемой корки в призабойной зоне скважин, сложность приготовления качественного однородного состава в прискважинных условиях, сложность последующего разрушения состава в пласте при необходимости, сложность регулирования времени сшивки состава.The disadvantages of this method are the relatively high viscosity of the resulting composition before cross-linking, low filterability of the composition in the formation rock and the formation of an impermeable crust in the near-wellbore zone of the wells, the difficulty of preparing a high-quality homogeneous composition in downhole conditions, the complexity of the subsequent destruction of the composition in the formation, if necessary, the difficulty of adjusting the time of cross-linking of the composition .
Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах либо за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем частичного или полного блокирования высокопромытых каналов (или пропластков) для движения нагнетаемой воды.The technical result is to increase the efficiency of oil displacement from the reservoir by shutting off high-flooded reservoirs in production wells or by aligning the injectivity profile of injection wells by partially or completely blocking highly washed channels (or interlayers) for the movement of injected water.
Технический результат достигается тем, что в способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего воду и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу для полного гелеобразования, в указанный состав добавляют силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result is achieved by the fact that in the method of leveling the injectivity profile of injection wells and limiting water inflow into production wells, including injecting a gel-forming composition containing water and chromium acetate into the formation, forcing said composition into the formation, a technological pause for complete gelation, silicate is added to the specified composition sodium in the following ratio of components, wt.%:
при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 24-36 часов.in this case, before the finished composition is pumped into the wells, a rim of fresh water is pumped, the induction period of the gel-forming composition at the formation temperature is set to 6-10 hours, and a technological pause of 24-36 hours is chosen.
При использовании силиката натрия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 1% мас. образования геля добиться не удается. Использование концентрации, превышающей 10%, приводит к образованию чрезвычайно прочных гелей, и одновременно требует значительного увеличения концетрации ацетата хрома, что приводит к значительному удорожанию состава для ограничения водопритока. Получено экспериментально.When using sodium silicate (gelling agent) in a concentration of less than 1% wt. gel formation fails. The use of a concentration in excess of 10% leads to the formation of extremely strong gels, and at the same time requires a significant increase in the concentration of chromium acetate, which leads to a significant increase in the cost of the composition to limit water inflow. Received experimentally.
При концентрациях ацетата хрома (отвердитель) менее 0,5% мас. не удается добиться образования геля. При концентрациях выше 2% образование геля происходит чрезвычайно быстро, что не позволяет удовлетворительно закачать его в пласт. Получено экспериментально.At concentrations of chromium acetate (hardener) less than 0.5% wt. unable to achieve gel formation. At concentrations above 2%, gel formation occurs extremely quickly, which does not allow satisfactory injection into the reservoir. Received experimentally.
В рассчитанный объем пресной воды при непрерывном перемешивании добавляют ацетат хрома (в виде 50-55% раствора), добиваясь получения равномерного раствора ацетата хрома в пресной воде требуемой концентрации из интервала от 0,5 до 2,0% мас. Затем при непрерывном перемешивании небольшими порциями вводят раствор силиката натрия и перемешивание продолжают в течение 3-5 минут. В промысловых условиях приготовление может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата. Не рекомендуется приготовление сначала раствора силиката натрия, а затем разбавление в нем концентрированного раствора ацетата хрома, так при добавлении концентрированного раствора ацетата хрома (50-55%) происходит мгновенное образование комков геля за счет локального контакта силиката натрия с раствором ацетата хрома, значительно превышающим требуемую концентрацию в приготовляемом составе. При этом гелеобразующий состав теряет однородность консистенции за счет образования высоковязких сгустков геля, препятствующих прокачке состава в пласт, а эффективная концентрация ацетата хрома в составе снижается, что способствует удлинению индукционного периода и снижению прочности образуемого геля.Chromium acetate (in the form of a 50-55% solution) is added to the calculated volume of fresh water with continuous stirring, achieving a uniform solution of chromium acetate in fresh water of the required concentration from the range from 0.5 to 2.0% wt. Then, with continuous stirring, a solution of sodium silicate is introduced in small portions and stirring is continued for 3-5 minutes. In field conditions, the preparation can be carried out in a special container with a circular circulation of liquid or directly in the tank of the cementing apparatus. It is not recommended that you first prepare a solution of sodium silicate, and then dilute it with a concentrated solution of chromium acetate, so when a concentrated solution of chromium acetate (50-55%) is added, gel lumps instantly form due to local contact of sodium silicate with a solution of chromium acetate, significantly exceeding the required concentration in the prepared composition. In this case, the gel-forming composition loses consistency due to the formation of highly viscous gel clots that impede pumping of the composition into the formation, and the effective concentration of chromium acetate in the composition decreases, which helps to lengthen the induction period and reduce the strength of the gel formed.
Закачивание оторочки пресной воды перед закачкой указанного состава предотвращает преждевременное образование осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами.The injection of fresh water rim before the injection of the specified composition prevents premature precipitation due to the reaction of sodium silicate with mineralized formation water.
Индукционный период конкретного гелеобразующего состава устанавливают с учетом пластовой температуры равным 6-10 часов. Индукционный период гелеобразующего состава должен быть достаточно высоким для приготовления состава, его прохождения по стволу скважины, прокачки его в пласт на заданное расстояние от забоя скважины, но вместе с тем он не должен иметь значения, значительно превышающие 10 часов, так как это приведет к необходимости чрезмерного увеличения технологической паузы.The induction period of a particular gelling composition is set, taking into account the reservoir temperature, equal to 6-10 hours. The induction period of the gelling composition must be high enough to prepare the composition, its passage along the wellbore, pumping it into the formation at a predetermined distance from the bottom of the well, but at the same time it should not have values significantly exceeding 10 hours, as this will lead to the need excessive increase in technological pause.
Закачиваемый в пласт гелеобразующий состав поступает в первую очередь в высокопроницаемые части пласта, где скорость фильтрации выше. В течение индукционного периода вязкость состава имеет низкие значения (1,2-10 мПа·с), что способствует легкому закачиванию его в пласт.The gel-forming composition injected into the formation enters primarily in highly permeable parts of the formation, where the filtration rate is higher. During the induction period, the viscosity of the composition has low values (1.2-10 MPa · s), which contributes to its easy pumping into the reservoir.
На фиг.1 представлен график зависимости индукционного периода для гелеобразующих составов, содержащих 4,2% мас. силиката натрия. На фиг.1, 2 кривые 1-3 представляют зависимости индукционного периода составов, содержащих 4,2% мас. силиката натрия, от пластовой температуры, где кривая 1 - состав, содержащий ацетат хрома - 0,83% мас., кривая 2 - 1,1% мас., кривая 3 - 1,38% мас., кривая 4 - график изменения пластической прочности гелеобразующего состава в зависимости от пластовой температуры пласта. Для каждой отдельно взятой пластовой температуры следует подобрать концентрацию силиката натрия и ацетата хрома таким образом, чтобы индукционный период полученного состава составлял 6-10 часов при достаточной пластической прочности. Используя аналогичные графики для других концентраций силиката натрия, можно подобрать требуемую для решения конкретных промысловых задач прочность геля. На фиг.2 представлены зависимости прочности от индукционного периода выбранного в примере 1 состава в зависимости от пластовой температуры.Figure 1 presents a graph of the dependence of the induction period for gel-forming compositions containing 4.2% wt. sodium silicate. In Fig.1, 2 curves 1-3 represent the dependence of the induction period of compositions containing 4.2% wt. sodium silicate, from reservoir temperature, where curve 1 is the composition containing chromium acetate - 0.83% wt., curve 2 - 1.1% wt., curve 3 - 1.38% wt., curve 4 - graph of changes in plastic the strength of the gelling composition depending on the reservoir temperature of the formation. For each individual reservoir temperature, the concentration of sodium silicate and chromium acetate should be selected so that the induction period of the resulting composition is 6-10 hours with sufficient plastic strength. Using similar graphs for other concentrations of sodium silicate, it is possible to select the gel strength required to solve specific field problems. Figure 2 presents the dependence of strength on the induction period of the composition selected in example 1, depending on the reservoir temperature.
После продавливания гелеобразующего состава в пласт скважина останавливают на технологическую паузу продолжительностью 24-36 часов. Технологическая пауза характеризуется ростом вязкости гелеобразующего состава и увеличением его пластической прочности. Во время технологической паузы завершается процесс гелеобразования и образующийся гель закупоривает высокопроницаемую часть пласта и тем самым способствует выравниванию проницаемостной неоднородности и сокращению притока воды.After forcing the gel-forming composition into the formation, the well is stopped for a technological pause of 24-36 hours. The technological pause is characterized by an increase in the viscosity of the gelling composition and an increase in its plastic strength. During the technological pause, the gelation process is completed and the gel formed clogs the highly permeable part of the formation and thereby helps to level the permeability heterogeneity and reduce the flow of water.
После технологической паузы скважину пускают в работу.After a technological break, the well is put into operation.
При применении гелеобразующего состава в добывающих скважинах для водоизоляции необходимо предварительное определение интервалов водопритока с применением комплекса промыслово-геофизических методов. При применении состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин для оценки эффективности применения состава необходимо снятие профилей приемистости скважин до и после скважинных обработок.When applying a gel-forming composition in production wells for water isolation, preliminary determination of the intervals of water inflow using a complex of field-geophysical methods is necessary. When applying the composition to align the injectivity profile of injection wells to assess the effectiveness of the composition, it is necessary to remove the injectivity profiles of the wells before and after downhole treatments.
Способ осуществляется следующим образом и включает следующие основные операции:The method is as follows and includes the following basic operations:
1. Промывают ствол скважины путем спуска НКТ до забоя скважины.1. Wash the wellbore by lowering the tubing to the bottom of the well.
2. Поднимают башмак НКТ до выявленного интервала водопритока.2. Raise the tubing shoe to the identified interval of water inflow.
3. Производят опрессовку скважины при давлении, не менее чем в 1,2 раза превышающем ожидаемое максимальное давление в процессе закачки гелеобразующего состава.3. Pressure test the well at a pressure of not less than 1.2 times the expected maximum pressure during the injection of the gelling composition.
4. Определяют приемистость скважины по воде на установившемся режиме.4. Determine the injectivity of the well in water at a steady state.
5. Подбирают концентрации силиката натрия и ацетата хрома.5. Select the concentration of sodium silicate and chromium acetate.
6. Во избежание преждевременного гелеобразования в призабойной зоне скважины прокачивают оторочку пресной воды в изолируемый интервал из расчета не менее 2 м на 1 метр перфорированной толщины.6. To avoid premature gelation in the near-well zone of the well, a rim of fresh water is pumped into the insulated interval at the rate of at least 2 m per 1 meter of perforated thickness.
7. Приготавливают гелеобразующий состав из расчета 2-10 м3 на 1 метр перфорированной толщины изолируемого интервала.7. A gel-forming composition is prepared at the rate of 2-10 m 3 per 1 meter of perforated thickness of the insulated interval.
8. Закачивают гелеобразующий состав в скважину при расходах, не превышающих замеренную приемистость скважины, при башмаке НКТ, установленном напротив нижних перфорационных отверстий изолируемого интервала.8. The gelling composition is pumped into the well at costs not exceeding the measured injectivity of the well, with a tubing shoe mounted opposite the lower perforations of the insulated interval.
9. Продавливают гелеобразующий состав в пласт. В качестве продавочной жидкости может быть использована пресная вода или жидкость на углеводородной основе.9. Push the gelling composition into the formation. Fresh water or a hydrocarbon-based liquid may be used as the selling liquid.
10. Закрывают скважину на технологическую паузу для структурного упрочнения гелеобразующего состава на срок 24-36 часов.10. Close the well for a technological break for structural hardening of the gelling composition for a period of 24-36 hours.
При закачке гелеобразующего состава для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин рекомендуется использовать состав, значения пластической прочности которого не превышают 1500 Па.When injecting a gel-forming composition to align injection profiles of injection wells, it is recommended to use a composition whose plastic strength values do not exceed 1500 Pa.
Пример. Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, температура которого равна 60°С. Опираясь на данные фиг.1, для данных условий выбираем гелеобразующий состав, содержащий 4,2% силиката натрия и 0,83% ацетата хрома. При этом индукционный период составит около 360 минут при пластической прочности образуемого геля, равной 1680 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода технологическую паузу достаточно принять равной 24 часам.Example. It is necessary to choose a composition for waterproofing the formation, the temperature of which is 60 ° C. Based on the data of Fig. 1, for these conditions, we select a gelling composition containing 4.2% sodium silicate and 0.83% chromium acetate. In this case, the induction period will be about 360 minutes with the plastic strength of the gel formed equal to 1680 Pa, which is sufficient for effective water isolation of the flooded interval. Given the low value of the induction period, a technological pause is enough to take equal to 24 hours.
Значения рН предлагаемых для реализации способа гелеобразующих составов находятся в интервале 10-11,5, что свидетельствует об их низкой коррозионной активности. Гелеобразующий состав может быть эффективно разрушен в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия.The pH values proposed for the implementation of the method of gel-forming compositions are in the range of 10-11.5, which indicates their low corrosivity. The gel-forming composition can be effectively destroyed in reservoir conditions using 10-20% sodium hydroxide solutions.
Claims (1)
при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 24-36 ч. The method of aligning the injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells, including injecting a gel-forming composition containing water and chromium acetate into the formation, forcing the composition into the formation, pausing the process, wherein sodium silicate is added to the composition in the following ratio of components, wt.%:
in this case, before the finished composition is pumped into the wells, a rim of fresh water is pumped, the induction period of the gel-forming composition at the formation temperature is set to 6-10 hours, and the technological pause is chosen to last 24-36 hours.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011100355/03A RU2456439C1 (en) | 2011-01-11 | 2011-01-11 | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011100355/03A RU2456439C1 (en) | 2011-01-11 | 2011-01-11 | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2456439C1 true RU2456439C1 (en) | 2012-07-20 |
Family
ID=46847442
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011100355/03A RU2456439C1 (en) | 2011-01-11 | 2011-01-11 | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2456439C1 (en) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2536529C1 (en) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
| RU2632799C1 (en) * | 2016-06-20 | 2017-10-09 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for limitation of water inflow to wells at thick oil deposits |
| RU2639339C1 (en) * | 2016-12-13 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Polymer composition for controling development of oil and gas fields |
| RU2661973C2 (en) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells |
| RU2665494C2 (en) * | 2016-08-29 | 2018-08-30 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for shut off of watered intervals of productive formations in horizontal wells at fields with low-permeable reservoirs |
| RU2669648C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2704662C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2704661C1 (en) * | 2018-12-10 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for limiting water influx into well |
| RU2706150C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gelling compound for isolating water inflows into well |
| RU2713063C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2714753C1 (en) * | 2019-05-14 | 2020-02-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2332224A (en) * | 1997-12-13 | 1999-06-16 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
| RU2136870C1 (en) * | 1998-08-10 | 1999-09-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of insulating washed high-permeability zones of productive formation |
| RU2146002C1 (en) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method adjusting front of flooding of oil pools |
| RU2157451C2 (en) * | 1998-08-12 | 2000-10-10 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Method of working of oil deposit |
| RU2160832C1 (en) * | 2000-06-13 | 2000-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method of restriction of water influx to well |
| RU2191894C1 (en) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of oil formation development control |
| RU2377399C2 (en) * | 2008-02-26 | 2009-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Oil reservoir production method |
| RU2382185C1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) |
| RU2392419C1 (en) * | 2009-04-03 | 2010-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for limiting influx of water into production well |
| RU2398102C1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
-
2011
- 2011-01-11 RU RU2011100355/03A patent/RU2456439C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2332224A (en) * | 1997-12-13 | 1999-06-16 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
| RU2136870C1 (en) * | 1998-08-10 | 1999-09-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of insulating washed high-permeability zones of productive formation |
| RU2157451C2 (en) * | 1998-08-12 | 2000-10-10 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Method of working of oil deposit |
| RU2146002C1 (en) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method adjusting front of flooding of oil pools |
| RU2160832C1 (en) * | 2000-06-13 | 2000-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method of restriction of water influx to well |
| RU2191894C1 (en) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of oil formation development control |
| RU2377399C2 (en) * | 2008-02-26 | 2009-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Oil reservoir production method |
| RU2382185C1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) |
| RU2392419C1 (en) * | 2009-04-03 | 2010-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for limiting influx of water into production well |
| RU2398102C1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2536529C1 (en) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
| RU2661973C2 (en) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells |
| RU2632799C1 (en) * | 2016-06-20 | 2017-10-09 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for limitation of water inflow to wells at thick oil deposits |
| RU2665494C2 (en) * | 2016-08-29 | 2018-08-30 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for shut off of watered intervals of productive formations in horizontal wells at fields with low-permeable reservoirs |
| RU2639339C1 (en) * | 2016-12-13 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Polymer composition for controling development of oil and gas fields |
| RU2669648C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2704661C1 (en) * | 2018-12-10 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for limiting water influx into well |
| RU2704662C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2706150C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gelling compound for isolating water inflows into well |
| RU2714753C1 (en) * | 2019-05-14 | 2020-02-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2713063C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| CN102373914B (en) | A Deep Profile Control Method for Fractured Reservoirs | |
| CN102604606A (en) | Secondary cross-linking chemical method jelly foam plugging liquid | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| CN106967403A (en) | A kind of oilfield reservoir macropore or special high permeable strip sealing agent and preparation method thereof | |
| CN105062444A (en) | High temperature swellable granule plugging agent and preparation method thereof | |
| CN102051161B (en) | Thick oil huff and puff deep channel blocking system and injection method thereof | |
| CN110552656B (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
| US20150068746A1 (en) | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs | |
| CN108071378B (en) | CO suitable for compact oil and gas reservoir2Foam fracturing method | |
| CN110671085B (en) | Horizontal well acidizing process based on composite acid system | |
| CA2754554A1 (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| CN106958438B (en) | A kind of method for removing blockage of polymer flooding blocking well | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| CN103421475B (en) | A kind of oil well deep composite plugging profile control agent and its application | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| CN105804714A (en) | Production-increasing method adopting combination of in-situ gas generation and water plugging technology | |
| RU2648135C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| CA2515063C (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| SU1710698A1 (en) | Method of water isolation in carbonate and carbonized formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130112 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140820 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180112 |