RU2597897C1

RU2597897C1 - Procedure for elimination of annulus circulation

Info

Publication number: RU2597897C1
Application number: RU2015136665/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Венера Асгатовна Таипова
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2015-08-28
Filing date: 2015-08-28
Publication date: 2016-09-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in production and injection wells, in which there is inflow or absorption of fluid in above- or underlying horizons. Method involves selection of production or injection well with inflow or absorption in above -or underlying aquifers relative to operated oil-bearing strata, well shutdown, pumping thereinto composition for restraint of water influx or water absorption, start of well in operation. Composition for limiting water influx or water absorption is modified with water, wherein composition and ion concentration of dissolved salts is determined from reduction of permeability of core aquifer at least 10 times when pumping one porous volume of core at formation temperature, wherein reduction of permeability is a result of precipitation of salts during reaction of modified water with brine water-bearing layer, in well is injected modified water heated to temperature of 40-100 °C at bottom and with flow rate of 0.5-1.0 of maximum capacity of water-bearing layer, total volume of injection is defined as 20-300 m³ per 1 m effective thickness of water-bearing layer, if necessary, preventing precipitation of salts in pumping equipment and pipes in first 2-5 % of total volume of injected modified water inhibitors are added, operations on injection of modified water are repeated at new flooding of production well with water from water bearing horizon at least to 95 % or higher intake capacity of injection well to a value greater than maximum capacity of productive oil formation.

EFFECT: high efficiency of elimination of annulus circulation in production and injection wells and prolonged effect.

1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.The invention relates to the oil industry and can find application in production and injection wells, in which there is an influx or absorption of fluid in the higher or lower horizons.

Известен способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине, включающий последовательную закачку в скважину гелеобразующего материала на основе нефелина, разделителя и водного раствора соляной кислоты 14-16% концентрации, где в качестве гелеобразующего материала используют дисперсию концентрата сиенитового алюмощелочного. Проводят технологическую выдержку 2 часа. При этом в скважине происходит изоляция водопритоков и зон поглощения (патент РФ №2224102, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.02.2004 г.).A known method of isolating water inflows or absorption zones in a well, comprising sequentially injecting into the well a gelling material based on nepheline, a separator and an aqueous solution of hydrochloric acid of 14-16% concentration, where a dispersion of syenite alumina alkali concentrate is used as a gelling material. Spend technological exposure 2 hours. At the same time, isolation of water inflows and absorption zones occurs in the well (RF patent No. 2224102, class ЕВВ 43/22, publ. 02.20.2004).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий подачу в зону изоляции, по крайней мере, в один прием до полного ее насыщения, гелеобразующего материала, в качестве которого используют пульпу концентрата сиенитового алюмощелочного в растворе хлористого кальция с удельным весом не более 1,2 г/см³ при их объемном соотношении 1:1, с производительностью подачи не менее 3 л/с и последующую подачу соляной кислоты 27% концентрации с производительностью подачи 2-6 л/с, при весовом соотношении гелеобразующего материала и соляной кислоты 1:1 (патент РФ №2271445, кл. Е21В 43/32, опубл. 10.03.2006 г. - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of repair and insulation work in a well, comprising supplying to the isolation zone, at least in one step, until its saturation, a gel-forming material, which is used as a pulp of a syenite alumina alkali concentrate in a solution of calcium chloride with a specific gravity of not more than 1.2 g / cm ³ with a volume ratio of 1: 1, with a delivery rate of at least 3 l / s and a subsequent supply of hydrochloric acid of 27% concentration with a delivery rate of 2 -6 l / s, with a weight ratio of gel-forming material and hydrochloric acid 1: 1 (RF patent No. 2271445, CL ЕВВ 43/32, publ. March 10, 2006 - prototype).

Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность изоляции и кратковременность эффекта. Закачка гелеобразующих составов и последующая кислотная обработка - достаточно сложная технология, в которой подобрать оптимальную концентрацию и объемы закачки составов можно лишь имея точные данные о призабойной зоне пласта, выше и нижележащих пластов и состояния скважины. Реализация данных способов показала, что можно получить отрицательный эффект, а при успешной изоляции продолжительность эффекта не превышает 3 месяцев.A common disadvantage of the known methods is the low efficiency of isolation and the short duration of the effect. The injection of gel-forming compounds and subsequent acid treatment is a rather complicated technology in which the optimal concentration and injection volumes of compounds can be selected only with accurate data on the bottom-hole formation zone, above and underlying layers and the state of the well. The implementation of these methods showed that it is possible to obtain a negative effect, and with successful isolation, the duration of the effect does not exceed 3 months.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of elimination of annular circulation in production and injection wells and increasing the duration of the effect.

Задача решается тем, что в способе ликвидации заколонной циркуляции, включающем выбор добывающей или нагнетательной скважины с притоком или поглощением в выше- или нижележащие водоносные горизонты относительно эксплуатируемого нефтеносного пласта, остановку скважины, закачку в нее состава для ограничения водопритока или водопоглощения, пуск скважины в работу, согласно изобретению в качестве состава для ограничения водопритока или водопоглощения используют модифицированную воду - воду, концентрацию и ионный состав растворенных солей которой определяют по лабораторным исследованиям снижения проницаемости керна водоносного горизонта не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре, при этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей при реакции модифицированной воды с пластовой водой водоносного горизонта, в скважину закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 40-100°C на забое и с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости водоносного горизонта, общий объем закачки определяют как 20-300 м³ на 1 м эффективной толщины водоносного горизонта, при необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании и трубах в первые 2-5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта не менее чем до 95% или при повышении приемистости нагнетательной скважины до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта.The problem is solved in that in a method for eliminating annular circulation, which includes selecting a producing or injection well with inflow or absorption into the higher or lower aquifers relative to the operating oil-bearing formation, shutting the well, injecting composition to limit water inflow or water absorption, putting the well into operation , according to the invention, as a composition for limiting water inflow or water absorption, modified water is used - water, concentration and ionic composition of dissolved salts which is determined by laboratory studies of reducing the permeability of the core of the aquifer no less than 10 times when pumping one pore volume of the core at reservoir temperature, while the decrease in permeability is the result of salt precipitation during the reaction of modified water with produced water of the aquifer, modified water is pumped into the well, heated to 40-100 ° C and the temperature at the bottom at a rate of 0.5-1.0 of the maximum injection capacity of the aquifer, the total amount of injection is determined as 20-300 m ³ per 1 m e the effective thickness of the aquifer, if necessary, to prevent the precipitation of salts in the pumping equipment and pipes in the first 2-5% of the total volume of injected modified water, inhibitors add, the procedure for injecting modified water is repeated with a new flooding of the producing well with water from the aquifer to at least 95 % or with increasing injectivity of the injection well to a value greater than the maximum injectivity of the productive oil reservoir.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На эффективность ликвидации заколонной циркуляции и продолжительности эффекта значительное влияние оказывает степень снижения проницаемости водоносного горизонта при закачке в него водоизоляционного состава и глубина проникновения данного состава. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно и на длительный период ликвидировать заколонную циркуляцию. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта. Задача решается следующим образом.The efficiency of eliminating annular circulation and the duration of the effect is significantly affected by the degree of decrease in the permeability of the aquifer during the injection of a waterproofing composition and the penetration depth of this composition. Existing technical solutions do not fully allow efficiently and for a long period to eliminate annular circulation. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of elimination of annular circulation in production and injection wells and increasing the duration of the effect. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение скважины, нефтеносного и водоносного пластов. Обозначения: 1 - продуктивный нефтяной пласт, 2 - водоносный горизонт, 3 - не коллектор, 4 - скважина, 5 - обсадная колонна, 6 - цементный камень, 7 - перфорационные отверстия, 8 - участок эксплуатационной колонны с отсутствием цементного камня.In FIG. 1 is a schematic representation of a well, oil and aquifer. Designations: 1 - productive oil reservoir, 2 - aquifer, 3 - non-reservoir, 4 - well, 5 - casing, 6 - cement stone, 7 - perforations, 8 - section of the production string with no cement stone.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Участок залежи представлен двумя пластами: нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2, разделенных между собой прослоем не коллектора 3 (фиг. 1). Данные пласты вскрывает скважина 4. Рассмотрим случаи добывающей и нагнетательной скважин отдельно.The reservoir site is represented by two layers: oil-saturated 1 and water-saturated 2, separated by a layer of non-reservoir 3 (Fig. 1). Well opens these layers. 4. Consider the cases of producing and injection wells separately.

Добывающая скважина. Скважина 4 обводнена, причем установлено, что причиной обводнения является заколонная циркуляция из водоносного пласта 2 (например, нижнего) ввиду нарушения обсадной колонны 5 и/или цементного камня 6. Определить это можно, например, по иному удельному весу отбираемой воды относительно удельного веса пластовой воды пласта 1.Producing well. Well 4 is flooded, and it has been established that the cause of flooding is annular circulation from the aquifer 2 (for example, the lower one) due to a violation of the casing 5 and / or cement 6. For example, this can be determined by the different specific gravity of the withdrawn water relative to the specific gravity of the reservoir reservoir water 1.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне при пластовой температуре на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды. Причем подбирают воду (условно назовем ее модифицированной) с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей, такую, при смешивании которой с пластовой водой водоносного пласта 2 происходит выпадение солей. Объем выпадаемого осадка должен быть достаточным для снижения проницаемости водоносного горизонта 2 не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна. Согласно исследованиям, при уменьшении проницаемости менее чем в 10 раз, эффективность ликвидации заколонной циркуляции практически отсутствует, т.к. приток воды из водоносного пласта 2 остается достаточно высоким по сравнению с притоком нефти или жидкости из нефтеносного пласта 1.Preliminary laboratory tests are carried out on the core at reservoir temperature for incompatibility of the reservoir and the water intended for injection. Moreover, water is selected (we will conventionally call it modified) with an ionic composition and / or salt concentration that is different from the formation water, such that when mixed with the produced water of the aquifer 2, salts precipitate. The volume of sediment deposited should be sufficient to reduce the permeability of the aquifer 2 by at least 10 times when pumping one pore volume of the core. According to studies, with a decrease in permeability of less than 10 times, the efficiency of elimination of annular circulation is practically absent, because the influx of water from the aquifer 2 remains quite high compared with the influx of oil or liquid from the reservoir 1.

После подбора состава такой модифицированной воды ее закачивают нагретой до температуры 40-100°C на забое через трубы с минимальными потерями тепла во внешнюю среду (например, термокейс). Данную операцию необходимо проводить для наибольшего проникновения модифицированной воды в водоносный пласт 2. Высокая температура позволяет при смешении модифицированной и пластовой вод значительно снизить скорость осадкообразования. При этом по мере продвижения модифицированной воды и ее охлаждения скорость осадкообразования будет увеличиваться. Согласно исследованиям при реакции модифицированной воды с температурой менее 40°C в большинстве случаев происходит преждевременное выпадение солей, тогда как закачка при температуре более 100°C экономически не рентабельна ввиду больших затрат на нагрев воды. Конкретное значение температуры в диапазоне 40-100°C определяют предварительно по лабораторным исследованиям и рассчитывают в зависимости от скорости закачки и потерь тепла при нагнетании на тепловых гидродинамических моделях.After selecting the composition of such modified water, it is pumped heated to a temperature of 40-100 ° C at the bottom through pipes with minimal heat loss to the external environment (for example, a thermal case). This operation must be carried out for the greatest penetration of modified water into the aquifer 2. High temperature allows the mixing of modified and produced water to significantly reduce the rate of sedimentation. In this case, as the modified water advances and its cooling, the rate of sedimentation will increase. According to studies, in the reaction of modified water with a temperature of less than 40 ° C in most cases premature precipitation of salts occurs, whereas injection at a temperature of more than 100 ° C is not economically viable due to the high cost of heating the water. A specific temperature in the range of 40-100 ° C is determined preliminarily by laboratory tests and calculated depending on the injection rate and heat loss during injection on thermal hydrodynamic models.

Расход модифицированной воды определяют как 0,5-1,0 от максимальной приемистости водоносного горизонта 2. Согласно расчетам при расходе менее чем 0,5 от максимальной приемистости водоносного горизонта 2 остывание воды происходит быстрее, чем проникновение в пласт, что снижает эффективность водоизоляции. При превышении максимальной приемистости водоносного горизонта 2 возможны нарушения как скважины, так и пластов 1 и/или 2 (например, гидроразрыв).The flow rate of modified water is defined as 0.5-1.0 of the maximum injectivity of the aquifer 2. According to the calculations, when the flow rate is less than 0.5 of the maximum injectivity of the aquifer 2, water cools faster than penetration into the reservoir, which reduces the effectiveness of waterproofing. If the maximum injectivity of the aquifer 2 is exceeded, both the well and formations 1 and / or 2 may be disturbed (for example, hydraulic fracturing).

Общий объем закачки модифицированной воды рассчитывают как 20-300 м³ на 1 м эффективной толщины водоносного горизонта 2. Расчеты показывают, что для большинства коллекторов данного объема достаточно для ликвидации заколонной циркуляции кальмотированием водоносного пласта 2. Большие объемы закачки более 300 м³/м не желательны ввиду возможного снижения продуктивности нефтеносного пласта 1 из-за поступления в нее закачиваемой модифицированной воды. Объемы менее 20 м³/м недостаточно глубоко проникают в водоносный пласт 2. Более конкретное значение объема закачки определяют по результатам гидродинамического моделирования.The total injection volume of modified water is calculated as 20-300 m ³ per 1 m of the effective thickness of the aquifer 2. Calculations show that for most reservoirs this volume is sufficient to eliminate annular circulation by galvanizing the aquifer 2. Large injection volumes of more than 300 m ³ / m do not desirable due to a possible decrease in the productivity of oil reservoir 1 due to the arrival of injected modified water into it. Volumes of less than 20 m ³ / m do not penetrate deep enough into the aquifer 2. A more specific value of the injection volume is determined by the results of hydrodynamic modeling.

При необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании, трубах и перфорационных отверстиях 7 в первые 2-5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы (например, дифонат). Согласно промысловому опыту менее 2% модифицированной воды с ингибитором может быть недостаточно для предотвращения преждевременного выпадения солей при замещении отбираемой воды модифицированной. Тогда как более 5% приводит к отсутствию выпадения солей в призабойной зоне пласта, а для осуществления изоляции водоносного пласта 2 необходимо, чтобы в нем произошло выпадение солей.If it is necessary to prevent the precipitation of salts in the pumping equipment, pipes and perforations 7, inhibitors (for example, diphonate) are added to the first 2-5% of the total volume of injected modified water. According to field experience, less than 2% of modified water with an inhibitor may not be enough to prevent premature salt deposition when replacing the withdrawn water with modified. While more than 5% leads to the absence of salt deposition in the bottomhole formation zone, and for the implementation of the isolation of the aquifer 2 it is necessary that salt deposition occurs in it.

Операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта 2 не менее чем до 95%. Согласно расчетам, при обводнении более чем на 95%, провести повторную изоляцию водоносного горизонта 2 с наименьшим воздействием на нефтеносный пласт 1 затруднительно, что может привести к потери притока нефти.The modified water injection operations are repeated with a new watering of the production well with water from aquifer 2 of at least 95%. According to calculations, when watering is more than 95%, it is difficult to re-isolate aquifer 2 with the least impact on oil reservoir 1, which can lead to loss of oil flow.

Нагнетательная скважина. Скважина 4 пробурена для нагнетания сточной воды в пласт 1 для целей поддержания пластового давления. Проведенные исследования показали, что основная часть закачиваемой воды идет в водоносный пласт 2 (например, нижний) ввиду нарушения обсадной колонны 5 и/или участком 8 с отсутствием цементного камня 6.Injection well. Well 4 was drilled to inject wastewater into reservoir 1 for the purpose of maintaining reservoir pressure. Studies have shown that the bulk of the injected water goes into the aquifer 2 (for example, the lower one) due to the violation of the casing 5 and / or section 8 with the absence of cement stone 6.

Все операции по закачке модифицированной воды проводят аналогично описанным выше в добывающей скважине. Операции по закачке модифицированной воды в нагнетательную скважину повторяют при повышении приемистости до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта 1.All operations for the injection of modified water are carried out similarly to those described above in the production well. The operation of injecting modified water into the injection well is repeated with increasing injectivity to a value greater than the maximum injectivity of the productive oil reservoir 1.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта.The result of the implementation of this method is to increase the efficiency of elimination of annular circulation in production and injection wells and increase the duration of the effect.

Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.

Пример 1. Участок залежи представлен двумя пластами: нефтенасыщенным 1 толщиной 4 м и водонасыщенным 2 толщиной 6 м, разделенных между собой прослоем не коллектора 3 толщиной 2 м (фиг. 1). Данные пласты вскрывает добывающая скважина 4.Example 1. The reservoir site is represented by two layers: oil saturated 1 with a thickness of 4 m and water saturated 2 with a thickness of 6 m, separated by a non-reservoir layer 3 of 2 m thick (Fig. 1). These reservoirs are opened by producing well 4.

Нефтенасыщенный коллектор 1 участка залежи залегает на средней глубине 1610 м, начальное пластовое давление составляет 15,8 МПа, давление насыщения нефти газом 6,1 МПа, пластовая температура 30°C, вязкость нефти в пластовых условиях 13,8 мПа·с, проницаемость коллектора меняется в широких пределах - 50-650 мД, общая минерализация пластовой воды - 230,7 г/л, из которых 192,4 г/л приходится на соли NaCl, 8,2 г/л - MgCl₂, 4,3 г/л - MgSO₄, 25,5 г/л - CaCl₂, 0,3 г/л - NaHCO₃, плотность пластовой воды - 1150 кг/м³.The oil-saturated reservoir of the 1st section of the reservoir lies at an average depth of 1610 m, the initial reservoir pressure is 15.8 MPa, the gas saturation pressure of gas is 6.1 MPa, reservoir temperature is 30 ° C, the viscosity of the oil in reservoir conditions is 13.8 MPa · s, the permeability of the reservoir varies over a wide range - 50-650 mD, the total mineralization of produced water is 230.7 g / l, of which 192.4 g / l falls on NaCl salts, 8.2 g / l - MgCl ₂ , 4.3 g / l - MgSO ₄ , 25.5 g / l - CaCl ₂ , 0.3 g / l - NaHCO ₃ , the density of produced water - 1150 kg / m ³ .

Проницаемость водонасыщенного пласта 2 составляет 200-1900 мД, пластовая температура 30°C, общая минерализация пластовой воды - 245,5 г/л, из которых 198,8 г/л приходится на соли NaCl, 8,9 г/л - MgCl₂, 4,9 г/л - MgSO₄, 32,5 г/л - CaCl₂, 0,4 г/л - NaHCO₃, плотность пластовой воды - 1165 кг/м³, максимальная приемистость 200 м³/сут.The permeability of water-saturated formation 2 is 200-1900 mD, reservoir temperature is 30 ° C, the total mineralization of formation water is 245.5 g / l, of which 198.8 g / l are NaCl salts, 8.9 g / l - MgCl ₂ , 4.9 g / l - MgSO ₄ , 32.5 g / l - CaCl ₂ , 0.4 g / l - NaHCO ₃ , formation water density - 1165 kg / m ³ , maximum injectivity 200 m ³ / day.

Дебит нефти скважины 4 составляет 0,4 т/сут, жидкости - 48,8 т/сут, обводненность - 99,2%. Текущее пластовое давление в зоне отбора 12 МПа. Приток воды вызван разрушением цементного камня 6 на участке 8 эксплуатационной колонны 5. В результате вода из водоносного горизонта 2 поступает в перфорационные отверстия 7.The oil production rate of well 4 is 0.4 tons / day, liquid - 48.8 tons / day, water cut - 99.2%. The current reservoir pressure in the selection zone is 12 MPa. The influx of water is caused by the destruction of the cement stone 6 in the area 8 of the production casing 5. As a result, water from the aquifer 2 enters the perforations 7.

Предварительно проводят при пластовой температуре 30°C лабораторные исследования на керне водоносного пласта 2 на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды - модифицированной. Для этого экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают моделью пластовой воды пласта 2 по известному солевому составу. После чего заводняют данный керн различной модифицированной водой. Определяют концентрацию солей в модифицированной воде, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение солей и снижение проницаемости водоносного коллектора 2 в 10 раз при прокачке одного порового объема керна.Preliminarily, laboratory tests are carried out at a reservoir temperature of 30 ° C on a core of an aquifer 2 for incompatibility between the reservoir and the modified water intended for water injection. For this, the extracted and evacuated core is saturated with a reservoir water model of formation 2 according to a known salt composition. After that, this core is flooded with various modified water. The concentration of salts in the modified water is determined, when mixed with produced water, salts precipitate and the permeability of the aquifer collector 2 decreases by a factor of 10 when pumping one core pore volume.

В результате исследований определили, что в качестве такой модифицированной воды подходит вода с вышезалегающих карбонатных пластов. Общая минерализация модифицированной воды составляет 192,3 г/л, из которых 109,6 г/л приходится на соли NaCl, 8,2 г/л - MgCl₂, 2,1 г/л - MgSO₄, 60,3 г/л - CaCl₂, 12,1 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1132 кг/м³. Большое количество солей NaHCO₃ приводит к реакции в пластовых условиях при смешении пластовой и модифицированной вод:As a result of the studies, it was determined that water from the overlying carbonate formations is suitable as such modified water. The total salinity of the modified water is 192.3 g / l, of which 109.6 g / l are NaCl salts, 8.2 g / l - MgCl ₂ , 2.1 g / l - MgSO ₄ , 60.3 g / l - CaCl ₂ , 12.1 g / l - NaHCO ₃ . The density of produced water is 1132 kg / m ³ . A large number of salts of NaHCO ₃ leads to a reaction in the reservoir conditions when mixing the reservoir and modified water:

CaCl₂+2NaHCO₃↔CaCO₃↓+2NaCl+H₂O+CO₂↑.CaCl ₂ + 2NaHCO ₃ ↔CaCO ₃ ↓ + 2NaCl + H ₂ O + CO ₂ ↑.

В ходе лабораторных исследований также определяют, что при температуре 60°C и более смешение пластовой воды пласта 2 и модифицированной не приводит к выпадению солей, т.е. указанная реакция не происходит. Расчеты на 3Д-гидродинамической тепловой модели с опцией адсорбции (например, аналогичного полимерного заводнения) показывают, что при температуре закачиваемой воды 100°C, расходе 200 м³/сут (равной максимальной приемистости) и общем объеме закачки 6·300=1800 м³, вода в достаточной степени проникнет в водоносный пласт 2 и снизит проницаемость до уровня, при котором после пуска скважины в добычу основная часть притока будет идти из нефтеносного пласта 1. При этом нефтяной пласт 1 почти «не пострадает» от действия модифицированной воды.In the course of laboratory studies, it is also determined that at a temperature of 60 ° C or more, the mixing of formation water of formation 2 and modified does not lead to the precipitation of salts, i.e. the specified reaction does not occur. Calculations on a 3D hydrodynamic thermal model with an adsorption option (for example, similar polymer flooding) show that at a temperature of injected water of 100 ° C, a flow rate of 200 m ³ / day (equal to the maximum injectivity) and a total injection volume of 6 · 300 = 1800 m ³ , water will sufficiently penetrate into the aquifer 2 and reduce the permeability to a level at which, after the well is launched into production, the main part of the inflow will come from the oil reservoir 1. At the same time, the oil reservoir 1 will almost not suffer from the action of the modified water.

Далее закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 100°C на забое через теплоизолированные трубы для минимизации потерь тепла во внешнюю среду с расходом 200 м³/сут с общим объемом 1800 м³ в течение 9 сут.Then, modified water is pumped, heated to a temperature of 100 ° C at the bottom through heat-insulated pipes to minimize heat loss to the external environment with a flow rate of 200 m ³ / day with a total volume of 1800 m ³ for 9 days.

Скважину 4 пускают в добычу. Дебит нефти скважины 4 после отбора части закачанной модифицированной воды составил 7,2 т/сут, жидкости - 22,6 т/сут, обводненность - 68,3%. Продолжительность эффекта составила 1 год.Well 4 is put into production. The oil production rate of well 4 after taking part of the injected modified water was 7.2 tons / day, liquid - 22.6 tons / day, water cut - 68.3%. The duration of the effect was 1 year.

Операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта 2 до 95%. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.Modified water injection operations are repeated with a new watering of the producing well with water from an aquifer of 2 to 95%. The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.

По прототипу при прочих равных условиях после закачки водоизоляционного состава дебит нефти скважины 4 составил 4,7 т/сут, жидкости - 28,1 т/сут, обводненность - 83,4%. Продолжительность эффекта составила 3 месяца. Снижение обводненности по предлагаемому способу выше на 15,1%, а продолжительность эффекта - в 4 раза по сравнению с прототипом.According to the prototype, ceteris paribus, after the injection of the waterproofing composition, the oil production rate for well 4 was 4.7 tons / day, liquid - 28.1 tons / day, water cut - 83.4%. The duration of the effect was 3 months. The reduction in water cut according to the proposed method is 15.1% higher, and the duration of the effect is 4 times compared with the prototype.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласты имеют несколько иные характеристики, проницаемость коллекторов ниже, толщина водонасыщенного горизонта 2 составляет 10 м, а его максимальная приемистость 100 м³/сут. Закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 40°C на забое с расходом 0,5·100=50 м³/сут с общим объемом 20·10=200 м³ в течение 4 сут. В первые 2% от общего объема закачиваемой модифицированной воды, т.е. 200·0,02=4 м³ добавляют ингибитор дифонат.Example 2. Perform as example 1. The formations have slightly different characteristics, the permeability of the reservoir is lower, the thickness of the water-saturated horizon 2 is 10 m, and its maximum throttle response is 100 m ³ / day. Modified water is pumped, heated to a temperature of 40 ° C at the bottom with a flow rate of 0.5 · 100 = 50 m ³ / day with a total volume of 20 · 10 = 200 m ³ for 4 days. In the first 2% of the total volume of injected modified water, i.e. 200 · 0.02 = 4 m ³ difonat added inhibitor.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Скважина 4 пробурена для нагнетания сточной воды в пласт 1 для целей поддержания пластового давления, текущая приемистость составляет 180 м³/сут. При этом максимальная приемистость нефтеносного горизонта 1-100 м³/сут. Проведенные исследования показывают, что основная часть закачиваемой воды идет в нижний водоносный пласт 2 ввиду отсутствия цементного камня 6 на участке 8. Проводят закачку модифицированной воды как в примере 1. В первые 5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды, т.е. 1800·0,05=90 м³ добавляют ингибитор дифонат. Далее скважину 4 пускают под нагнетание сточной воды. Приемистость составила 80 м³/сут, продолжительность эффекта - 1 год. Операции по закачке модифицированной воды в нагнетательную скважину повторили при повышении приемистости до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта 1, т.е. более 100 м³/сут.Example 3. Perform as example 1. Well 4 is drilled to inject wastewater into reservoir 1 for the purpose of maintaining reservoir pressure, the current injection rate is 180 m ³ / day. In this case, the maximum injectivity of the oil-bearing horizon is 1-100 m ³ / day. Studies show that the bulk of the injected water goes to the lower aquifer 2 due to the lack of cement stone 6 in section 8. The modified water is injected as in example 1. In the first 5% of the total volume of injected modified water, i.e. 1800 · 0.05 = 90 m ³ add a diphonate inhibitor. Next, the well 4 is allowed to inject wastewater. The pick-up was 80 m ³ / day, the duration of the effect was 1 year. The operations for the injection of modified water into the injection well were repeated with increasing injectivity to a value greater than the maximum injectivity of the productive oil reservoir 1, i.e. more than 100 m ³ / day.

По прототипу при прочих равных условиях после закачки водоизоляционного состава приемистость скважины 4 составила 130 м³/сут, эффект продолжался 3 месяца. Предлагаемый способ позволил более эффективно ликвидировать поглощение в водоносный пласт 2, а продолжительность эффекта оказалась в 4 раза выше по сравнению с прототипом.According to the prototype, ceteris paribus, after injection of the waterproofing composition, the injectivity of well 4 was 130 m ³ / day, the effect lasted 3 months. The proposed method allowed more efficiently to eliminate the absorption in the aquifer 2, and the duration of the effect was 4 times higher compared to the prototype.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает ликвидацию заколонной циркуляции.Thus, the proposed method provides the elimination of annular circulation.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the efficiency of elimination of annular circulation in production and injection wells and increasing the duration of the effect.

Claims

A method for eliminating annular circulation, including selecting a producing or injection well with inflow or absorption into the higher or lower aquifers relative to the operating oil-bearing formation, shutting down the well, injecting composition to limit water inflow or water absorption, putting the well into operation, characterized in that Modified water is used as a composition for limiting water inflow or water absorption - water, the concentration and ionic composition of dissolved salts of which are determined by repeated studies of the decrease in core permeability of an aquifer not less than 10 times during the pumping of one pore volume of a core at reservoir temperature, while the decrease in permeability is the result of salt precipitation during the reaction of modified water with produced water of the aquifer, and modified water is heated to a temperature 40-100 ° С at the bottom and with a flow rate of 0.5-1.0 of the maximum injectivity of the aquifer, the total injection volume is determined as 20-300 m ³ per 1 m of the effective thickness of the aquifer In the first 2-5% of the total volume of injected modified water, inhibitors are added, if necessary, to prevent the precipitation of salts in the pumping equipment and pipes, the operations for injecting modified water are repeated when the production well is irrigated with water from the aquifer to at least 95% or while increasing the injectivity of the injection well to a value greater than the maximum injectivity of the productive oil reservoir.