RU2509884C1 - Development method of water-flooded oil deposit - Google Patents
Development method of water-flooded oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2509884C1 RU2509884C1 RU2012142090/03A RU2012142090A RU2509884C1 RU 2509884 C1 RU2509884 C1 RU 2509884C1 RU 2012142090/03 A RU2012142090/03 A RU 2012142090/03A RU 2012142090 A RU2012142090 A RU 2012142090A RU 2509884 C1 RU2509884 C1 RU 2509884C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- saturated zone
- well
- shank
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта.The invention relates to the field of development of oil fields, the layers of which are water and oil saturated zones, separated by impermeable natural layers, and is intended to isolate annular flows in the wells between the oil and water saturated zones of the formation.
Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент RU 2015312, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.06.1994 г.), включающий закачку изолирующего состава в пласт и создание искусственного экрана, причем перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка в монолитной залежи и толщину отсекаемого слоя водоносной части пласта, а искусственный экран создают под линзовидным пропластком радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 3-8 МПа.A known method for the development of oil-water deposits (patent RU 2015312, IPC ЕВВ 43/22, published on 06/30/1994), including the injection of the insulating composition into the reservoir and the creation of an artificial screen, and before the injection of the insulating composition determine the minimum cross-sectional size of the natural lenticular layer in monolithic deposits and the thickness of the cut-off layer of the aquifer, and an artificial screen is created under the lenticular layer with a radius equal to twice the thickness of the cut-off layer of the aquifer and pressure 3-8 MPa shutter.
Недостатком этого способа является низкая прочность создаваемых экранов.The disadvantage of this method is the low strength of the created screens.
Известен способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2065025, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.08.1996 г., бюл. №22), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, по крайней мере часть которых пересекает естественные непроницаемые пропластки в продуктивном пласте, и создание экранов на основе изолирующих составов, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных, при этом изолирующий состав подают в продуктивный пласт под естественный пропласток и над ним с возможностью охватывания естественного пропластка экранами снизу и сверху, при этом толщину экрана над естественным пропластком принимают из условия изоляции естественного пропластка от продуктивного пласта, а общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины.A known method for the development of flooded oil fields (patent RU 2065025, IPC ЕВВ 33/13, published on 08/10/1996, bull. No. 22), including drilling their production wells, at least part of which crosses natural impermeable layers in the reservoir, and the creation of screens based on insulating compositions that separate the water-saturated zones of the formation from oil-saturated, while the insulating composition is fed into the reservoir under the natural layer and above it with the possibility of covering the natural layer with screens bottom and top, while the thickness of the screen above the natural layer is taken from the condition of isolation of the natural layer from the reservoir, and the total thickness of the screens is taken from the condition of their resistance to the pressure drop that occurs during well operation.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, а объем изолирующего материала определяют из соотношения, определяемого расчетным путем, при этом величина перепада давления может изменяться со временем, а радиус изолирующего экрана может оказаться недостаточным для надежной изоляции водонасыщенной зоны от нефтенасыщенной зоны пласта при резком скачке перепада давления;- firstly, the total thickness of the screens is taken from the condition of their resistance to the pressure drop that occurs during well operation, and the volume of insulating material is determined from the ratio determined by calculation, while the pressure drop can vary with time, and the radius of the insulating screen may be insufficient for reliable isolation of the water-saturated zone from the oil-saturated zone of the formation with a sharp jump in pressure drop;
- во-вторых, в оптимальном варианте радиус экрана должен соответствовать удвоенной толщине отсекаемой водонасыщенной зоны пласта, а толщина экрана должна обеспечивать его сопротивление максимально возможному перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, при этом надо учитывать, что один метр толщины естественного пропластка выдерживает перепад давления до 1,5 МПа. Это условие не всегда выдерживается, что приводит к преждевременному обводнению нефтенасыщенной зоны пласта;- secondly, in the best case scenario, the radius of the screen should correspond to twice the thickness of the cut-off water-saturated zone of the formation, and the thickness of the screen should provide its resistance to the maximum possible pressure drop that occurs during well operation, it should be borne in mind that one meter of the thickness of the natural layer withstands the pressure drop up to 1.5 MPa. This condition is not always maintained, which leads to premature flooding of the oil-saturated zone of the reservoir;
- в-третьих, низкая эффективность применения способа, обусловленная тем, что наличие экрана напротив и ниже естественного пропластка в процессе разработки обводненного нефтяного пласта не исключает возможности прорыва воды снизу вверх (заколонные перетоки) в нефтенасыщенную зону пласта ввиду их низкой прочности, что сокращает безводный период эксплуатации скважин;- thirdly, the low efficiency of the method, due to the fact that the presence of a screen opposite and lower than the natural layer during the development of an irrigated oil reservoir does not exclude the possibility of a breakthrough of water from the bottom up (behind-the-casing flows) into the oil-saturated zone of the reservoir due to their low strength, which reduces anhydrous well operation period;
- в-четвертых, сложная технология приготовления изолирующего состава, который готовят перемешиванием равных частей кремнийорганической эмульсии, нефти и воды в смесительном агрегате и закачивают в перфорированные интервалы пласта с продавкой его нефтецементом, также большие затраты на компоненты изолирующего состава.- fourthly, the complex technology of preparing an insulating composition, which is prepared by mixing equal parts of an organosilicon emulsion, oil and water in a mixing unit and pumped into the perforated intervals of the formation with the sale of its cement, also the high costs of components of the insulating composition.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.06.2011, бюл. №16), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта, при толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 м вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор, а при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 м производят временную изоляцию интервалов перфорации продуктивного пласта кольматирующим составом, вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины, после отверждения изолирующего состава производят разбуривание пакера до кровли естественного пропластка с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны, после чего производят повторную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта и освоение скважины, при притоке нефти из нефтенасыщенной зоны пласта ниже рентабельной величины производят кислотную обработку без давления. Недостатками данного способа являются:The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing flooded oil fields (patent RU 2420657, IPC ЕВВ 43/32, published on 06/10/2011, bull. No. 16), including drilling their production wells intersecting impermeable natural layers in the reservoir , casing run with subsequent perforation of the reservoir, study of its oil and water saturation and the intervals of their occurrence, the size of the impenetrable natural layer, the creation of screens of insulating Ava, separating the water-saturated zone of the formation of oil-saturated zones. Based on the research results, the thickness of the oil-saturated zone of the formation is determined, when the thickness of the oil-saturated zone of the formation is more than 4 m, a part of the casing string is cut out in the interval above the lower perforations of the oil-saturated zone of the formation and until the bottom of the well, the wellbore is expanded in this interval, the extended interval of the wellbore is filled with an insulating composition, which is used as a cement mortar, and when the thickness of the oil-saturated zone of the formation is less than 4 m, temporary isolation of the intervals of perforation of the productive surface is performed with a colmatizing compound, cut a part of the casing from the roof of an impenetrable natural layer to the bottom of the well, expand the wellbore in this interval, fill the extended interval of the well with the insulating composition and create a packer by introducing drilling into the bottomhole zone of the oil-saturated zone of the well, after curing the insulating composition to the roof of the natural interlayer, leaving a screen opposite the oil-saturated zone, after which the casing is re-perforated us opposite net pay zone formation and development wells, with inflow of oil from the oil saturated formation zone below viable quantities produce acidizing without pressure. The disadvantages of this method are:
- во-первых, при реализации данного способа вырезается значительная часть обсадной колонны (от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя), что приводит к увеличению трудоемкости осуществления способа. Из опыта практического применения на скважине НГДУ «Азнакаевскнефть» вырезание 6 м колонны диаметром 168 мм длилось 20 ч, поэтому при глубоком забое, например, 40 м, вырезание обсадной колонны затягивается на 5-6 сут, что приводит к очень большим финансовым и материальным затратам и к нецелесообразности применения данного способа;- firstly, when implementing this method, a significant part of the casing is cut out (from the roof of an impenetrable natural layer to the bottom), which leads to an increase in the complexity of the method. From experience in practical application at the well of NGDU Aznakaevskneft, cutting 6 m of string with a diameter of 168 mm lasted 20 hours, so when deep bottom, for example, 40 m, cutting the casing is delayed for 5-6 days, which leads to very high financial and material costs and the inappropriateness of the application of this method;
- во-вторых, отсутствие зумпфа для выполнения геофизических исследований скважины по исследованию нефтенасыщенной зоны пласта, что приводит к невозможности контроля за разработкой пласта;- secondly, the absence of a sump for performing geophysical studies of the well to study the oil-saturated zone of the formation, which makes it impossible to control the development of the formation;
в-третьих, низкая эффективность разработки обводненных нефтяных месторождений, что связано с изоляцией водонасыщенных зон пласта при реализации данного способа, это приводит к полному отказу от водонасыщенной зоны пласта и выводу ее из дальнейшей разработки обводненного нефтяного месторождения, причем зачастую при разработке обводненного нефтяного месторождения возникает необходимость использования водонасыщенной зоны пласта как для поддержания пластового давления, так и для внутри- или межскважинной перекачки воды;thirdly, the low efficiency of the development of water-saturated oil fields, which is associated with the isolation of water-saturated zones of the reservoir when implementing this method, this leads to a complete rejection of the water-saturated zone of the reservoir and its withdrawal from further development of the water-flooded oil field, and often when developing a water-flooded oil field the need to use the water-saturated zone of the reservoir both to maintain reservoir pressure, and for intra- or inter-well pumping of water;
- в-четвертых, эффект от применения данного способа оказывается непродолжительным, что связано с быстрым разрушением цементного камня при последующей эксплуатации скважины ввиду отсутствия значительной части обсадной колонны, т.е. конструкция скважины теряет свою прочность вследствие вырезания обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины. Кроме того, при создании малейшей депрессии в скважине происходит разрушение призабойной зоны скважины;- fourthly, the effect of the application of this method is short-lived, which is associated with the rapid destruction of cement stone during subsequent operation of the well due to the absence of a significant part of the casing, i.e. the design of the well loses its strength due to the cutting of the casing from the roof of an impenetrable natural layer to the bottom of the well. In addition, when creating the slightest depression in the well, the bottom-hole zone of the well is destroyed;
- в-пятых, временная изоляция ухудшает коллекторские свойства пласта.- fifthly, temporary isolation affects the reservoir properties of the reservoir.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления с возможностью проведения геофизических исследований нефтенасыщенной зоны пласта после осуществления способа, а также сохранение коллекторских свойств пласта.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of the method of developing an irrigated oil field by eliminating annular flows, reducing the complexity and duration of its implementation with the possibility of conducting geophysical studies of the oil-saturated zone of the reservoir after the implementation of the method, as well as maintaining the reservoir properties of the reservoir.
Поставленные технические задачи решаются способом разработки обводненного нефтяного месторождения, включающим разбуривание его эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава.The stated technical problems are solved by the method of developing an irrigated oil field, including drilling it with production wells crossing a formation consisting of a water-saturated zone separated by an impermeable natural layer with an oil-saturated zone, lowering the casing string followed by perforation of the formation, studying its oil saturation and the intervals of their occurrence, the size of impermeable natural interlayers, creating a screen from an insulating composition that separates the water-saturated Well formation of oil-saturated zone, cutting out a part of the casing, the extension of the borehole in this interval, the enlarged wellbore fill slot insulating composition, drilling of the insulating composition after curing the insulating composition.
Новым является то, что при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка менее 3 м вырезают часть обсадной колонны от подошвы непроницаемого естественного пропластка и до кровли нефтенасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в этом интервале, далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из фрезы с зубьями и отверстиями, хвостовика и стыковочного узла, при этом хвостовик выполнен в виде труб диаметром меньше диаметра обсадной колонны, на нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан, а длину хвостовика выбирают равной расстоянию от забоя до кровли нефтенасыщенной зоны пласта плюс два метра, далее собранную компоновку посредством левого переводника соединяют с заливочной колонной труб и спускают в обсадную колонну скважины до упора зубьев фрезы в забой, причем зубья фрезы направлены в сторону, противоположную направлению вращения заливочной колонны труб при отсоединении заливочной колонны труб от хвостовика, производят вращение заливочной колонны труб с устья скважины по часовой стрелке на 8-10 оборотов и производят отсоединение заливочной колонны труб от хвостовика, после чего приподнимают заливочную колонну труб на 1,5 м, закачивают изолирующий состав в заливочную колонну труб и продавливают продавочной жидкостью в межтрубное пространство, доводят его до головы хвостовика, извлекают заливочную колонну труб с левым переводником и стыковочным узлом из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение, при этом в качестве изолирующего состава применяют микроцемент, после отверждения микроцемента производят разбуривание обратного клапана из внутреннего пространства хвостовика и удаление излишков микроцемента из хвостовика, затем скважину вводят в разработку как добывающую для отбора продукции из нефтенасыщенной зоны пласта или как нагнетательную - для закачки жидкости в водонасыщенную зону пласта.What is new is that when the water-saturated zone is located below the oil-saturated zone of the formation and the thickness of the impermeable natural layer is less than 3 m, a part of the casing is cut from the bottom of the impermeable natural layer to the roof of the oil-saturated zone of the formation, expand the wellbore in this interval, then from the bottom to the top of the well assemble the assembly consisting of a mill with teeth and holes, a shank and a docking unit, while the shank is made in the form of pipes with a diameter smaller than the diameter of the casing at the end of the liner, a check valve is installed, and the length of the liner is chosen equal to the distance from the bottom to the top of the oil-saturated zone of the formation plus two meters, then the assembled assembly is connected to the fill pipe by means of the left sub and lowered into the casing of the borehole until the teeth of the cutter stop, and the teeth the cutters are directed in the direction opposite to the direction of rotation of the casting pipe string when disconnecting the casting pipe string from the shank; the casting pipe string is rotated from the mouth with they are important clockwise by 8-10 revolutions and disconnect the pipe pouring string from the liner, then raise the pipe pouring string by 1.5 m, pump the insulating composition into the pipe fill string and push it with squeezing fluid into the annulus, bring it to the head of the liner remove the casting pipe string with the left sub and the docking unit from the well and leave the insulating composition for curing, while microcement is used as the insulating composition after micro curing ementa produce drilling of the check valve from the interior of the liner and the removal of excess micro-cement liner, then the well is put into the development of both mining for the selection of products from oil saturated formation zone or plenum - for injection liquid in the water-saturated formation zone.
Предлагаемый способ осуществляют при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка менее 3 м. Обычно толщина непроницаемого естественного пропластка составляет от 1,0 до 6,0 м. Для реализации предлагаемого способа толщина непроницаемого естественного пропластка составляет от 1,0 до 3,0 м.The proposed method is carried out by placing the water-saturated zone below the oil-saturated zone of the formation and with a thickness of impermeable natural layer less than 3 m. Usually the thickness of an impermeable natural layer is from 1.0 to 6.0 m. To implement the proposed method, the thickness of the impermeable natural layer is from 1.0 up to 3.0 m.
На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 схематично изображено выполнение способа разработки обводненного нефтяного месторождения.Figure 1, 2, 3, 4, 5, 6 schematically depicts the implementation of the method of developing a watered oil field.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
В данном способе обводненное нефтяное месторождение разбуривают эксплуатационными скважинами 1 (см. фиг.1), пересекающими пласт 2.In this method, a flooded oil field is drilled with production wells 1 (see FIG. 1) crossing the
Пласт 2 состоит из водонасыщенной зоны 3, непроницаемого естественного пропластка 4 и расположенной выше водонасыщенной зоны 3 нефтенасыщенной зоны 5. В скважину 1 спущена и закреплена в ней обсадная колонна 6.The
В обсадной колонне 6 скважины 1 выполнена перфорация нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 с образованием перфорационных отверстий 7. В процессе эксплуатации скважины 1 сточная вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4, представленному глинами, прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2. По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2.In the
При условии размещения водонасыщенной зоны 3 ниже нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 и при толщине непроницаемого естественного пропластка 4 менее 3 м вырезают часть 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1) от подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 и до кровли нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2. Например, при толщине непроницаемого естественного пропластка 4, равного 2,5 м, и при толщине нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, равной 5 м, высота вырезаемой части 9 обсадной колонны 6 составляет: 2,5+5,0=7,5 м.Provided that the water-
Вырезание производят любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).Cutting is carried out by any known device, for example, using a universal cutting device (UVU), lowered into the well on a pipe string (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4, 5).
Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 составляет 1720-1725 м, ниже в интервале 1725-1727,5 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1727,5-1735,5 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Таким образом, вырезают часть 9 (см. фиг.2) в интервале 1720,0-1727,5 м обсадной колонны 6 (см. фиг.1). Расширяют ствол скважины 1 в интервале 1720,0-1727,5 м вырезанной части 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1), например, спуском гидромониторной насадки 10 (см. фиг.3) на колонне труб 11 и закачкой жидкости, например, пресной воды, по колонне труб 11 через гидромониторную насадку 10. Производят расширение 9' ствола скважины 1 (см. фиг.1) в интервале вырезанной части 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1) и вымывают канал перетока по заколонному пространству 8. Затем извлекают гидромониторную насадку 10 (см. фиг.3) с колонной труб 11 из скважины 1 (см. фиг.1). Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из фрезы 12 (см. фиг.4) с зубьями (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано) и отверстиями, хвостовика 13 (см. фиг.4) и стыковочного узла 14.For example, the interval of occurrence of the oil-
Хвостовик 13 выполнен в виде труб диаметром меньше диаметра обсадной колонны 6, а на его нижнем конце устанавливают обратный клапан 15, предназначенный для предотвращения обратного перетока изолирующего состава в хвостовик 13 после его продавки. Например, при диаметре обсадной колонны 6 - 168×9 мм применяют хвостовик 13, состоящий из труб диаметром 114×7 мм.The
Длину хвостовика 13 выбирают равной расстоянию от забоя до кровли нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 плюс два метра. Например, если забой скважины 1 находится в интервале 1750 м, то длина хвостовика 12 будет составлять: 1750,0-1720,0 м+2,0 м=32 м. Далее по индикатору веса, установленному на устье скважины, фиксируют вес собранной компоновки, т.е. фрезы 12 (см. фиг.4) с зубьями и отверстиями, хвостовика 13 и стыковочного узла 14, который составляет, например, 10 кН.The length of the
Затем собранную компоновку посредством левого переводника 16 соединяют с заливочной колонной труб 17 и начинают спускать в обсадную колонну 6 скважины до упора фрезы 12 в забой 18. Во время спуска по индикатору веса, установленному на устье скважины 1, фиксируют общий вес заливочной колонны труб 17 с левым переводником 16 и собранной компоновкой (1,0 кН), который составляет, например 140,0 кН. Доспускают компоновку до упора врезы 12 в забой 18.Then, the assembled assembly is connected through the left-
Зубья (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано) фрезы 12 (см. фиг.4) направлены в сторону, противоположную направлению вращения заливочной колонны труб 17 при отсоединении колонны труб 17 от хвостовика 13.The teeth (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4, 5, 6) of the cutter 12 (see FIG. 4) are directed in the direction opposite to the direction of rotation of the
Производят вращение заливочной колонны труб 17 с устья скважины, например, с помощью гидроротора (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано) по часовой стрелке на 8-10 оборотов (например, на 9 оборотов) и производят отсоединение заливочной колонны труб 17 (см. фиг.4) от хвостовика 13. После чего проверяют надежность отсоединения заливочной колонны труб 17 от хвостовика 13. Для этого приподнимают колонну труб 17 (см. фиг.5) на 1,5 м и по индикатору веса на устье скважины 1 определяют потерю веса хвостовика 13, которая составляет, например, 10 кН, а показания индикатора веса, установленного на устье скважины 1, составляют, например, 130 кН.Rotate the
Стыковочный узел 14 обеспечивает герметичность между заливочной колонной труб 17 и хвостовиком 13 при дальнейших изоляционных работах.The
Затем закачивают изолирующий состав, например, в объеме 1 м3 в заливочную колонну труб 17. Далее закачкой продавочной жидкости, например, сточной воды плотностью 1180 кг/м3 по заливочной колонне труб 17 продавливают изолирующий состав через стыковочный узел 14 и хвостовик 13 через открывшийся под действием избыточного давления обратный клапан 15 и отверстия 19 фрезы 12 в межтрубное пространство 20 и доводят его до головы 21 хвостовика 13.Then, the insulating composition, for example, in a volume of 1 m 3, is pumped into the pouring string of
В качестве изолирующего состава 14 применяют микроцемент, например, супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г.Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Микроцемент смешивают с пресной водой плотностью 1000 кг/м при массовом соотношении 2:3, соответственно. Использование микроцемента обеспечивает проникновение смеси воды и микроцемента в тонкие поры и трещины. Смесь воды и микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшей смеси выше прочности цементного камня, получаемого из смеси воды с обычным тампонажным цементом, используемым при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды. Расчетный объем используемого изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем.As the
Извлекают заливочную колонну труб 17 с левым переводником 16 и стыковочным узлом 14 из скважины 1 и оставляют изолирующий состав на отверждение микроцемента.The casting
После отверждения микроцемента производят разбуривание обратного клапана 15 (см. фиг.5 и 6) и удаление излишков микроцемента из внутреннего пространства хвостовика 13 промывкой технологической жидкостью, например, пресной водой плотностью 1000 кг/м3, причем разбуривание производят с помощью долота и винтового забойного двигателя (ВЗД), спущенных в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано).After curing microcement, the
В качестве ВЗД применяют, например, двигатель винтовой забойный марки Д3-106МР.7/8.37 производства ВНИИБТ-Буровой инструмент (г.Краснодар, Россия).As a VZD, for example, a downhole screw motor of the brand D3-106MP.7 / 8.37 manufactured by VNIIBT-Drilling Instrument (Krasnodar, Russia) is used.
В качестве долота применяют, например, твердосплавное лопастное долото марки 4Л-124 РСТ производства ОАО "Азимут" (г.Уфа, Республика Башкортостан, Россия).As a bit, for example, a carbide blade bit of grade 4L-124 PCT manufactured by Azimut OJSC (Ufa, the Republic of Bashkortostan, Russia) is used.
Затем в зависимости от условий дальнейшей разработки обводненного нефтяного месторождения скважину вводят в разработку как добывающую для отбора продукции из нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.6) пласта 2 или как нагнетательную - для закачки жидкости в водонасыщенную зону 3 пласта 2.Then, depending on the conditions for further development of the irrigated oil field, the well is put into production as production for production from the oil-saturated zone 5 (see Fig. 6) of
Например, для ввода скважины 1 в разработку как добывающую для отбора продукции из нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.6) пласта 2 производят сверлящую перфорацию 22 (см. фиг.6) хвостовика 13 напротив нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.For example, to enter well 1 into production as a production well for selecting products from oil-saturated zone 5 (see Fig. 6) of
Сверлящая перфорация производится, например, с помощью сверлящего перфоратора ПС 95-70, предназначенного для перфорирования скважин, обсаженных колоннами диаметрами 102 - 168 мм. Сверлящий перфоратор ПС 97-70 выпускается ООО НПО "Азимут" (г.Уфа, Республика Башкортостан, Россия).Drilling perforation is carried out, for example, using a PS 95-70 drilling perforator, designed for perforating wells cased with columns with diameters of 102 - 168 mm. The drilling puncher PS 97-70 is produced by NPO Azimut LLC (Ufa, the Republic of Bashkortostan, Russia).
Сверлящая перфорация позволяет вскрывать пласт 2 в щадящем режиме, т.е. с минимальным разрушением цементного камня за хвостовиком 13, что позволяет исключить риск возникновения повторных заколонных перетоков.Drilling perforation allows you to open the
Исключение временной изоляции пласта в процессе реализации способа позволяет сохранить коллекторские свойства пласта.The exclusion of temporary isolation of the reservoir during the implementation of the method allows you to save the reservoir properties of the reservoir.
Реализация предлагаемого способа позволяет снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ по изоляции заколонного перетока в скважине, что, в свою очередь, позволяет снизить материальные и финансовые затраты и создать надежный и прочный экран из изолирующего состава, отделяющий водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон, обеспечивающий эффективное исключение заколонных перетоков из водонасыщенной зоны пласта в нефтенасыщенную зону.The implementation of the proposed method allows to reduce the complexity, reduce the duration of the isolation of the annular flow in the well, which, in turn, allows to reduce material and financial costs and create a reliable and durable screen from the insulating composition, which separates the water-saturated zones of the reservoir from oil-saturated zones, providing effective exclusion casing flows from the water-saturated zone of the formation to the oil-saturated zone.
Также предлагаемый способ позволяет производить разработку как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной зон пласта, а также повысить прочность конструкции скважины путем крепления обсадной колонны скважины напротив вырезанной части обсадной колонны, повысить эффективность разработки нефтяного месторождения, проводить геофизические исследования нефтенасыщенной зоны пласта после осуществления способа, что позволяет контролировать работу как водонасыщенной, так и нефтенасыщенной зон пласта.Also, the proposed method allows the development of both oil-saturated and water-saturated zones of the formation, as well as to increase the strength of the well structure by attaching the casing of the well opposite the cut part of the casing, to increase the efficiency of the development of the oil field, to conduct geophysical studies of the oil-saturated zone of the formation after the method, which allows control the operation of both water-saturated and oil-saturated zones of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142090/03A RU2509884C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Development method of water-flooded oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142090/03A RU2509884C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Development method of water-flooded oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2509884C1 true RU2509884C1 (en) | 2014-03-20 |
Family
ID=50279697
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012142090/03A RU2509884C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Development method of water-flooded oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2509884C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2570157C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well |
| RU2570156C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of flooded oil deposit |
| RU2586120C2 (en) * | 2014-10-17 | 2016-06-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д, Шашина) | Method and system for waterproofing works in well |
| RU2622965C1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for carrying out water shutoff treatment in well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4526232A (en) * | 1983-07-14 | 1985-07-02 | Shell Offshore Inc. | Method of replacing a corroded well conductor in an offshore platform |
| RU2092673C1 (en) * | 1995-07-20 | 1997-10-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for repair of production casing string in well |
| RU2171885C2 (en) * | 1995-07-17 | 2001-08-10 | Дзе Рэд Барон (Ойл Тулз Рентал) Лимитед | Method of construction and casing of branch hole |
| RU2195545C1 (en) * | 2001-08-14 | 2002-12-27 | Хаминов Николай Иванович | Method of isolating flushed zones in producing and injection wells |
| RU2196878C2 (en) * | 2000-12-04 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells |
| RU2420657C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of water-flooded oil deposits |
| RU2431033C1 (en) * | 2010-03-01 | 2011-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method to restore tightness of borehole annulus in well of gas field or field that contains natural gas in its produce |
-
2012
- 2012-10-02 RU RU2012142090/03A patent/RU2509884C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4526232A (en) * | 1983-07-14 | 1985-07-02 | Shell Offshore Inc. | Method of replacing a corroded well conductor in an offshore platform |
| RU2171885C2 (en) * | 1995-07-17 | 2001-08-10 | Дзе Рэд Барон (Ойл Тулз Рентал) Лимитед | Method of construction and casing of branch hole |
| RU2092673C1 (en) * | 1995-07-20 | 1997-10-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for repair of production casing string in well |
| RU2196878C2 (en) * | 2000-12-04 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells |
| RU2195545C1 (en) * | 2001-08-14 | 2002-12-27 | Хаминов Николай Иванович | Method of isolating flushed zones in producing and injection wells |
| RU2431033C1 (en) * | 2010-03-01 | 2011-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method to restore tightness of borehole annulus in well of gas field or field that contains natural gas in its produce |
| RU2420657C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of water-flooded oil deposits |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2586120C2 (en) * | 2014-10-17 | 2016-06-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д, Шашина) | Method and system for waterproofing works in well |
| RU2570157C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well |
| RU2570156C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of flooded oil deposit |
| RU2622965C1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for carrying out water shutoff treatment in well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2513791C1 (en) | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
| RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| EA012022B1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2533465C1 (en) | Well completion and operation method for underground gas storage in water-bearing formation with inhomogeneous lithologic structure | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| RU2514040C1 (en) | Method of fitting well filter in horizontal well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191003 |