RU2047745C1

RU2047745C1 - Well killing method

Info

Publication number: RU2047745C1
Authority: RU
Inventors: Ф.Я. Канзафаров; Н.Т. Балыков; С.Г. Канзафарова
Original assignee: Канзафаров Фидрат Яхьяевич
Priority date: 1992-01-27
Filing date: 1992-01-27
Publication date: 1995-11-10

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: method for killing wells to be repaired involves injection of displacement fluid into the bottom-hole formation zone followed by injection of blocking and killing fluids. The displacement fluid may be aqueous solution of anionogenic surfactant based on alkylbenzene sulfonates sulfonols and aqueous solution of non- ionogenic surfactant ethoxy alkylphenols neonols. The water-hydrocarbon emulsion is Dicin (petroleum product). The blocking fluid contains (% mass) crude oil 10-20, emulsifier 2-5, stabilizing agent 0.05-0.10, and some salt solution the rest. EFFECT: higher efficiency. 2 cl, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов. The invention relates to the oil industry, in particular to killing wells during underground and major repairs.

Известен способ глушения скважин, заключающийся в закачке в призабойную зону перед глушением скважины водным раствором неорганических солей блокирующей жидкости мицеллярного раствора (авт. св. N 874975). Недостатком известного способа является сравнительно низкая эффективность последующего освоения скважин, так как мицеллярный раствор, применяемый в качестве блокирующей жидкости, обладает высокой чувствительностью к агрессии минерализованных пластовых вод. При попадании более 1% минерализованной воды в мицеллярный раствор последний разрушается, отделяя при этом содержащуюся в его составе воду. В результате выделения водной фазы продуктивный пласт блокируется, снижается фазовая проницаемость пласта по нефти, что приводит к снижению продуктивности и, следовательно, к увеличению сроков освоения скважины и связанных с этим материальных затрат. A known method of killing wells, which consists in injecting into the bottomhole zone before killing a well with an aqueous solution of inorganic salts of a blocking fluid of micellar solution (ed. St. N 874975). The disadvantage of this method is the relatively low efficiency of the subsequent development of wells, since the micellar solution used as a blocking fluid has a high sensitivity to aggression of mineralized formation water. If more than 1% of mineralized water enters the micellar solution, the latter is destroyed, separating the water contained in its composition. As a result of the allocation of the aqueous phase, the reservoir is blocked, the phase permeability of the reservoir to oil is reduced, which leads to a decrease in productivity and, consequently, to an increase in the development time of the well and associated material costs.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ глушения скважин, заключающийся в том, что перед закачкой жидкости для глушения блокирующую жидкость задавливают в пласт нефтью с последующей заменой нефти жидкостью для глушения, а в качестве блокирующей жидкости используют смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии [1] Недостатком известного способа является низкая эффективность глушения, так как блокирующая углеводородная жидкость с эмульгатором в процессе продавки в пласт смешивается с пластовой нефтью, в результате чего концентрация эмульгатора в блокирующей углеводородной жидкости снижается и снижение межфазного поверхностного натяжения до требуемых значений не достигается. Связывание пластовой воды блокирующей жидкостью в порах пласта во всем объеме блокирующей жидкости не происходит, образование обратной эмульсии будет происходить лишь по фронту закачиваемой в пласт углеводородной жидкости. Поступающий из пласта газ (газовый фактор) в пластовых условиях растворяется в закачиваемой углеводородной жидкости и изменяет ее состав и свойства. The closest in technical essence and the achieved result to the proposed method is a method of killing wells, which consists in the fact that before injecting the fluid for killing, the blocking fluid is crushed into the reservoir with oil, followed by replacing the oil with a killing fluid, and a mixture of hydrocarbon fluid with emulsion inverse emulsion [1] The disadvantage of this method is the low efficiency of killing, since a blocking hydrocarbon liquid with an emulsifier in the process ce prodavki the reservoir mixes with the oil reservoir, whereby the concentration of emulsifier in the locking hydrocarbon liquid reduced and reduction of interfacial surface tension to the required value not attained. The formation water is not bound by the blocking fluid in the pores of the reservoir in the entire volume of the blocking fluid; the formation of a reverse emulsion will occur only along the front of the hydrocarbon fluid injected into the formation. The gas (gas factor) coming from the reservoir under reservoir conditions dissolves in the injected hydrocarbon fluid and changes its composition and properties.

Целью изобретения является повышение эффективности глушения и освоения скважин. The aim of the invention is to increase the efficiency of killing and well development.

Достигается тем, что при способе глушения скважин, включающем последовательную закачку в призабойную зону блокирующей жидкости и жидкости для глушения, перед закачкой блокирующей жидкости и жидкости для глушения в пласт задавливают буферную жидкость. This is achieved by the fact that with the method of killing wells, which includes sequential injection of blocking fluid and killing fluid into the bottomhole zone, buffer fluid is crushed before the injection of blocking fluid and killing fluid into the formation.

В качестве буферной жидкости используют водный раствор анионогенного или неионогенного ПАВ или водоуглеводородную утяжеленную эмульсию, содержащую ПАВ. As a buffer liquid, an aqueous solution of an anionic or nonionic surfactant or a water-hydrocarbon weighted emulsion containing a surfactant is used.

В качестве анионогенного ПАВ используют соли алкилбензолсульфонатов, например, сульфанол, в качестве неионогенного ПАВ-оксиэтилированные алкилфенолы, например неонол, в качестве водоуглеводородной эмульсии продукт нефтепереработки "Дисин". Salts of alkylbenzenesulfonates, for example, sulfanol, are used as anionic surfactants, as nonionic surfactants, hydroxyethylated alkyl phenols, for example neonol, and Disin oil product as a water-hydrocarbon emulsion.

В качестве блокирующей жидкости используют гидрофобноэмульсионный раствор (ГЭР), содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. As a blocking liquid, a hydrophobic emulsion solution (GER) is used containing oil, saline, emulsifier and stabilizer.

В качестве жидкости для глушения используют подтоварную минерализованную воду или солевой раствор. As a liquid for killing using commercial mineralized water or saline.

Способ осуществляют следующим образом. При проведении подземно-ремонтных операций перед глушением скважины в интервал перфорации закачивают 5-10 м³ буферной жидкости, представляющая собой водный раствор анионогенного ПАВ на основе алкилбензолсульфоната натрия, например раствор сульфанола или раствор неионогенного ПАВ на основе оксиэтилированных алкилфенолов, например неонол или водоуглеводородную утяжеленную эмульсию, содержащую ПАВ продукт нефтепереработки "Дисин". Затем закачивают 10-20 м³ блокирующей жидкости, в качестве которой используется гидрофобно-эмульсионный раствор и задавливают их в пласт подтоварной минерализованной водой или солевым раствором, после чего проводят необходимые ремонтные работы.The method is as follows. When performing underground repair operations before killing a well, 5-10 m ^{3 of} buffer fluid is pumped into the perforation interval, which is an aqueous solution of an anionic surfactant based on sodium alkylbenzenesulfonate, for example, a solution of sulfanol or a solution of a nonionic surfactant based on ethoxylated alkyl phenols, for example, neonol or a heavy hydrocarbon emulsion containing surfactant Disin oil product. Then 10-20 m ^{3 of} blocking fluid is injected, which is used as a hydrophobic-emulsion solution and crushed into the formation by saline water or saline, after which necessary repairs are carried out.

Сущность изобретения заключается в следующем. The invention consists in the following.

Как показывает практика, наибольшую трудность глушения представляют те скважины, которые эксплуатируют совмещенные пласты (два или три пласта), причем пласты различаются по своей проницаемости. При глушении таких скважин задавочными жидкостями на водной основе высокопроницаемая зона пласта поглощает жидкость, а низкопроницаемая продолжает отдавать нефть и газ, в результате этого скважина не глушится, приходится увеличивать плотность и расход задавочной жидкости, но нередко и это не приводит к желаемому результату. As practice shows, the greatest difficulty in killing is represented by those wells that operate combined formations (two or three formations), and formations differ in their permeability. When killing such wells with water-based filling fluids, the highly permeable zone of the formation absorbs the liquid, and the low-permeability continues to produce oil and gas, as a result of this the well is not jammed, it is necessary to increase the density and flow rate of the filling fluid, but often this does not lead to the desired result.

Предлагаемый способ предусматривает закачку вначале буферного раствора, представляющего собой водный раствор анионогенного или неионогенного ПАВ или водоуглеводородную эмульсию, содержащую ПАВ. Так как данный раствор обладает низким поверхностным натяжением, он проникает как в высоко-, так и в низкопроницаемые пропластки, в порах пласта при контакте с нефтью буферный раствор образует микроэмульсии с повышенной вязкостью, тем самым блокируя их. Кроме того, буферный раствор выполняет роль диспергатора газа, это связано с тем, что крупные газовые пузырьки проходят через слой буферного раствора с низким поверхностным натяжением, диспергируются на множество мелких пузырьков, вплоть до образования пены. Подъемная сила мелких газовых пузырьков значительно ниже, чем крупных, что облегчает глушение скважины с высоким газовым фактором. The proposed method involves first injecting a buffer solution, which is an aqueous solution of an anionic or nonionic surfactant or a water-hydrocarbon emulsion containing surfactant. Since this solution has a low surface tension, it penetrates into both high and low permeability layers, and in contact with oil in the pores of the formation, the buffer solution forms microemulsions with increased viscosity, thereby blocking them. In addition, the buffer solution acts as a gas dispersant; this is due to the fact that large gas bubbles pass through the buffer solution layer with low surface tension and disperse into many small bubbles, up to the formation of foam. The lifting force of small gas bubbles is much lower than large, which facilitates killing wells with a high gas factor.

Вслед за буферным раствором закачивают блокирующую жидкость, в качестве которого используется гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР), состоящий из нефти, солевого раствора, эмульгатора и стабилизатора. Блокирующая жидкость при задавке в пласт проникает в высокопроницаемые пропластки и, благодаря высокой вязкости и структурно-механическим свойствам, блокирует их. Following the buffer solution, a blocking liquid is pumped, which is used as a hydrophobic-emulsion solution (GER), consisting of oil, saline, emulsifier and stabilizer. The blocking fluid penetrates into the highly permeable interlayers when it is injected into the formation and, due to its high viscosity and structural-mechanical properties, blocks them.

Проникновение и поглощение высокопроницаемыми пропластками жидкости глушения, в качестве которого используется подтоварная вода, не происходит. Кроме того, ГЭР, проходя по порам пласта, гидрофобизирует их, повышая тем самым фазовую проницаемость по нефти. При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней нефтяной фазой ГЭР, разрушая его, и ГЭР легко выносится из пор пласта. Вместе с буферным раствором, содержащим ПАВ, из пор пласта удаляются мелкодисперсные твердые глинистые частицы, загрязняющие призабойную зону пласта, в результате чего фильтрационные свойства пласта восстанавливаются или улучшаются, приток нефти в скважину облегчается. Penetration and absorption by the highly permeable layers of the kill fluid, which is used as commercial water, does not occur. In addition, GER, passing through the pores of the reservoir, hydrophobizes them, thereby increasing the phase permeability of oil. When a well is put into operation, reservoir oil is mixed with the external oil phase of the GER, destroying it, and the GER is easily removed from the pores of the reservoir. Together with a buffer solution containing surfactants, finely dispersed solid clay particles that contaminate the bottom-hole zone of the formation are removed from the pores of the formation, as a result of which the filtration properties of the formation are restored or improved, the flow of oil into the well is facilitated.

При пуске скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ скважина сразу выходит на устойчивый режим без использования компрессора для освоения скважины. When the well is put into operation after repair work, the well immediately enters a stable mode without using a compressor to develop the well.

Ниже приведены конкретные примеры осуществления способа. The following are specific examples of the method.

П р и м е р 1. Способ глушения осуществляют на скважине 32533 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта скважины. Скважина эксплуатирует совмещенные пласты АВ_1-3. Интервалы перфораций 1706-1711, 1719-1730, 1737-1738 и 1752,5-1754,5 м. Перфорированная мощность пластов 19 м. Давление пластовое 190 атм, газовый фактор 88 м³/м³, дебит по жидкости 300 м³/сут, обводненность 70% Вследствие поглощения пласта и высокого газового фактора скважина не глушилась солевым раствором плотностью 1,18 г/см³ в объеме 80 м³.PRI me R 1. The method of killing is carried out on the well 32533 Samotlor field during underground repair of the well. The well operates combined layers AB _1-3 . Perforation intervals 1706-1711, 1719-1730, 1737-1738 and 1752.5-1754.5 m. Perforated formation thickness 19 m. Formation pressure 190 atm, gas factor 88 m ³ / m ³ , fluid flow rate 300 m ³ / day, water cut of 70% Due to the absorption of the reservoir and the high gas factor, the well was not muffled by saline with a density of 1.18 g / cm ³ in a volume of 80 m ³ .

Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м³, содержащий водный раствор анионогенного ПАВ сульфанола, и продавливают ее в пласт 10 м³ ГЭР, содержащего нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. Затем закачивают солевой раствор плотностью 1,18 г/см в объеме в 2 раза меньше расчетного (20 м³) и продавливают ГЭР с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования. После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина выходит сразу на устойчивый режим работы с первоначальным дебитом 300 м³/сут.According to the proposed method, a buffer liquid in a volume of 10 m ³ containing an aqueous solution of anionic surfactant sulfanol is pumped into the perforation interval through the tubing, and it is pressed into a 10 m ³ reservoir ^of HER containing oil, saline, emulsifier and stabilizer. Then, the saline solution is pumped with a density of 1.18 g / cm in a volume 2 times less than the calculated one (20 m ³ ) and the GER is forced through with the cementing unit CA-320 at a pressure of 80 atm and the underground equipment is repaired. After the repair is completed, the pump is turned on and the well is put into operation. The well immediately goes into a stable mode of operation with an initial flow rate of 300 m ³ / day.

П р и м е р 2. Способ осуществляют на скважине 3453 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта. Скважина эксплуатирует совмещенные пласты АВ ₃ ¹ и АВ_2-3. Интервал перфорации 1853-1857,5; 1861,5-1863,5; 1865-1874 м. Перфорированная мощность пластов 15,5 м, пластовое давление 162 атм, дебит по жидкости 786 м³/сут, обводненность 87% Глушение скважины при предыдущем ремонте осуществляли 40 м³ солевого раствора плотностью 1,10 г/cм³, приток жидкости наблюдался через 3 сут.PRI me R 2. The method is carried out at well 3453 Samotlor field during underground repairs. The well operates combined layers AB ₃ ¹ and AB _2-3 . Perforation interval 1853-1857.5; 1861.5-1863.5; 1865-1874 m. Perforated reservoir thickness 15.5 m, reservoir pressure 162 atm, fluid flow rate 786 m ³ / day, water cut 87%. Well muffling during the previous repair was carried out with 40 m ³ saline with a density of 1.10 g / cm ³ , fluid flow was observed after 3 days.

Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м³, содержащий раствор неионогенного ПАВ неонола АФ_9-12, и продавливают ее в пласт 20 м³ ГЭР такого же состава, что и в примере 1. Затем закачивают солевой раствор (1,18 г/см³) в объеме 20 м³ и продавливают ГЭР с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования.According to the proposed method, a buffer fluid in a volume of 10 m ³ containing a solution of a nonionic surfactant neonol AF _{9-12 is} pumped into the perforation interval through the tubing, and it is pressed into a 20 m ³ GER of the same composition as in Example 1. Then, it is pumped with saline a solution (1.18 g / cm ³ ) in a volume of 20 m ³ and pressurize the GER using a cementing unit CA-320 at a pressure of 80 atm and repair the underground equipment.

После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина выходит сразу на устойчивый режим работы с дебитом 792 м³/сут.After the repair is completed, the pump is turned on and the well is put into operation. The well immediately goes into a stable mode of operation with a flow rate of 792 m ³ / day.

П р и м е р 3. Способ осуществляют на скважине 3402 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта. Скважина эксплуатирует пласт АВ_1-3 ³, интервал перфорации 1756-1767,5 м, перфорированная мощность пласта 11,5 м. Пластовое давление 173 атм, газовый фактор 80 м³/м³, дебит по жидкости 130 м³/сут, обводненность 65% При предыдущем глушении солевым раствором приток жидкости наблюдался через 5 сут.PRI me R 3. The method is carried out on the well 3402 Samotlor field during underground repairs. The well operates reservoir AB _1-3 ³ , the perforation interval is 1756-1767.5 m, the perforated thickness of the reservoir is 11.5 m. The reservoir pressure is 173 atm, gas factor 80 m ³ / m ³ , fluid flow rate is 130 m ³ / day, water cut 65% During the previous killing with saline, fluid flow was observed after 5 days.

Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м³, содержащую водоуглеводородную утяжеленную эмульсию "Дисин", и продавливают ее в пласт 20 м³ ГЭР такого же состава, что и в примере 1. Затем закачивают подтоварную минерализованную воду и продавливают ГЭР с помощью агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования. После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина сразу выходит на устойчивый режим работы с первоначальным дебитом 130 м³/сут.According to the proposed method, in the perforation interval through the tubing, a buffer liquid of 10 m ³ volume containing Disin water-hydrocarbon weighted emulsion is pumped and 20 m ³ GER of the same composition as in Example 1 are pressed into the formation. Then salted mineral water is pumped and pushing the GER with the help of the CA-320 unit at a pressure of 80 atm and repairing the underground equipment. After the repair is completed, the pump is turned on and the well is put into operation. The well immediately enters a stable mode of operation with an initial flow rate of 130 m ³ / day.

Предлагаемый способ глушения был использован на 76-ти скважинах ПО "Нижневартовскнефтегаз". The proposed method of silencing was used at 76 wells at Nizhnevartovskneftegaz.

Характеристики некоторых скважин и результаты обработок приведены в таблице. Characteristics of some wells and treatment results are shown in the table.

Таким образом, предлагаемый способ глушения скважины позволяет повысить эффективность глушения и освоения скважины, а также вывод ее на устойчивый режим работы, исключает попадание в продуктивный пласт солевых растворов, отрицательно влияющих на коллекторские свойства пласта, позволяет снизить расход соли на 50% или полностью заменить солевой раствор на подтоварную минерализованную воду. Thus, the proposed method of killing a well allows to increase the efficiency of killing and well development, as well as bringing it to a stable mode of operation, eliminates saline entering the reservoir, adversely affecting the reservoir properties of the formation, allows to reduce salt consumption by 50% or completely replace salt solution for commercial mineralized water.

Дополнительная добыча нефти составляет 400-500 т на одну ремонтную скважино-операцию при среднем дебите скважины 66 т/сут за счет сокращения времени освоения, выхода скважины на режим и исключения повторных операций по глушению скважин. Additional oil production is 400-500 tons per repair well operation with an average well flow rate of 66 tons / day due to the reduction of development time, well completion and elimination of repeated operations to kill the wells.

Claims

1. WELL KILLING METHOD, which includes sequential injection of blocking and killing fluids into the bottomhole zone, characterized in that before injecting the blocking and killing fluids into the formation, the buffer fluid is pre-crushed in a volume of 5-10 m ³ , and as a buffer fluid use a 0.01-0.1% solution of anionic or nonionic surfactant or a water-hydrocarbon weighted emulsion containing surfactant; a hydrophobic-emulsion solution in a volume of 10-20 m ³ consisting of from oil, saline, emulsifier and stabilizer, in the following ratios of components, wt.

Oil 10 20
Emulsifier 2 5
Stabilizer 0.05 0.1
Saline solution Else
and as a liquid for killing using commercial mineralized water or saline in a volume of 10-40 m ³ .

2. The method according to claim 1, characterized in that sulfonols are used as anionic surfactants, sulfonols are salts of alkylbenzenesulfonates, neonols are hydroxyethylated alkyl phenols, and the product "Disin" is used as a water-hydrocarbon emulsion.