RU2066372C1 - Method for treating well critical zone - Google Patents

Method for treating well critical zone Download PDF

Info

Publication number
RU2066372C1
RU2066372C1 RU95108725A RU95108725A RU2066372C1 RU 2066372 C1 RU2066372 C1 RU 2066372C1 RU 95108725 A RU95108725 A RU 95108725A RU 95108725 A RU95108725 A RU 95108725A RU 2066372 C1 RU2066372 C1 RU 2066372C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
pressure
solution
distillate
injection
Prior art date
Application number
RU95108725A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU95108725A (en
Inventor
М.Х. Мусин
Р.Г. Галеев
Р.Х. Муслимов
Ш.Ф. Тахаутдинов
А.Т. Панарин
М.Ш. Залятов
Original Assignee
Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" filed Critical Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть"
Priority to RU95108725A priority Critical patent/RU2066372C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2066372C1 publication Critical patent/RU2066372C1/en
Publication of RU95108725A publication Critical patent/RU95108725A/en

Links

Landscapes

  • Medicinal Preparation (AREA)
  • Cosmetics (AREA)

Abstract

FIELD: oil production, may be used in treating critical zone of production well or the well that is changed over to be injection well for production one. SUBSTANCE: distillate is pumped in the well at well pressure 10 - 20 per cent lower than back pressure in the well in opening. Distillate is held until pressure decreases to the atmospheric one at well mouth. Then 0.5 - 5 per cent solution of non-ionogenic surface-active substance is pumped in the well through on- the-way Devonian water of 1.06 - 1.09 gram per cubic centimeter density. Distillate and the solution of the surface-active substance are pressed in the pool until well pressure exceeds the pressure in opening by not more than 30 per cent. Flow rate of surface-active solution pumped in is increased to stabilize pumping in pressure. With well pressure excessing well back pressure in opening by more than 30 per cent well pressure is decreased to hydrostatic pressure. Then additional perforation of the same productive pool is performed under surface-active solution bed. Solution of surface-active substance is pressed in the pool again and pumping in flow rate in increased to stabilize pressure. EFFECT: higher oil production. 2 cl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей. The invention relates to the oil industry and can be used in the treatment of the bottom-hole zone of a producing well or a well converted to an injection from a producing well.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку соляной кислоты в призабойную зону пласта [1]
Недостатком этого способа является низкая производительность скважин.A known method of processing the bottom-hole zone of the well, including the injection of hydrochloric acid into the bottom-hole zone of the formation [1]
The disadvantage of this method is the low productivity of the wells.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину дистиллата и технологическую выдержку [2]
Недостатком этого способа является недостаточно высокая производительность скважин.Closest to the proposed invention by technical essence is a method of processing the bottom-hole zone of the well, including the injection of distillate into the well and technological exposure [2]
The disadvantage of this method is the insufficiently high productivity of the wells.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение производительности скважин. The aim of the invention is to increase the productivity of wells.

Это достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в скважину дистиллата и технологическую выдержку, дистиллат закачивают при забойном давлении на 10-20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии, технологическую выдержку дистиллата проводят до снижения давления на устье скважины до атмосферного, после технологической выдержки в скважину закачивают 0,5-5% -ный раствор неионогенного поверхностноактивного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см3, продавливают в пласт дистиллат и раствор поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, и увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки.This is achieved by the fact that in the method of processing the bottom-hole zone of the well, including the injection of distillate into the well and technological exposure, the distillate is pumped at bottomhole pressure 10-20% lower than the back pressure at the bottom of the well at opening, the technological exposure of the distillate is carried out until the pressure at the wellhead decreases to atmospheric, after technological exposure, a 0.5-5% solution of a nonionic surfactant in associated Devonian water with a density of 1.06-1.09 g / cm 3 is pumped into the well, and distill is pressed into the formation the lat and surfactant solution until the pressure at the bottom of the well reaches a pressure of no more than 30% of the back pressure at the bottom of the well at opening, and the flow rate of the surfactant solution is increased until the injection pressure is stabilized.

При превышении значения давления на забое скважины более, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, снижают давление на забое до гидростатического, производят дополнительную перформацию в том же интервале продуктивного пласта в среде 0,5-5% -ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см3, вновь продавливают в пласт раствор поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, и увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки.If the pressure at the bottom of the well exceeds more than 30% of the backpressure at the bottom of the well when opening, reduce the pressure at the bottom to hydrostatic, perform additional perforation in the same interval of the reservoir in the medium of a 0.5-5% solution of nonionic surface -active substance in oilfield produced water Devonian density 1,06-1,09 g / cm3, again forced into the surfactant layer of solution until the pressure values at the bottom of the well is not higher than 30% of the backpressure at the well bottom When opening, and increase the injection flow rate of the solution of the surfactant to stabilize the injection pressure.

Существенными признаками предлагаемого изобретения являются: 1) закачка в скважину дистиллата; 2) проведение технологической выдержки; 3) закачка дистиллата при забойном давлении на 10-20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии; 4) проведение технологической выдержки дистиллата до снижения давления на устье скважины до атмосферного; 5) закачка раствора поверхностно-активного вещества после технологической выдержки дистиллата; 6) закачка 0,5-5%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см3; 7) продавка в пласт дистиллата и раствора поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии; 8) увеличение расхода закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки; 9) снижение давления на забое до гидростатического; 10) проведение дополнительной перфорации в том же интервале продуктивного пласта; 11) проведение перфорации в среде 0,5-5%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде с плотностью 1,06-1,09 г/см3; 12) проведение операций по пунктам 9, 10, 11 при превышении значения давления на забое скважины более, чем на 30% от противодавления на забое скважин при вскрытии; 13) построение операций по пунктам 8,9. При освоении добывающих скважин и скважин, переведенных из добывающих в нагнетательные, была замечена зависимость успешности освоения от давления закачки реагентов. При этом эта зависимость является функцией противодавления при вскрытии даже на тех скважинах, которые после бурения были введены в эксплуатацию, работали с определенным дебитом и потеряли продуктивность в период эксплуатации. Повидимому, в этих скважинах проявляются два механизма кольматации пор пласта: первый, связанный с кольматацией продуктами, поступающими из пласта при отборе пластовых флюидов, и второй, связанный с остаточными отрицательными явлениями кольматации пор пласта буровыми растворами при бурении скважин. Предлагаемый способ позволяет одновременно бороться с кольматацией пор пласта, вызванной обоими отрицательными механизмами. Закачка дистиллата в основном позволяет растворить парафиновые отложения, а закачка водного раствора поверхностно-активного вещества позволяет, по-видимому, воздействовать на последствия буровых растворов. Однако без дистиллатной промывки и обеспечения возможности проникновения раствора поверхностно-активного вещества в пласт невозможно провести успешную обработку. Сочетание этих двух приемов необходимо для достижения цели изобретения.The essential features of the invention are: 1) injection of distillate into the well; 2) carrying out technological exposure; 3) injection of distillate at bottomhole pressure 10-20% lower than backpressure at bottomhole at opening; 4) carrying out technological exposure of the distillate to reduce the pressure at the wellhead to atmospheric; 5) injection of a surfactant solution after technological exposure of the distillate; 6) injection of a 0.5-5% solution of a nonionic surfactant in associated Devonian water with a density of 1.06-1.09 g / cm 3 ; 7) the injection into the reservoir of a distillate and a solution of a surfactant until the pressure at the bottom of the well reaches a value of no more than 30% of the back pressure at the bottom of the well at opening; 8) increasing the flow rate of the injection of a surfactant solution to stabilize the injection pressure; 9) reduction of pressure at the bottom to hydrostatic; 10) conducting additional perforation in the same interval of the reservoir; 11) perforation in a medium of a 0.5-5% solution of a nonionic surfactant in associated Devonian water with a density of 1.06-1.09 g / cm 3 ; 12) conducting operations according to paragraphs 9, 10, 11 when the pressure at the bottom of the well is exceeded by more than 30% of the back pressure at the bottom of the well at opening; 13) the construction of operations in paragraphs 8.9. During the development of production wells and wells transferred from production to injection wells, the dependence of development success on the injection pressure of reagents was noted. Moreover, this dependence is a backpressure function during opening even at those wells that were put into operation after drilling, worked with a certain flow rate and lost productivity during the operation period. Apparently, in these wells, two mechanisms of formation pore colmatation are manifested: the first, associated with the clogging of products coming from the formation during the selection of formation fluids, and the second, associated with the residual negative effects of formation pore colmatation by drilling fluids during well drilling. The proposed method allows you to simultaneously combat the formation of pores in the reservoir caused by both negative mechanisms. Injecting distillate basically allows you to dissolve paraffin deposits, and injecting an aqueous solution of a surfactant apparently allows you to influence the consequences of drilling fluids. However, without distillate washing and allowing the penetration of the surfactant solution into the formation, it is not possible to conduct a successful treatment. The combination of these two techniques is necessary to achieve the purpose of the invention.

Конкретные режимы осуществления способа подобраны экспериментально. Specific modes of the method are selected experimentally.

Дистиллат смесь предельных углеводородов с числом атомов углерода 7-10. Дистиллат представляет собой легковоспламеняющуюся нерастворимую в воде жидкость темно-коричневого цвета плотностью 815 кг/м3, с температурой вспышки 30oС.A distillate is a mixture of saturated hydrocarbons with a carbon number of 7-10. The distillate is a flammable water-insoluble dark brown liquid with a density of 815 kg / m 3 , with a flash point of 30 o C.

П р и м е р 1. Добывающая скважина глубиной 1725 м, пересекающая продуктивный пласт с терригенным коллектором, находилась в бездействии, дебит ее был равен нулю. Никакими способами обработки призабойной зоны не удалось оживить скважину, т.е. вызвать приток. На скважине был осуществлен предлагаемый способ. В скважину закачали 25 м дистиллата при забойном давлении 26,0 МПа, что на 15% ниже, чем противодавление на забое скважины при вскрытии, равное 30,0 МПа. Скважину оставляют под давлением на 24 ч, при этом давление на устье скважины снижается до атмосферного за счет диффузии дистиллата в призабойную зону скважины. Продавливают дистиллат в пласт 3%-ным раствором неионогенного поверхностно-активного вещества ОП-10 в попутной девонской воде плотностью 1,07 г/см3 в объеме 15 м3. При этом давлении на устье скважины возрастает, а расход снижается. Доводят давление закачки до достижения давления на забое скважины 39,0 МПа, что на 30% превышает противодавление на забое скважины при вскрытии. увеличивают расход закачки 3%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества ОП-10 в попутной девонской воде плотностью 1,07 г/см3 с 10 м3/сут до 20 м3/сут до стабилизации давления закачки на уровне 37,0 МПа. Закачку прекращают, скважину запускают в эксплуатацию. Дебит скважины после обработки составил 20 тонн нефти в сутки.PRI me R 1. A production well with a depth of 1725 m, crossing the reservoir with a terrigenous reservoir, was inactive, its flow rate was zero. By no means of treatment of the bottom-hole zone, it was not possible to revive the well, i.e. cause inflow. At the well, the proposed method was implemented. 25 m of distillate was pumped into the well at a bottomhole pressure of 26.0 MPa, which is 15% lower than the back pressure at the bottom of the well at opening, equal to 30.0 MPa. The well is left under pressure for 24 hours, while the pressure at the wellhead decreases to atmospheric due to the diffusion of the distillate into the bottomhole zone of the well. The distillate is pushed into the formation with a 3% solution of non-ionic surfactant OP-10 in associated Devonian water with a density of 1.07 g / cm 3 in a volume of 15 m 3 . At this pressure, the wellhead increases, and the flow rate decreases. Bring the injection pressure to the bottom hole pressure of 39.0 MPa, which is 30% higher than the back pressure at the bottom of the well at opening. increase the injection rate of a 3% solution of non-ionic surfactant OP-10 in associated Devonian water with a density of 1.07 g / cm 3 from 10 m 3 / day to 20 m 3 / day until the injection pressure stabilizes at 37.0 MPa . The injection is stopped, the well is put into operation. The well production rate after processing amounted to 20 tons of oil per day.

Пример 2. Выполняют, как пример 1, по закачку дистиллата осуществляют при забойном давлении 27,0 МПа, что на 10% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии, равного 30,0 МПа. Скважину оставляют под давлением на 28 ч, при этом давление на устье скважины снижается до атмосферного. Продавливают дистиллат в пласт 0,5% ным раствором неонола АФ912 в попутной девонской воде плотностью 1,06 г/см3 в объеме 20 м3. Повышают давление на забое скважины до 36,0 МПа, что на 20% выше противодавления на забое скважины при вскрытии. Увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества с 15 м3/сут до 23 м3/сут до стабилизации давления закачки на уровне 36,0 МПа. После этого закачку прекращают и скважину запускают в работу. При этом дебит скважины после обработки составил 17 тонн нефти в сутки.Example 2. Perform, as example 1, the injection of distillate is carried out at a bottomhole pressure of 27.0 MPa, which is 10% lower than the back pressure at the bottom of the well at opening, equal to 30.0 MPa. The well is left under pressure for 28 hours, while the pressure at the wellhead is reduced to atmospheric. The distillate is pushed into the formation with a 0.5% solution of neonol AF 9 12 in associated Devonian water with a density of 1.06 g / cm 3 in a volume of 20 m 3 . The pressure at the bottom of the well is increased to 36.0 MPa, which is 20% higher than the back pressure at the bottom of the well at opening. Increase the injection rate of the surfactant solution from 15 m 3 / day to 23 m 3 / day until the injection pressure stabilizes at 36.0 MPa. After that, the injection is stopped and the well is put into operation. In this case, the well flow rate after treatment amounted to 17 tons of oil per day.

Пример 3. Выполняют, как пример 1, но закачку дистиллата осуществляют при забойном давлении 24,0 МПа, что на 20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии. Скважину оставляют под давлением на 20 ч, при этом давление на устье скважины снижается до атмосферного. Продавливают дистиллат в пласт 5% -ным раствором ОП-7 в попутной девонской воде плотностью 1,09 г /см3 в объеме 13 м3. При этом давление на забое скважины возрастает, а расход снижается. Повышают давление до 40,0 МПа. Затем закачку прекращают. Снижают давление на забое до гидростатического. Производят дополнительную перфорацию в том же интервале продуктивного пласта под слоем ОП-7. Вновь продавливают 0П-7 в пласт. При этом давление на забое повышают до 38,0 МПа. Затем увеличивают расход закачки 0П-7 с 10 м3/сут до 20 м3/сут до стабилизации давления закачки на уровне 37,0 МПа. Далее закачку прекращают, а скважину запускают в работу. Дебит скважины после обработки составил 18 тонн нефти в сутки. Применение предложенного способа позволит освоить ранее неосваиваемые скважины и увеличить добычу нефти на залежи.Example 3. Perform, as example 1, but the injection of distillate is carried out at a bottomhole pressure of 24.0 MPa, which is 20% lower than the back pressure at the bottom of the well at opening. The well is left under pressure for 20 hours, while the pressure at the wellhead is reduced to atmospheric. The distillate is pushed into the formation with a 5% solution of OP-7 in associated Devonian water with a density of 1.09 g / cm 3 in a volume of 13 m 3 . In this case, the pressure at the bottom of the well increases, and the flow rate decreases. Increase pressure to 40.0 MPa. Then the download is stopped. Reduce pressure on the face to hydrostatic. Perform additional perforation in the same interval of the reservoir under a layer of OP-7. Again push through 0P-7 into the reservoir. At the same time, the pressure at the bottom is increased to 38.0 MPa. Then, the injection rate of 0P-7 is increased from 10 m 3 / day to 20 m 3 / day until the injection pressure stabilizes at 37.0 MPa. Next, the injection is stopped, and the well is put into operation. The well production rate after treatment amounted to 18 tons of oil per day. The application of the proposed method will allow to develop previously undeveloped wells and increase oil production in the deposits.

Claims (2)

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину дистиллата и технологическую выдержку, отличающийся тем, что дистиллат закачивают при забойном давлении на 10 20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии, технологическую выдержку дистиллата проводят до снижения давления на устье скважины до атмосферного, после технологической выдержки в скважину закачивают 0,5 5%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см3, продавливают в пласт дистиллат и раствор поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, и увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки.1. The method of processing the bottom-hole zone of the well, including the injection of distillate into the well and technological exposure, characterized in that the distillate is pumped at a bottomhole pressure of 10 20% lower than the back pressure at the bottom of the well at opening, the technological exposure of the distillate is carried out until the pressure at the wellhead is reduced to atmospheric , after technological exposure, 0.5 5% solution of nonionic surfactant in associated Devonian water with a density of 1.06-1.09 g / cm 3 is pumped into the well, distillate is pushed into the formation and a solution of a surfactant until the pressure at the bottom of the well reaches a value not higher than 30% of the back pressure at the bottom of the well at opening, and the injection rate of the surfactant solution is increased until the injection pressure stabilizes. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при превышении значения давления на забое скважины более чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, снижают давление на забое до гидростатического, производят дополнительную перфорацию в том же интервале продуктивного пласта под слоем 0,5 5% -ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06 1,09 г/см3, вновь продавливают в пласт раствор поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии и увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления давления закачки.2. The method according to claim 1, characterized in that when the pressure at the bottom of the well is exceeded by more than 30% of the back pressure at the bottom of the well at the opening, the pressure at the bottom is reduced to hydrostatic, additional perforation is performed in the same interval of the reservoir under the layer 0.5 5% solution of a nonionic surfactant in associated Devonian water with a density of 1.06 1.09 g / cm 3 , the surfactant solution is again pushed into the formation until the pressure at the bottom of the well reaches not more than 30 % about back pressure downhole at the opening and increase the injection flow rate of the solution of the surfactant to stabilize the pressure of the injection pressure.
RU95108725A 1995-06-08 1995-06-08 Method for treating well critical zone RU2066372C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU95108725A RU2066372C1 (en) 1995-06-08 1995-06-08 Method for treating well critical zone

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU95108725A RU2066372C1 (en) 1995-06-08 1995-06-08 Method for treating well critical zone

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2066372C1 true RU2066372C1 (en) 1996-09-10
RU95108725A RU95108725A (en) 1997-05-27

Family

ID=20168243

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU95108725A RU2066372C1 (en) 1995-06-08 1995-06-08 Method for treating well critical zone

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2066372C1 (en)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений,-М.: Недра, 1970, с. 67. 2. Бакиров А.У. и др. Химические методы в процессах добычи нефти -М.: Наука, 1987, c.18-19. *

Also Published As

Publication number Publication date
RU95108725A (en) 1997-05-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2066372C1 (en) Method for treating well critical zone
RU2004116889A (en) METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE
RU2140531C1 (en) Method of treating bottom zone of oil formation
RU2095560C1 (en) Method for treating down-hole zone of oil bed
RU2127807C1 (en) Method for isolation of brine water inflow
RU2185502C1 (en) Method of oil pool development with its decolmatation
RU2070287C1 (en) Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone
RU2120546C1 (en) Method of reagent demudding of wells
RU2095559C1 (en) Method for treating down-hole zone of oil bed
RU2201499C2 (en) Process of treatment of face zone of oil well
RU2187634C2 (en) Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region
RU2066733C1 (en) Method for shutoff of water inflow to producing well
RU2117755C1 (en) Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed
RU2189442C2 (en) Method of cleaning the producing formation bottom-hole zone
RU2101483C1 (en) Method for treating down-hole zone of well
RU2108450C1 (en) Method for development of oil deposit
SU1696683A1 (en) Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool
RU2584440C1 (en) Method of repairing well
RU2084620C1 (en) Method for development of multiple-bed oil pool
RU2243366C2 (en) Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure
SU772294A1 (en) Method of removing liquid from gas well bottom
RU2094591C1 (en) Method for treating down-hole zone of injection well
RU2156356C1 (en) Method of oil formation hydraulic fracturing
RU2107157C1 (en) Method for stimulation of wells by pressure-treatment
RU2065951C1 (en) Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed