RU2070287C1 - Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone - Google Patents
Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2070287C1 RU2070287C1 RU94025398A RU94025398A RU2070287C1 RU 2070287 C1 RU2070287 C1 RU 2070287C1 RU 94025398 A RU94025398 A RU 94025398A RU 94025398 A RU94025398 A RU 94025398A RU 2070287 C1 RU2070287 C1 RU 2070287C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- zone
- oil
- injection
- inflow
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for processing a bottomhole zone of a well.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий определение местоположения и приемистости зоны притока нефти и зоны притока воды, определение скоростей закачки по приемистости этих зон, одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, регулирование границы раздела между рабочими агентами в призабойной зоне скоростями их закачки. The closest to the proposed invention in terms of technical nature and the achieved result is a method of treating the bottom-hole zone of a producing well, including determining the location and injectivity of the zone of oil inflow and the zone of water inflow, determining injection speeds by the injectivity of these zones, simultaneous injection of working agents into the zones of oil and water influx through the tubing string and through the annulus, adjusting the interface between the working agents in the bottomhole zone with their speeds pitching.
Недостатком этого способа является его невысокая эффективность. The disadvantage of this method is its low efficiency.
Целью предлагаемого изобретения является увеличение эффективности способа. При этом увеличится количество нефти и уменьшится количество воды в продукции добывающей скважины. The aim of the invention is to increase the efficiency of the method. In this case, the amount of oil will increase and the amount of water in the production of the producing well will decrease.
Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем определение местоположения и приемистости зоны притока нефти и зоны притока воды, определение соотношения скоростей закачки по соотношению приемистости этих зон, одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, регулирование границы раздела между рабочими агентами в призабойной зоне скоростями их закачки перед закачкой рабочих агентов проводят закачку кислотосодержащего агента, а после закачки рабочих агентов производят технологическую выдержку, в качестве рабочих агентов в зону притока нефти последовательно закачивают водоудаляющий агент, углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества и проталкивающую жидкость, а в качестве рабочих агентов в зону притока воды последовательно закачивают буферную жидкость, гидрофобизатор на основе кремнийорганического вещества и проталкивающую жидкость. This goal is achieved by the fact that in the method of processing the bottom-hole zone of a producing well, including determining the location and injectivity of the zone of oil inflow and the zone of water inflow, determining the ratio of injection rates from the ratio of the injectivity of these zones, simultaneously pumping working agents into the zones of oil and water inflow through the pumping column -compressor pipes and through the annulus, regulation of the interface between the working agents in the bottom-hole zone by their injection rates before the injection of working agents the acid-containing agent is injected, and after the working agents are injected, technological exposure is performed, as a working agent, a water-removing agent, a hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent based on a cationic surfactant and a pushing liquid are successively pumped into the zone of oil inflow, and as working agents, they are pumped into the zone of water inflow sequentially injected buffer fluid, a silicone based water repellent and a push fluid.
Углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества можно закачивать в виде нескольких оторочек с уменьшающейся концентрацией поверхностно-активного вещества. A hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent based on a cationic surfactant can be injected in the form of several rims with a decreasing concentration of surfactant.
Большинство нефтяных коллекторов обладает неоднородностью по проницаемости жидкостей вода нефть, а по смачиваемости относятся к гидрофильным породам, которые капиллярно удерживают воду в объеме пор. В связи с этим в период разработки нефтяных месторождений возникают большие осложнения в результате удержания породой воды и блокирования выхода из пористой среды нефти. Особенно отрицательный эффект получается в призабойной зоне пласта. Интенсифицировать процесс разработки таких залежей нефти можно путем управления смачиваемостью призабойной части пласта добывающих скважин. Most oil reservoirs are heterogeneous in water-oil-liquid permeability, and in wettability are hydrophilic rocks that capillarily retain water in the pore volume. In this regard, during the development of oil fields, great complications arise as a result of the retention of water by the rock and blocking the exit of the porous medium of oil. A particularly negative effect is obtained in the bottomhole formation zone. The process of developing such oil deposits can be intensified by controlling the wettability of the bottom-hole part of the reservoir of producing wells.
Приток нефти из пласта к забою добывающих скважин затруднен из-за образования в призабойной части техногенной радиальной зоны повышенной водонасыщенности, блокирующей поток нефти. Образование этой зоны повышенной водонасыщенности связано с проникновением в пласт воды при бурении скважины, при вскрытии пласта и при глушении его для проведения различных технологических или ремонтных операций в скважине, а также при поступлении воды в скважину из водоносных горизонтов и по высокопроницаемым зонам пласта. The inflow of oil from the reservoir to the bottom of production wells is difficult due to the formation in the near-bottom of the technogenic radial zone of increased water saturation, blocking the flow of oil. The formation of this zone of increased water saturation is associated with the penetration of water into the formation when drilling a well, when opening the formation and killing it for various technological or repair operations in the well, as well as when water enters the well from aquifers and through highly permeable zones of the formation.
Вода фильтруется в пласт из глинистого бурового раствора или из жидкости глушения, а также оттесняет нефть из призабойной части вглубь пласта и удерживается в порах капиллярными силами. В дальнейшем при освоении скважин, нефть зачастую оказывается не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в порах призабойной части пласта, скважина становится безприточной либо низкодебитной. Water is filtered into the reservoir from a clay mud or from a kill fluid, and also pushes oil from the bottomhole into the reservoir and is retained in the pores by capillary forces. In the future, when developing wells, oil is often not able to overcome the capillary pressure that holds water in the pores of the bottom of the formation; the well becomes supplyless or low-yield.
В гидрофильной породе давление, возникающее на границе раздела фаз в порах, удерживает воду в пористой среде. Но если поверхность твердого тела, т.е. частиц породы, обработать гидрофобизирующими веществами, она приобретает водоотталкивающее свойство и капиллярное давление меняет свой знак на обратный, т. е. оно теперь вытесняет воду из капилляра. Это значит, что в призабойной зоне пласта вода вытесняется нефтью из мелких пор в крупные, из которых она, в дальнейшем при освоении скважин легко может быть удалена. In a hydrophilic rock, the pressure arising at the phase boundary in the pores retains water in the porous medium. But if the surface of a solid, i.e. particles of the rock, treated with hydrophobic substances, it acquires a water-repellent property and capillary pressure reverses its sign, that is, it now displaces water from the capillary. This means that in the bottom-hole zone of the formation, water is displaced by oil from small pores to large ones, from which it can easily be removed later on in well development.
Изобретение осуществляется следующим образом. The invention is as follows.
На начальной стадии известными геофизическими способами определяют местоположение и приемистость зоны притока в скважину воды и зоны притока нефти. Из соотношения приемистостей этих зон определяют соотношение скоростей закачки рабочих агентов в зоны притока нефти и воды. Зона притока воды будет соответствовать зоне обработки гидрофобизатором на основе кремнийорганического вещества, а зона притока нефти углеводородным раствором гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества. Далее осуществляют закачку кислото-содержащего агента, который обеспечивает очистку обрабатываемой призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений и растворение части породы на значительном удалении от ствола скважины. Закачка кислотосодержащего агента в призабойную зону скважины перед закачкой гидрофобизатора обеспечивает больший гидрофобизирующий эффект, а также приводит к увеличению проницаемости пористой среды призабойной зоны. At the initial stage, using the well-known geophysical methods, the location and throttle response of the zone of water inflow into the well and the zone of oil inflow are determined. From the ratio of injectivity of these zones, the ratio of the rates of injection of working agents into the zones of oil and water influx is determined. The zone of water influx will correspond to the treatment zone with a water repellent agent based on organosilicon substance, and the zone of oil inflow with a hydrocarbon solution of water repellent based on a cationic surfactant. Next, an acid-containing agent is injected, which ensures the cleaning of the treated bottom-hole zone from asphalt-resin-paraffin deposits and the dissolution of part of the rock at a considerable distance from the wellbore. The injection of an acid-containing agent into the bottomhole zone of the well before the injection of the hydrophobizator provides a greater hydrophobizing effect, and also leads to an increase in the permeability of the porous medium of the bottomhole zone.
После закачки кислотосодержащего агента в зону притока нефти начинают закачивать водоудаляющий агент. After pumping an acid-containing agent into the zone of oil inflow, a water-removing agent is started to be pumped.
Это производят из следующих соображений. Закачка кислотосодержащего агента в призабойную зону скважины перед закачкой гидрофобизатора не может обеспечить наибольший гидрофобизирующий эффект из-за присутствия водной фазы на поверхности пористой среды. Наличие воды на поверхности твердого тела предотвращает прямой контакт гидрофобизатора с поверхностью и ухудшает адсорбцию на ней катионного поверхностно-активного вещества. Кроме этого наличие минерализованной воды, которой является пластовая вода, в нефтяном коллекторе при контакте с катионным поверхностно-активным веществом, растворенным в углеводороде, вызывает образование эмульсии и в результате этого снижается продуктивность добывающих скважин. В связи с этим для обеспечения наибольшего гидрофобизирующего эффекта после закачки кислотосодержащего агента и до закачки углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества осуществляют закачку водоудаляющего агента. This is done for the following reasons. The injection of an acid-containing agent into the bottomhole zone of the well before the injection of the hydrophobizing agent cannot provide the greatest hydrophobizing effect due to the presence of the aqueous phase on the surface of the porous medium. The presence of water on the surface of a solid prevents direct contact of the water repellent with the surface and impairs the adsorption of a cationic surfactant on it. In addition, the presence of mineralized water, which is produced water, in the oil reservoir when in contact with a cationic surfactant dissolved in a hydrocarbon causes the formation of an emulsion and, as a result, the productivity of production wells decreases. In this regard, to ensure the greatest hydrophobizing effect after injection of an acid-containing agent and before injection of a hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent based on a cationic surfactant, a water-removing agent is injected.
Затем в зону притока нефти осуществляют закачку углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества, который обеспечивает устойчивую гидрофобизацию поверхности пористой среды нефтяного коллектора, но при этом не снижается проницаемость обработанной зоны в добывающей скважине. После гидрофобизации поверхности пористой среды уменьшается водонасыщенность и увеличивается проницаемость для нефти. После этого в зону гидрофобизации закачивают проталкивающий агент для проникновения закачиваемых компонентов в глубину пласта. Одновременно с началом закачки в зону притока нефти водоудаляющего агента в зону притока воды начинают закачивать буферную жидкость, которая обеспечивает одновременное начало и прекращение закачки рабочих агентов в обе зоны. В связи с тем, что соотношение приемистостей зон притока нефти и воды меняются от скважины и объем гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества в зону притока воды составляет меньшую величину, чем объем гидрофобизатора в зону притока нефти, то для того, чтобы отрегулировать объем жидкости закачиваемый в зону притока воды для одновременного прекращения закачки рабочих агентов в обе зоны необходима буферная жидкость. После буферной жидкости последовательно закачивают гидрофобизатор на основе кремнийорганического вещества и проталкивающую жидкость. Кремнийорганические соединения в присутствии воды гидролизуются и легко конденсируются с потерей молекулы воды и образуют полимерные соединения гидрофобного характера, которые не только гидрофобизируют гидрофильную пористую поверхность нефтяного коллектора, но и снижают приток воды в добывающую скважину. Закачку компонентов в зоны притока нефти и воды ведут одновременно, но по раздельным каналам. Например, до начала закачки в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже зоны перфорации и закачку рабочих агентов, например, в зону притока нефти ведут через затрубное пространство, т.е. между колонной НКТ и эксплуатационной колонной, а рабочие агенты, закачиваемые через колонну НКТ, доходят до низа этой колонны, а затем поднимаются вверх по затрубному пространству навстречу другому потоку, закачиваемому сверху по затрубному пространству. Then, a hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent based on a cationic surfactant is injected into the oil inflow zone, which provides stable hydrophobization of the surface of the porous medium of the oil reservoir, but the permeability of the treated zone in the production well is not reduced. After hydrophobization of the surface of a porous medium, water saturation decreases and oil permeability increases. After that, a pushing agent is pumped into the hydrophobization zone for penetration of the injected components into the depth of the formation. Simultaneously with the beginning of the injection of a water-withdrawing agent into the oil inflow zone, the buffer fluid begins to be pumped into the water inflow zone, which ensures the simultaneous start and termination of the pumping of working agents into both zones. Due to the fact that the ratio of injectivities of the zones of oil and water influx varies from the well and the volume of the hydrophobizator based on organosilicon substances in the zone of water influx is less than the volume of the hydrophobizator in the zone of oil influx, in order to adjust the volume of fluid injected into the zone the influx of water to simultaneously stop the injection of working agents in both zones requires a buffer fluid. After the buffer liquid, a water-repellent agent based on organosilicon substance and a push fluid are sequentially pumped. Organosilicon compounds in the presence of water hydrolyze and easily condense with the loss of a water molecule and form polymer compounds of a hydrophobic nature, which not only hydrophobize the hydrophilic porous surface of the oil reservoir, but also reduce the flow of water into the production well. Components are injected into the zones of oil and water inflow simultaneously, but through separate channels. For example, before the start of injection into the well, a string of tubing (tubing) is lowered below the perforation zone and the injection of working agents, for example, into the zone of oil flow through the annulus, i.e. between the tubing string and the production string, and the working agents pumped through the tubing string reach the bottom of this string, and then rise up the annulus to meet another flow pumped up from the annulus.
Соотношение скоростей закачки рабочих агентов, т.е. объемов закачки в единицу времени определяют по соотношению приемистостей зон притока нефти и воды. Соотношение скоростей закачки рабочих агентов должно соответствовать соотношению приемистости этих зон. The ratio of injection rates of working agents, i.e. injection volumes per unit time is determined by the ratio of injectivity of the zones of oil and water influx. The ratio of the injection rates of the working agents should correspond to the injectivity ratio of these zones.
Тогда, учитывая то, что один поток жидкости идет сверху, другой снизу, а соотношение их скоростей закачки соответствует соотношению приемистостей зон, при контакте двух потоков дальнейшее их движение по вертикали прекращается и устанавливается граница их раздела, которая будет сохраняться и при движении потоков в пористой среде призабойной зоны скважины. Then, given the fact that one fluid flow goes from above, the other from below, and the ratio of their injection speeds corresponds to the ratio of the injectivity of the zones, when two flows come into contact, their further vertical movement stops and their interface is established, which will be preserved even when the flows move in a porous the bottom hole zone of the well.
Таким образом, при контакте двух потоков в зону притока нефти будут последовательно поступать водоудаляющий агент, углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества и проталкивающая жидкость и одновременно с этим в зону притока воды будут последовательно поступать буферная жидкость, гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества и проталкивающая жидкость. Thus, when two streams come into contact, a water-removing agent, a hydrocarbon solution of a water-repellent agent based on a cationic surfactant and a pushing liquid will sequentially enter a zone of oil influx, and at the same time, a buffer liquid, a water-repellent agent based on organosilicon substance will sequentially enter the zone of water inflow pushing fluid.
После окончания закачки проводят технологическую выдержку для завершения процесса гидрофобизации как в зоне притока нефти, так и в зоне притока воды. After the injection is completed, technological exposure is carried out to complete the hydrophobization process both in the zone of oil inflow and in the zone of water inflow.
В зону притока нефти углеводородный раствор гидрофобизатора можно закачивать несколькими оторочками. Первая оторочка раствора гидрофобизатора закачивается в таком объеме и с такой концентрацией чтобы количество гидрофобизатора для адсорбции его на поверхности пористой среды было бы достаточно на всю глубину обработки призабойной зоны скважины. При этом объем первой оторочки может быть значительно меньшим, чем объем обрабатываемого порового пространства, а количество растворенного гидрофобизатора должно быть достаточным для покрытия адсорбционным слоем всей поверхности обрабатываемой зоны, исходя из расчета адсорбции гидрофобизатора единицей поверхности пористой среды, умноженной на площадь этой поверхности. The hydrocarbon solution of the hydrophobizer can be pumped into the zone of oil inflow with several rims. The first rim of the hydrophobizator solution is pumped in such a volume and with such a concentration that the amount of the hydrophobizer to adsorb it on the surface of the porous medium would be sufficient for the entire depth of the bottom hole treatment zone. In this case, the volume of the first rim can be significantly smaller than the volume of the treated pore space, and the amount of dissolved water repellent must be sufficient to cover the entire surface of the treated zone with an adsorption layer, based on the calculation of the adsorption of water repellent by the surface unit of the porous medium multiplied by the surface area.
Объем последующих оторочек раствора гидрофобизатора по объему равен объему всего порового пространства обрабатываемой зоны, а концентрация гидрофобизатора в растворе соответствует величине, которая предотвращает десорбцию гидрофобизатора с поверхности. The volume of subsequent rims of the water repellent solution in volume is equal to the volume of the entire pore space of the treated zone, and the concentration of the water repellent in the solution corresponds to a value that prevents the desorption of the water repellent from the surface.
Пример 1. Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине (пласт Б-8) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 2254 м. Интервал перфорации 2230 2250 м. Объем затрубного пространства - 33,7 м3, а НКТ 6,8 м3.Example 1. The treatment of the bottom-hole zone was carried out at the production well (reservoir B-8) of the Samotlor field. The bottom of the well is at a depth of 2254 m. The perforation interval is 2230 2250 m. The annular volume is 33.7 m 3 and the tubing is 6.8 m 3 .
В скважину спустили геофизический прибор РГД (расходомер гидравлический дистанционный) и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 2230 2240 м, а зона притока воды 2240 2250 м. С помощью геофизического прибора РГД определили также приемистость этих зон на жидкости глушения, которые при давлении 145 ати составили 490 м3/сут и 540 м3/сут. соответственно.The RGD geophysical instrument (hydraulic remote flowmeter) was lowered into the well and with its help it was determined that the zone of oil inflow is in the depth range of 2230 2240 m, and the zone of water inflow is 2240 2250 m. The injectivity of these zones on the kill fluid was also determined using the RGD geophysical device which at a pressure of 145 atm amounted to 490 m 3 / day and 540 m 3 / day. respectively.
Для поддержания уровня раздела двух жидкостей, одна из которых подается через НКТ, а другая через затрубное пространство, в затрубном пространстве на глубине 2240 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что соотношение скоростей закачки жидкостей через колонку НКТ и через затрубное пространство составляет 1.1/1.0, соответственно. To maintain the separation level of two fluids, one of which is supplied through the tubing, and the other through the annulus, in the annulus at a depth of 2240 m, based on the ratio of the injectivity of the zones of oil and water inflow, it was found that the ratio of fluid injection rates through the tubing string and through the annulus is 1.1 / 1.0, respectively.
Далее в скважину допустили колонну НКТ до глубины 2252 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации). Further, the tubing string was allowed into the well to a depth of 2252 m (the tubing string descends below the perforation interval).
Так как в колонне НКТ и затрубном пространстве скважины находится жидкость глушения, необходимая для спуска-подъема НКТ, то для ее удаления через затрубное пространство закачали 12 м3 безводной нефти. Закачку безводной нефти производили при открытой задвижке на колонне НКТ. При этом сброс жидкости глушения осуществлялся через НКТ.Since there is a kill fluid in the tubing string and in the annulus of the well, which is necessary for lowering and raising the tubing, 12 m 3 of anhydrous oil was pumped through the annulus to remove it. Anhydrous oil was pumped with an open valve on the tubing string. In this case, the discharge of the kill fluid was carried out through the tubing.
Далее проводят подготовку скважины для того, чтобы обеспечить одновременную закачку рабочих агентов в зону притока нефти и в зону притока воды. Next, the wells are prepared in order to provide simultaneous injection of working agents into the zone of oil inflow and into the zone of water inflow.
Подготовка включает в себя подачу рабочих агентов в затрубное пространство и колонну НКТ без проникновения этих агентов в пласт. The preparation includes the supply of working agents to the annulus and tubing string without penetration of these agents into the formation.
Это осуществляется следующим образом. This is as follows.
Сначала производят подачу рабочих агентов в затрубное пространство при открытой линейной задвижке на колонне НКТ. Т.к. задвижка на колонне НКТ открыта, то рабочие агенты не поступают в пласт, а вытесняют жидкость глушения, находящуюся в затрубном пространстве в колонне НКТ. First, the supply of working agents in the annulus with an open linear valve on the tubing string. Because the valve on the tubing string is open, then the working agents do not enter the reservoir, but displace the kill fluid located in the annulus in the tubing string.
В затрубное пространство последовательно подают рабочие агенты, необходимые для закачки в зону притока нефти: 14 м3 водоудаляющего агента, 10 м3 углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 9 м3 проталкивающей жидкости. В качестве водоудаляющего агента использовали 0,5% -ный раствор ПАВ (СНПХ-7843В. ТУ 39-57656557-114-91) в безводной нефти.The working agents necessary for pumping into the oil inflow zone are successively fed into the annulus: 14 m 3 of water-removing agent, 10 m 3 of a hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent based on cationic surfactant and 9 m 3 of push fluid. A 0.5% solution of surfactant (SNPCH-7843B. TU 39-57656557-114-91) in anhydrous oil was used as a water-removing agent.
В качестве углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ использовали 0,5%-ный раствор ДОН-52 (ТУ 39.507-63-062-89) в безводной нефти. A 0.5% solution of DON-52 (TU 39.507-63-062-89) in anhydrous oil was used as a hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent based on a cationic surfactant.
В качестве проталкивающей жидкости использовали безводную нефть. Anhydrous oil was used as the pushing fluid.
При этом затрубное пространство заполняется рабочими агентами до верхних отверстий интервалов перфорации (т.е. до кровли зоны притока нефти). В затрубном пространстве в районе интервалов перфорации и в колонне НКТ находится безводная нефть, которая полностью вытеснила жидкость глушения. In this case, the annulus is filled with working agents to the upper holes of the perforation intervals (i.e., to the roof of the oil inflow zone). In the annulus near the perforation intervals and in the tubing string there is anhydrous oil, which completely displaced the kill fluid.
После этого начинают подготовку в колонне НКТ. Так как подготовку производят при открытой задвижке затрубного пространства, то подаваемые в НКТ агенты не поступают в пласт. After this, preparation is started in the tubing string. Since the preparation is carried out with the valve of the annulus open, the agents supplied to the tubing do not enter the formation.
В колонну НКТ при открытой затрубной задвижке закачали 7 м3 кислотосодержащего агента. В качестве кислотосодержащего агента использовали 15%-ный водный раствор глинокислоты. 15%-ный водный раствор глинокислоты содержит 12% соляной кислоты, 3% плавиковой кислоты и 85% воды.With an open annular valve, 7 m 3 of an acid-containing agent was pumped into the tubing string. A 15% aqueous clay acid solution was used as the acid-containing agent. A 15% aqueous clay solution contains 12% hydrochloric acid, 3% hydrofluoric acid and 85% water.
При этом колонна НКТ заполнилась раствором глинокислоты, а в затрубное пространство поступило 7 м3 безводной нефти из НКТ, а 7 м3 проталкивающей жидкости вышло из затрубного пространства в систему сбора. Далее начали закачку рабочих агентов в пласт. При этом закрыли задвижку затрубного пространства и в колонну НКТ подали еще 5 м3 водного раствора глинокислоты. Тогда при закрытой затрубной задвижке в зоны притока воды и нефти начал поступать раствор глинокислоты.At the same time, the tubing string was filled with clay solution, and 7 m 3 of anhydrous oil from the tubing came into the annulus, and 7 m 3 of the pushing fluid left the annulus into the collection system. Then began the injection of working agents into the reservoir. At the same time, the valve of the annulus was closed and another 5 m 3 of an aqueous clay acid solution was fed into the tubing string. Then, with a closed annular valve, a solution of clay acid began to flow into the zones of water and oil influx.
После подачи глинокислоты в колонну НКТ начали последовательно подавать рабочие агенты необходимые для закачки в зону притока воды. Сначала подали 7 м3 буферной жидкости, в качестве которой использовали пресную воду. Тогда вся колонна НКТ заполнилась пресной водой, а вся глинокислота поступила в пласт.After feeding the clay acid into the tubing string, the working agents necessary for injection into the zone of water inflow began to be supplied sequentially. First served 7 m 3 of buffer fluid, which was used as fresh water. Then the entire tubing string was filled with fresh water, and all the clay clay entered the formation.
Затем начали одновременную закачку рабочих агентов в зону притока нефти через затрубное пространство и в зону притока воды через колонну НКТ. Then, the simultaneous injection of working agents into the zone of oil flow through the annulus and into the zone of water flow through the tubing string began.
В затрубное пространство подали 68 м3 проталкивающей жидкости (безводной нефти), а в колонну НКТ 60 м3 буферной жидкости (пресной воды), 6 м3 гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества и 9 м3 проталкивающей жидкости.68 m 3 of pushing fluid (anhydrous oil) was fed into the annulus, and 60 m 3 of buffer fluid (fresh water), 6 m 3 of a hydrophobizing agent based on organosilicon substance and 9 m 3 of pushing fluid were sent to the tubing string.
В качестве гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества использовали Акор Б-100 (ТУ 39-1331-88). В качестве проталкивающей жидкости использовали пресную воду. Acor B-100 (TU 39-1331-88) was used as a hydrophobizing agent based on organosilicon substances. Fresh water was used as the pushing liquid.
По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 36 часов. At the end of the injection of the working agents, a technological exposure was performed, i.e. shut the well for 36 hours.
После этого скважину запустили в работу. After that, the well was put into operation.
До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 96% воды и 4% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 81% воды и 19% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 0,9 т/сут. а после обработки 17,5 т/сут. Before the treatment of the bottom-hole zone of the well described above, 96% of water and 4% of oil were present in its production. After the treatment of the bottom-hole zone, the well production contained 81% of water and 19% of oil. The oil production rate before treatment was 0.9 tons / day. and after processing 17.5 tons / day.
Пример 2. Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине (пласт А 2 3) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 1842 м. Интервал перфорации 1822 1836 м. Объем затрубного пространства 29,4 м3, а НКТ 3,6 м3.Example 2. The treatment of the bottom-hole zone was carried out at the production well (reservoir A 2 3) of the Samotlor field. The bottom of the well is at a depth of 1842 m. The perforation interval is 1822 1836 m. The annulus volume is 29.4 m 3 , and the tubing is 3.6 m 3 .
В скважину спустили геофизический прибор РГД и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 1822 1830 м, а зона притока воды 1830 1836 м. Также с помощью геофизического прибора РГД определили приемистость этих зон на жидкости глушения, которые составили 400 м3/сут и 200 м3/сут соответственно.The RGD geophysical instrument was lowered into the well and with its help it was determined that the zone of oil inflow is in the depth range of 1822 1830 m, and the water inflow zone is 1830 1836 m. Also, using the RGD geophysical instrument, the injectivity of these zones was determined for the kill fluid, which amounted to 400 m 3 / day and 200 m 3 / day, respectively.
Для поддержания уровня раздела двух жидкостей, одна из которых подается через НКТ, а другая через затрубное пространство, в затрубном пространстве на глубине 1830 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что отношение темпов закачки жидкостей через колонну НКТ и через затрубное пространство составят 1/2 соответственно. To maintain the separation level of two fluids, one of which is supplied through the tubing, and the other through the annulus, in the annulus at a depth of 1830 m, based on the ratio of the injectivity of the zones of oil and water inflow, it was found that the ratio of the rates of fluid injection through the tubing string and through annular space will be 1/2, respectively.
Далее в скважину допустили колонну НКТ до глубины 1840 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации). Further, the tubing string was allowed into the well to a depth of 1840 m (the tubing string descends below the perforation interval).
Для удаления жидкости глушения в затрубное пространство закачали 8,5 м3 безводной нефти при открытой задвижке на колонне НКТ.To remove the kill fluid, 8.5 m 3 of anhydrous oil was pumped into the annulus with an open valve on the tubing string.
Далее в затрубное пространство произвели подачу рабочих агентов, необходимых для закачки в зону притока нефти: 14 м3 водоудаляющей агента, 7 м3 первой оторочки углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ, 5 м3 второй оторочки углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 3,5 м3 проталкивающей жидкости.Then, the working agents necessary for injection into the oil inflow zone were supplied to the annulus: 14 m 3 of water-removing agent, 7 m 3 of the first rim of the hydrocarbon solution of the hydrophobizing agent based on the cationic surfactant, 5 m 3 of the second rim of the hydrocarbon solution of the hydrophobizing agent based on the cationic surfactant and 3 5 m 3 pushing fluid.
В качестве водоудаляющего агента использовали ацетон. Acetone was used as a water-removing agent.
В качестве углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ для первой оторочки использовали 0,5%-ный раствор АТМ17-20 (ТУ 38.507-63-016-89) в безводной нефти. A 0.5% solution of ATM17-20 (TU 38.507-63-016-89) in anhydrous oil was used as a hydrocarbon solution of a water-repellent agent based on a cationic surfactant for the first rim.
В качестве углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ для второй оторочки использовали 0,01% -ный раствор АТМ17-20 (ТУ 38.507-63-016-89) в безводной нефти. A 0.01% solution of ATM17-20 (TU 38.507-63-016-89) in anhydrous oil was used as a hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent based on a cationic surfactant for the second rim.
В качестве проталкивающей жидкости использовали дизельное топливо. Diesel was used as the pushing fluid.
Затем при открытой задвижке затрубного пространства в колонну НКТ подали 3,5 м3 кислотосодержащего агента. В качестве кислотосодержащего агента был выбран 15% раствор соляной кислоты. Далее закрыли задвижку затрубного пространства и в колонну НКТ закачали 8,5 м3 кислотосодержащего агента.Then, with an open gate valve in the annulus, 3.5 m 3 of an acid-containing agent was fed into the tubing string. A 15% hydrochloric acid solution was chosen as the acid-containing agent. Then, the valve of the annulus was closed and 8.5 m 3 of acid-containing agent was pumped into the tubing string.
Затем в колонну НКТ подали 3,5 м3 буферной жидкости, в качестве которой использовали минерализованную воду.Then, 3.5 m 3 of buffer fluid was supplied to the tubing string, which was used as mineralized water.
Далее для одновременного поступления рабочих агентов в зону притока нефти и воды в затрубное пространство подали 23 м3 второй оторочки углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 42 м3 проталкивающей жидкости (дизельного топлива) и одновременно в колонну НКТ 20 м3 буферной жидкости (минерализованной воды), 5 м3 гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества и 4,5 м3 проталкивающей жидкости.Then, for the simultaneous entry of working agents into the zone of oil and water influx into the annulus, 23 m 3 of the second rim of the hydrocarbon solution of the hydrophobizing agent based on cationic surfactant and 42 m 3 of pushing fluid (diesel fuel) and simultaneously 20 m 3 of buffer fluid (mineralized) into the tubing string were fed water), 5 m 3 of water-repellent agent based on organosilicon substance and 4.5 m 3 of pushing liquid.
В качестве гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества использовали Этилсиликат-40 (ТУ 6-02-641-76). В качестве проталкивающей жидкости использовали минерализованную воду. Ethyl silicate-40 (TU 6-02-641-76) was used as a hydrophobizing agent based on organosilicon substances. Mineralized water was used as the pushing liquid.
По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку в течение 36 часов. At the end of the injection of the working agents, a technological exposure was carried out for 36 hours.
После этого скважину запустили в работу. After that, the well was put into operation.
До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 90% воды и 10% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 75% воды и 25% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 5 т/сут. а после обработки 10,5 т/сут. Преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является увеличение эффективности способа. Исходя из приведенных выше примеров предлагаемый способ позволяет в продукции добываемой скважины снизить содержание воды с 96% до 75% повысить содержание нефти с 4% до 25% и дебит скважины по нефти с 0,9 т/сут. до 17,5 т/сут. Способ, описанный в прототипе, позволяет снизить содержание воды с 96% только до 92,5% и, соответственно, увеличить содержание нефти с 4% только до 7,5% и дебит скважины по нефти с 0,9 т/сут. только до 2 т/сут. Prior to the treatment of the bottom-hole zone of the well described above, 90% of water and 10% of oil were present in its production. After the treatment of the bottom-hole zone, 75% of water and 25% of oil were contained in the well production. The oil production rate before treatment was 5 tons / day. and after processing 10.5 t / day. The advantage of the invention in comparison with the prototype is to increase the efficiency of the method. Based on the above examples, the proposed method allows to reduce the water content from 96% to 75% in the production of the produced well from the oil from 4% to 25% and the oil production rate from 0.9 tons / day. up to 17.5 t / day. The method described in the prototype allows to reduce the water content from 96% to only 92.5% and, accordingly, to increase the oil content from 4% to only 7.5% and the oil production rate from 0.9 t / day. only up to 2 t / day.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94025398A RU2070287C1 (en) | 1994-07-05 | 1994-07-05 | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94025398A RU2070287C1 (en) | 1994-07-05 | 1994-07-05 | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94025398A RU94025398A (en) | 1996-06-10 |
| RU2070287C1 true RU2070287C1 (en) | 1996-12-10 |
Family
ID=20158159
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94025398A RU2070287C1 (en) | 1994-07-05 | 1994-07-05 | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2070287C1 (en) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534555C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells |
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
| RU2744224C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells |
| RU2746498C1 (en) * | 2020-10-12 | 2021-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump |
-
1994
- 1994-07-05 RU RU94025398A patent/RU2070287C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984, N 6, с. 13. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94025398A (en) | 1996-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2344272C2 (en) | Well structure and method of multipay oil pool development | |
| RU2070287C1 (en) | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone | |
| RU2066744C1 (en) | Method for intensification of oil recovery | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| EP0657619A1 (en) | Process for extracting hydrocarbons from subterranean formations | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2127807C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
| RU2190092C1 (en) | Method of developing water-oil deposit | |
| RU2144616C1 (en) | Method for interval-after-interval treatment of bottom-hole zone of horizontal wells | |
| RU2095549C1 (en) | Method for development of nonuniform oil bed | |
| RU1331U1 (en) | A device for oil production from a waterlogged well | |
| RU2173770C1 (en) | Method of drowned oil pool development | |
| RU2127801C1 (en) | Method for development of oil-gas deposits | |
| RU2201499C2 (en) | Process of treatment of face zone of oil well | |
| RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
| RU2101483C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| RU2285787C1 (en) | Depleted gas pool development method | |
| SU874975A1 (en) | Method of stopping a well | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
| RU2107157C1 (en) | Method for stimulation of wells by pressure-treatment | |
| RU2584440C1 (en) | Method of repairing well | |
| RU2244111C1 (en) | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs |