RU2105144C1 - Method for treating down-hole zone of producing well - Google Patents
Method for treating down-hole zone of producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2105144C1 RU2105144C1 RU96103324A RU96103324A RU2105144C1 RU 2105144 C1 RU2105144 C1 RU 2105144C1 RU 96103324 A RU96103324 A RU 96103324A RU 96103324 A RU96103324 A RU 96103324A RU 2105144 C1 RU2105144 C1 RU 2105144C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- zones
- well
- zone
- Prior art date
Links
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.
Известен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий изоляции зоны водопритока и зоны поглощения путем закачки в пласт состава, содержащего полимер, жидкое стекло, кислоту и воду [1]. A known method of processing the bottom-hole zone of a producing well, comprising isolating the water inflow zone and the absorption zone by injecting into the formation a composition containing polymer, water glass, acid and water [1].
Недостатком этого способа является его низкая эффективность при изоляции водопритока в добывающих скважинах из-за проникновения закачиваемого гелеобразующего раствора как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пропластки. The disadvantage of this method is its low efficiency in isolating water inflow in production wells due to the penetration of the injected gelling solution in both high permeability and low permeability layers.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий определение зон притока нефти и воды и их приемистости, определение соотношения скоростей закачки рабочих агентов по соотношению приемистости этих зон, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину ниже интервала перфорации и одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, поддержание границы раздела рабочих агентов между зонами притока нефти и воды [2]. Closest to the invention, the technical essence is a method of treating a bottom-hole zone of a producing well, including determining zones of oil and water inflow and their injectivity, determining the ratio of injection rates of working agents by the ratio of injectivity of these zones, lowering the tubing string into the well below the perforation interval and simultaneous injection of working agents into the zones of oil and water inflow through the tubing string and through the annulus, maintaining the working interface agents between zones of oil and water inflow [2].
Недостатки данного способа заключаются в следующем:
1. Bспользование при обработке призабойной зоны смешивающихся рабочих агентов и, как следствие, возможность проникновения одного из них (гелеобразующего) в низкопроницаемые пропластки.The disadvantages of this method are as follows:
1. The use in the treatment of the bottom-hole zone of miscible working agents and, as a consequence, the possibility of penetration of one of them (gelling) into low-permeability layers.
2. Низкая эффективность из-за удержания воды в низкопроницаемых зонах за счет капиллярных эффектов и блокирования выхода из нее нефти. 2. Low efficiency due to water retention in low-permeability zones due to capillary effects and blocking the exit of oil from it.
Целью изобретения является повышение его эффективности. The aim of the invention is to increase its effectiveness.
Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем определение зон притока нефти и воды и их приемистости, определение соотношения скоростей закачки рабочих агентов по соотношению приемистости этих зон, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину ниже интервала перфорации и одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, поддержание границы раздела рабочих агентов между зонами притока нефти и воды, согласно изобретению, в качестве рабочих агентов используют несмешивающиеся рабочие агенты, а после их одновременной закачки в зоны притока нефти и воды и закачки проталкивающей жидкости производят технологическую выдержку скважины, удаление проталкивающей жидкости и последующую закачку кислотосодержащего агента, углеводородного раствора гидрофобизатора, проталкивающей жидкости, производят повторную технологическую выдержку, в зону притока нефти закачивают нефть или продукты ее переработки, а в зону притока воды - щелочной гелеобразующий раствор на основе силиката натрия. This goal is achieved by the fact that in the method of processing the bottom-hole zone of the producing well, which includes determining the zones of oil and water inflow and their injectivity, determining the ratio of the rates of injection of working agents by the ratio of the injectivity of these zones, lowering the tubing string into the well below the perforation interval and simultaneously injection of working agents into the zones of oil and water inflow through the tubing string and through the annulus, maintaining the interface between the working agents between the zones of the oil and water flow, according to the invention, immiscible working agents are used as working agents, and after their simultaneous injection into the oil and water influx zones and the pumping fluid injection, the technological exposure of the well is carried out, the pushing fluid is removed and the acid-agent, hydrocarbon solution of the hydrophobizing agent are subsequently pumped, pushing liquid, repeat technological exposure, oil or oil products are pumped into the zone of oil inflow, and into the zone of water inflow s - alkaline gel-forming solution based on sodium silicate.
В настоящее время основным методом разработки нефтяных месторождений является заводнение, однако 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 быстрого прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам, удержания воды породой в низкопроницаемых пропластках и блокирования выхода из нее нефти. Особенно отрицательный эффект получается в призабойной зоне пласта. Интенсифицировать процесс разработки таких залежей нефти можно путем изоляции промытых водой высокопроницаемых зон пласта и управления смачиваемостью низкопроницаемой призабойной части пласта добывающих скважин. At present, the main method for developing oil fields is water flooding, but most oil reservoirs are heterogeneous in water-oil liquid permeability, and in terms of 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 rapid breakthrough of water in high-permeability layers, water retention by the rock in low-permeability layers and blocking the exit of oil from it. A particularly negative effect is obtained in the bottomhole formation zone. The process of developing such oil deposits can be intensified by isolating water-permeable highly permeable zones of the formation and controlling the wettability of the low-permeable bottom-hole part of the reservoir of production 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 during well drilling, during the opening of the formation and when 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 низкопроницаемой части пласта, и фильтруется только по высокопроницаемой зоне пласта, а низкопроницаемая так и остается неохваченной заводнением. 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. Later, when developing wells, oil often is not able to overcome the capillary pressure that holds water in the low-permeability part of the reservoir, and is filtered only by the high-permeability zone of the reservoir, while the low-permeability remains unreached by water flooding.
В гидрофильной породе давление, возникающее на границе раздела нефть - вода 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 oil-water interface in the pores retains water in the porous medium. But if the surface of a solid body, i.e., rock particles, is treated with hydrophobic substances, it acquires a water-repellent property and the capillary pressure reverses its sign, i.e. 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.
Таким образом, в обводнившихся добывающих скважинах можно изолировать поступление воды по промытым высокопроницаемым пропласткам и интенсифицировать приток нефти из неохваченных заводнением низкопроницаемых пропластков. Thus, in irrigated production wells, it is possible to isolate the flow of water through washed high-permeability layers and to intensify the influx of oil from low-permeable layers not covered by flooding.
Существующие технологии позволяли только изолировать высокопро- ницаемые пропластки или интенсифицировали как тот, так и другой. Наше изобретение позволяет изолировать высокопроницаемый пропласток с последующей интенсификацией притока нефти из низкопроницаемого пропластка. Existing technologies only allowed isolating highly permeable layers or intensified both of them. Our invention allows us to isolate a high-permeability layer with subsequent intensification of the influx of oil from a low-permeability layer.
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 несмешивающихся рабочих агентов в зоны притока нефти и воды. Зона притока воды соответствует зоне обработки щелочным гелеобразующим раствором на основе силиката натрия, при выдержке переходящем в гель, а зона притока нефти - нефтью или продуктами ее переработки. Далее осуществляют одновременную закачку в зону притока воды щелочного гелеобразующего раствора, а в зону притока нефти - нефти или продуктов ее переработки. После технологической выдержки скважины в зоне притока воды образуется силикатный гель и проницаемость этой зоны снижается в десятки раз, проницаемость низкопроницаемой зоны при этом остается без изменений. 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 the injectivity of these zones, the ratio of the rates of injection of immiscible working agents into the zones of oil and water influx is determined. The zone of water influx corresponds to the treatment zone with an alkaline gel-forming solution based on sodium silicate, during aging it turns into gel, and the zone of oil influx corresponds to oil or products of its processing. Then, an alkaline gel-forming solution is simultaneously injected into the water supply zone, and oil or products of its processing into the oil inflow zone. After technological exposure of the well in the zone of water inflow, a silicate gel forms and the permeability of this zone decreases by tens of times, while the permeability of the low-permeability zone remains unchanged.
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. Before the start of injection, a string of tubing (tubing) is lowered into the well below the perforation zone and the injection of working agents, for example, into the zone of oil inflow 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 towards 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. 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.
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, которую поддерживают между зонами притока нефти и воды 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 rates 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 is maintained between the zones of oil and water influx at the movement of flows in the porous medium of the bottomhole zone of the well.
После окончания закачки двумя потоками и закачки проталкивающей жидкости проводят технологическую выдержку скважины для образования силикатного геля в высокопроницаемой зоне. Далее производят удаление проталкивающей жидкости. After the completion of the injection in two streams and the injection of the pushing fluid, the technological exposure of the well is carried out to form a silicate gel in a highly permeable zone. Next, remove the pushing fluid.
Последующая закачка кислотосодержащего агента обеспечивает очистку обрабатываемой низкопроницаемой зоны пласта от асфальтосмолопарафиновых отложений и растворение части породы на значительном удалении от ствола скважины и тем самым обеспечивает больший гидрофобизирующий эффект, а также приводит к увеличению проницаемости пористой среды призабойной зоны и дебиту скважины по нефти. Subsequent injection of an acid-containing agent cleans the processed low-permeability zone of the formation from asphalt-resin-paraffin deposits and dissolves part of the rock at a considerable distance from the wellbore and thereby provides a greater hydrophobizing effect, and also leads to an increase in the permeability of the porous medium of the bottom-hole zone and the flow rate of the well in oil.
При закачке кислотосодержащего агента в скважину часть его попадет и в силикатный гель, при этом кислота реагирует с избыточным количеством силиката натрия в силикатном геле и способствует увеличению прочности силикатного геля и уменьшению его проницаемости. Таким образом, при закачке кислотосодержащий агент очищается призабойная зона в низкопроницаемом пропластке и дополнительно снижается проницаемость зоны, заполненной силикатным гелем. When an acid-containing agent is pumped into the well, part of it will also get into the silicate gel, while the acid reacts with an excess of sodium silicate in the silicate gel and contributes to an increase in the strength of the silicate gel and a decrease in its permeability. Thus, when injecting an acid-containing agent, the bottom-hole zone in the low-permeability interlayer is cleaned and the permeability of the zone filled with silicate gel is further reduced.
Затем в зону притока нефти осуществляют закачку углеводородного раствора гидрофобизатора, например, 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. Then, a hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent is injected into the oil inflow zone, for example, based on a cationic surfactant, 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.
После этого в зону гидрофобизации закачивают проталкивающую жидкость для проникновения закачиваемых компонентов в глубину пласта и осуществляют технологическую выдержку. После завершения процесса скважину глушат и спускают подземное оборудование. After that, a pushing liquid is pumped into the hydrophobization zone for penetration of the injected components into the depth of the formation and technological exposure is carried out. After the completion of the process, the well is jammed and the underground equipment is lowered.
Пример 1. Example 1
Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине
(пласт А4-5) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 1964 м. Интервал перфорации - 1932-1940, 1942-1950 м. Объем затрубного пространства - 35,3 м3, а НКТ - 5,9 м3. Между пропластками имеется глинистая перемычка толщиной 2 метра.The bottom-hole treatment was carried out at the production well
(layer A4-5) Samotlor field. The bottom of the well is at a depth of 1964 m. The perforation interval is 1932-1940, 1942-1950 m. The volume of the annulus is 35.3 m 3 , and the tubing is 5.9 m 3 . Between the layers there is a clay bridge 2 meters thick.
В скважину спустили геофизический прибор РГД (расходомер гидравлический дистанционный) и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 1932-1940 м, а зона притока воды -1942- 1950 м. С помощью геофизического прибора РГД определили также приемистость этих зон на жидкости глушения, которые при давлении 150 атм составили 120 м3/сут и 360 м3/сут. , соответственно.The RGD geophysical device (hydraulic remote flowmeter) was lowered into the well and with its help it was determined that the oil inflow zone was in the depth interval 1932-1940 m, and the water inflow zone was 1942-1950 m. The injectivity of these zones was also determined using the RGD geophysical device on kill fluids, which at a pressure of 150 atm were 120 m 3 / day and 360 m 3 / day. , respectively.
Для поддержания границы раздела двух жидкостей, одна из которых подается через НКТ, а другая - через затрубное пространство, в затрубном пространстве на глубине 1941 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что соотношение скоростей закачки жидкостей через колонну НКТ и через затрубное пространство составят 3/1, соответственно. To maintain the interface between two fluids, one of which is supplied through the tubing, and the other through the annulus, in the annulus at a depth of 1941 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 will be 3/1, respectively.
Далее в скважину доспустили колонну НКТ до глубины 1962 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации). Further, the tubing string was allowed into the well to a depth of 1962 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 40 м3 безводной нефти. Закачку безводной нефти производили при открытой задвижке на колонне НКТ. При этом сброс жидкости глушения осуществлялся через НКТ в емкость долива для последующего использования.Since there is a kill fluid in the tubing string and in the annulus of the well necessary for lowering and lifting the tubing, 40 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 into the topping tank for subsequent use.
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 рабочего агента в колонну НКТ без проникновения этого агента в пласт. The preparation includes the supply of a working agent to the tubing string without penetration of this agent into the formation.
Это осуществляется следующим образом. This is as follows.
В НКТ при открытой затрубной задвижке закачивают 6,0 м3 пресной воды.In the tubing with an open annular valve, 6.0 m 3 of fresh water is pumped.
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 44 м3 безводной нефти, а в колонну НКТ 125 м3 силикатно-полимерного раствора и 6,0 м3 проталкивающей жидкости.44 m 3 of anhydrous oil was fed into the annulus, and 125 m 3 of a silicate-polymer solution and 6.0 m 3 of push fluid were delivered to the tubing string.
По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 48 часов. At the end of the injection of the working agents, a technological exposure was performed, i.e. closed the well for 48 hours.
Далее для удаления проталкивающей жидкости в затрубное пространство при открытой линейной задвижке закачали 10 м3 безводной нефти.Next, to remove the pushing fluid into the annulus with an open linear valve, 10 m 3 of anhydrous oil was pumped.
Потом при открытой затрубной задвижке в НКТ закачали 6,0 м3 15% раствора глинокислоты и задвижку закрыли. Продолжили закачку 2,0 м3 15% раствора глинокислоты (15%-ный водный раствор глинокислоты содержит 12% соляной кислоты, 3% плавиковой кислоты и 85% воды), 8 м3 углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 22,0 м3 проталкивающей жидкости (безводной нефти).Then, with an open annular valve, 6.0 m 3 of a 15% clay solution was pumped into the tubing and the valve was closed. We continued the injection of 2.0 m 3 of a 15% clay solution (a 15% aqueous clay solution contains 12% hydrochloric acid, 3% hydrofluoric acid and 85% water), 8 m 3 of a hydrophobizing hydrocarbon solution based on cationic surfactant and 22.0 m 3 pushing fluid (anhydrous oil).
По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 12 часов. At the end of the injection of the working agents, a technological exposure was performed, i.e. closed the well for 12 hours.
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.
После этого скважину заглушили, спустили подземное оборудование и запустили в работу. After that, the well was shut off, the underground equipment was lowered and put into operation.
До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 98% воды и 2% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 37% воды и 63% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 4,9 т/сут., а после обработки - 13,7 т/сут. Before the treatment of the bottom-hole zone of the well described above, 98% of water and 2% of oil were present in its production. After the treatment of the bottom-hole zone, the production of the well contained 37% of water and 63% of oil. The oil production rate before treatment was 4.9 tons / day, and after processing - 13.7 tons / day.
Пример 2. Example 2
Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине (пласт А2-3) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 1756 м. Интервал перфорации - 1736-1740, 1742-1748 м. Объем затрубного пространства 31,6 м3, а НКТ - 5,3 м3. Между пропластками имеется глинистая перемычка толщиной 2 метра.The bottom-hole zone was treated at the production well (A2-3 formation) of the Samotlor field. The bottom of the well is at a depth of 1756 m. The perforation interval is 1736-1740, 1742-1748 m. The annular volume is 31.6 m 3 , and the tubing is 5.3 m 3 . Between the layers there is a clay bridge 2 meters thick.
В скважину спустили геофизический прибор РГД и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 1736-1740 м, а зона притока воды - 1742-1748 м. Также с помощью геофизического прибора РГД определили приемистость этих зон на жидкости глушения, которые составили 40 м3/сут. и 120 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 1736-1740 m, and the zone of water inflow is 1742-1748 m. Also, using the RGD geophysical instrument, the injectivity of these zones on the kill fluid was determined, which amounted to 40 m 3 / day. and 120 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 1741 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что отношение темпов закачки жидкостей через колонну НКТ и через затрубное пространство составят 3/1, 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 1741 m, based on the ratio of 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 the annulus will be 3/1, respectively.
Далее в скважину доспустили колонну НКТ до глубины 1754 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации). Next, the tubing string was allowed into the well to a depth of 1754 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 35 м3 безводной нефти. Закачку безводной нефти производили при открытой задвижке на колонне НКТ. При этом сброс жидкости глушения осуществлялся через НКТ в коллектор.Since there is a kill fluid in the tubing string and in the annulus of the well necessary for lowering and lifting the tubing, 35 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 into the reservoir.
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 рабочего агента в колонну НКТ без проникновения этого агента в пласт. Это осуществляется следующим образом. The preparation includes the supply of a working agent to the tubing string without penetration of this agent into the formation. This is as follows.
В НКТ при открытой затрубной задвижке закачивают 5,5 м3 пресной воды.In the tubing with an open annular valve, 5.5 m 3 of fresh water is pumped.
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 35 м3 безводной нефти, а в колонну НКТ 100 м3 силикатно-полимерного раствора и 5,5 м3 проталкивающей жидкости.35 m 3 of anhydrous oil was fed into the annulus, and 100 m 3 of a silicate-polymer solution and 5.5 m 3 of pushing fluid into the tubing string.
По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 48 часов. At the end of the injection of the working agents, a technological exposure was performed, i.e. closed the well for 48 hours.
Далее для удаления проталкивающей жидкости в затрубное пространство при открытой линейной задвижке закачали 10 м3 безводной нефти.Next, to remove the pushing fluid into the annulus with an open linear valve, 10 m 3 of anhydrous oil was pumped.
Потом при открытой затрубной задвижке в НКТ закачали 4,0 м3 15% раствора глинокислоты (15%-ный водный раствор глинокислоты содержит 12% соляной кислоты, 3% плавиковой кислоты и 85% воды) и закрыли затрубную задвижку. Продолжили закачку 4 м3 углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 14,0 м3 проталкивающей жидкости (безводной нефти).Then, with an open annular valve, 4.0 m 3 of a 15% clay acid solution was pumped into the tubing (a 15% aqueous clay acid solution contains 12% hydrochloric acid, 3% hydrofluoric acid and 85% water) and the annular valve was closed. The injection of 4 m 3 hydrocarbon solution of a hydrophobizing agent based on a cationic surfactant and 14.0 m 3 of a pushing liquid (anhydrous oil) was continued.
По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 12 часов. At the end of the injection of the working agents, a technological exposure was performed, i.e. closed the well for 12 hours.
В качестве углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ 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 hydrophobizing agent based on a cationic surfactant.
В качестве проталкивающей жидкости использовали дизельное топливо. Diesel was used as the pushing fluid.
После этого скважину заглушили, спустили подземное оборудование и запустили в работу. After that, the well was shut off, the underground equipment was lowered and put into operation.
До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 95% воды и 5% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 47,5% воды и 52,5% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 8 т/сут., а после обработки - 31,5 т/сут. Before the treatment of the bottom-hole zone of the well described above, 95% of water and 5% of oil were present in its production. After the treatment of the bottom-hole zone, the well production contained 47.5% water and 52.5% oil. The oil production rate before treatment was 8 tons / day, and after treatment - 31.5 tons / day.
Пример 3. Example 3
Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине (пласт А4-5) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 1954 м. Интервал перфорации - 1930-1950 м. Объем затрубного пространства - 35,3 м3, а НКТ - 5,9 м3.The bottom-hole zone was treated at the production well (layer A4-5) of the Samotlor field. The bottom of the well is at a depth of 1954 m. The perforation interval is 1930-1950 m. The annular volume is 35.3 m 3 and the tubing is 5.9 m 3 .
В скважину спустили геофизический прибор РГД (расходомер гидравлический дистанционный) и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 1930-1940 м, а зона притока воды - 1940-1950 м. С помощью геофизического прибора РГД определили также приемистость этих зон на жидкости глушения, которые при давлении 150 атм составили 120 м3/сут. и 360 м3/сут., соответственно.The RGD geophysical device (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 interval 1930-1940 m, and the zone of water inflow is 1940-1950 m. The injectivity of these zones was also determined using the RGD geophysical device on kill fluids, which at a pressure of 150 atm amounted to 120 m 3 / day. and 360 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 1941 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что отношение скоростей закачки жидкостей через колонну НКТ и через затрубное пространство составят 3/1, соответственно. To maintain the level of separation of two fluids, one of which is supplied through the tubing, and the other through the annulus, in the annulus at a depth of 1941 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 will be 3/1, respectively.
Далее в скважину доспустили колонну НКТ до глубины 1952 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации). Next, the tubing string was allowed into the well to a depth of 1952 m (the tubing string descends below the perforation interval).
Затем в затрубное пространство подали 45 м3 пресной воды при открытой задвижке на колонне НКТ для закачки в зону притока нефти.Then, 45 m 3 of fresh water was pumped into the annulus with an open valve on the tubing string for injection into the oil inflow zone.
После этого при открытой задвижке затрубного пространства в колонну НКТ подали 6,0 м3 кремнекислого натрия.After that, with the valve of the annulus open, 6.0 m 3 of sodium silicate was fed into the tubing string.
Затем начали одновременную закачку рабочих агентов в зоны притока нефти и воды. Then began the simultaneous injection of working agents into the zones of oil and water inflow.
В затрубное пространство подали 44 м3 воды, а в колонну НКТ 125 м3 кремнекислого натрия.44 m 3 of water was supplied into the annulus, and 125 m 3 of sodium silicate into the tubing string.
До проведения описанной согласно прототипу обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 98% воды и 2% нефти, после обработки - 95,25% воды и 4,75% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 4,9 т/сут., а после обработки - 5,7 т/сут. Before carrying out the treatment of the bottom-hole zone described according to the prototype, 98% of water and 2% of oil were contained in the well production, after processing - 95.25% of water and 4.75% of oil. The oil production rate before treatment was 4.9 tons / day, and after treatment - 5.7 tons / day.
Преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является повышение эффективности способа, то есть предлагаемый способ позволяет в продукции добываемой скважины снизить содержание воды с 98 до 37%, повысить содержание нефти с 2% до 63% и дебит скважины по нефти с 4,9 т/сут. до 13,7 т/сут. The advantage of the invention in comparison with the prototype is to increase the efficiency of the method, that is, the proposed method allows to reduce the water content from 98 to 37%, increase the oil content from 2% to 63% and the oil production rate from 4.9 t / day up to 13.7 t / day.
Способ, описанный в прототипе, позволяет снизить содержание воды с 98% только до 95,25% и, соответственно, увеличить содержание нефти с 2% только до 4,75% и дебит скважины по нефти с 4,9 т/сут. только до 5,7 т/сут. The method described in the prototype allows to reduce the water content from 98% only to 95.25% and, accordingly, increase the oil content from 2% only to 4.75% and the oil production rate from 4.9 t / day. only up to 5.7 tons / day.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96103324A RU2105144C1 (en) | 1996-02-22 | 1996-02-22 | Method for treating down-hole zone of producing well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96103324A RU2105144C1 (en) | 1996-02-22 | 1996-02-22 | Method for treating down-hole zone of producing well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2105144C1 true RU2105144C1 (en) | 1998-02-20 |
| RU96103324A RU96103324A (en) | 1998-04-27 |
Family
ID=20177184
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96103324A RU2105144C1 (en) | 1996-02-22 | 1996-02-22 | Method for treating down-hole zone of producing well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2105144C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483202C1 (en) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
| CN115163027A (en) * | 2021-04-02 | 2022-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for treating water coning or ridge entering at bottom of oil well |
-
1996
- 1996-02-22 RU RU96103324A patent/RU2105144C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 2. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождения. Нефть, газ и нефтехимия за рубежои. - М.: Недра, 1984, N 4, 5 и 6, с. 10 - 16, 11 - 15, 11 - 15 соответственно. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483202C1 (en) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
| CN115163027A (en) * | 2021-04-02 | 2022-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for treating water coning or ridge entering at bottom of oil well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2070287C1 (en) | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone | |
| RU2127807C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2000125925A (en) | METHOD FOR HYDRAULIC FRACTURING IN WELLS | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
| SU1694875A1 (en) | Method for secondary baring of terrygenic collectors with low stratum pressure | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2750806C1 (en) | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation | |
| RU2148157C1 (en) | Method of developing oil pool with nonuniform clay-containing reservoir | |
| RU2145381C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2584440C1 (en) | Method of repairing well | |
| RU2244111C1 (en) | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
| RU2704087C2 (en) | Method of well operation and device for implementation thereof | |
| RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
| RU2066733C1 (en) | Method for shutoff of water inflow to producing well | |
| RU2163965C2 (en) | Method of water influx shutoff and regulation of formation permeability |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110223 |