RU2136877C1

RU2136877C1 - Method for isolation of bottom water in gas well

Info

Publication number: RU2136877C1
Application number: RU97108383A
Authority: RU
Inventors: В.В. Говдун
Original assignee: Говдун Василий Васильевич
Priority date: 1997-05-21
Filing date: 1997-05-21
Publication date: 1999-09-10

Abstract

FIELD: gas production industry. SUBSTANCE: this relates to isolation of bottom water in gas and gas-condensate wells. According to method, injected into pump-compressor pipes after stopping of well are liquid hydrocarbons, and well is started for operation after certain period of time. Predetermined amount of liquid hydrocarbons is injected in portions after certain periods of time. Applied in function of liquid hydrocarbons are used petroleum products with addition of surface-active substances which contribute to waterproofing of collector rock matter in bottom-hole zone. Beside that, injection of liquid hydrocarbons is undertaken at appearing traces of brine in gas well product. Application of aforesaid method widens its potential use and cuts cost of operations. EFFECT: higher efficiency. 1 cl

Description

Предлагаемое изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции подошвенных вод в газовых и газоконденсатных скважинах. The present invention relates to the gas industry, in particular to methods for isolating bottom water in gas and gas condensate wells.

Известен способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине, включающий закачку через насосно-компрессорные трубки цементного раствора при сохранении в затрубном пространстве скважины уровня жидкости на определенной глубине [1]. A known method of isolating bottom water in a gas well, including the injection of cement mortar through tubing while maintaining the fluid level in the annulus of the well at a certain depth [1].

Сложность в осуществлении непрерывного контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве и отсутствие контроля за процессом закачки цементного раствора при наличии в скважине пакера ограничивают применение известного способа на многих газовых и газоконденсатных месторождениях. The difficulty in continuously monitoring the level of fluid in the annulus and the lack of control over the process of pumping cement in the presence of a packer in the well limit the application of the known method in many gas and gas condensate fields.

Известен способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине, при котором после остановки скважины жидкостным насосом закачивают в призабойную зону определенный объем нефти с повышенным содержанием асфальтосмолистых веществ, а затем газом высокого давления в течение продолжительного времени продавливают в глубь пласта. Затем скважину запускают в работу [2]. A known method of isolating bottom water in a gas well, in which, after stopping the well with a liquid pump, a certain volume of oil with a high content of asphalt-resinous substances is pumped into the bottomhole zone, and then it is pressed for a long time into the depth of the formation. Then the well is put into operation [2].

С помощью известного способа продлевают безводный период эксплуатации газовых скважин на газовых хранилищах, создаваемых в водоносных пластах. Using the known method extend the anhydrous period of operation of gas wells in gas storages created in aquifers.

Недостатком известного способа является то, что при обводнении в газовых скважинах незначительной части вскрытого пласта закачиваемая нефть проникает во все газонасыщенные пропластки, так как глубина проникновения нефти в каждый проницаемый пропласток зависит от общего объема закаченной в скважину нефти и соотношения коэффициентов проницаемости пропластов в интервале перфорации. Для обработки скважин с большими интервалами перфорации необходимо закачивать большие объемы нефти, продавку которой на большие расстояния необходимо производить в течение продолжительного времени с помощью компрессорных станций. The disadvantage of this method is that when a small part of the opened formation is watered in gas wells, the injected oil penetrates all gas-saturated interlayers, since the depth of oil penetration into each permeable interlayers depends on the total volume of oil injected into the well and the ratio of the permeability coefficients of the interlayers in the perforation interval. To treat wells with long perforation intervals, large volumes of oil must be pumped, the sale of which over long distances must be carried out for a long time using compressor stations.

На газоконденсатных месторождениях Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском и др. в крупных водоплавающих сеноманских газовых залежах интервалы перфорации в действующих скважинах достигают 40-50 м. Продуктивная газонасыщенная толща в этих залежах представлена неоднородными породами с наличием высокопроницаемых пропластков в различных частях продуктивного разреза. Значительный вынос пластовой воды из действующих газовых скважин, при котором практически невозможна их эксплуатация, происходит при внедрении подошвенной воды к самому нижнему высокопроницаемому прапластку независимо от его мощности. In the gas condensate fields Medvezhye, Urengoyskoye, Yamburgskoye and others in large floating Senoman gas deposits, the perforation intervals in active wells reach 40-50 m.The productive gas-saturated stratum in these deposits is represented by heterogeneous rocks with highly permeable layers in different parts of the productive section. Significant removal of produced water from existing gas wells, at which their operation is practically impossible, occurs when the planting water is introduced to the lowest highly permeable interlayer regardless of its capacity.

Для расширения области применения и снижения стоимости работ после остановки скважины в насосно-компрессорные трубки закачивают порциями, через определенные промежутки времени, расчетное количество жидких углеводородов в режиме неполного глушения газовой скважины, а в качестве жидких углеводородов используют отработанные нефтепродукты с добавками поверхностно-активных веществ, способствующих гидрофобизации пород-коллекторов в призабойной зоне. Кроме этого, закачку жидких углеводородов в скважину производят при появлении следов пластовой воды в извлекаемом из скважины газе. To expand the scope and reduce the cost of work after a well shutdown, the calculated amount of liquid hydrocarbons in the mode of incomplete silencing of a gas well is pumped into the tubing in batches, at certain intervals, and used liquid products with the addition of surfactants are used as liquid hydrocarbons, promoting hydrophobization of reservoir rocks in the bottomhole zone. In addition, liquid hydrocarbons are injected into the well when traces of produced water appear in the gas extracted from the well.

Первую порцию жидких углеводородов в газовую скважину закачивают в таком объеме, чтобы гидростатическое давление столба углеводородной жидкости в скважине на уровне верхних дыр интервала перфорации не превышало пластового давления газа. Это исключает поглощение углеводородной жидкости в верхней части газонасыщенного пласта. В то же время давление углеводородной жидкости на уровне нижних дыр интервала перфорации будет превышать пластовое давление. В результате этого происходит процесс поглощения углеводородной жидкости только в нижнюю часть вскрытого пласта. При снижении уровня жидкости в закрытой газовой скважине происходит прорыв газа из верхней части вскрытого пласта, что приводит к повышению давления газа над уровнем жидкости. В результате этого процесс поглощения жидкости в нижнюю часть разреза продолжается до полного удаления жидкости из ствола скважины. При повторных закачках соответствующих объемов жидких углеводородов в скважину процесс поглощения жидкости в подошвенную часть вскрытого газонасыщенного пласта повторяется до создания из углеводородной жидкости в интервале нижних дыр перфорации водоизоляционного экрана необходимых размеров. The first portion of liquid hydrocarbons is pumped into the gas well in such a volume that the hydrostatic pressure of the column of hydrocarbon liquid in the well at the level of the upper holes of the perforation interval does not exceed the reservoir gas pressure. This eliminates the absorption of hydrocarbon fluid in the upper part of the gas-saturated formation. At the same time, the pressure of the hydrocarbon fluid at the level of the lower holes of the perforation interval will exceed the reservoir pressure. As a result of this, the process of absorption of hydrocarbon fluid occurs only in the lower part of the opened reservoir. With a decrease in the liquid level in a closed gas well, gas breaks out from the upper part of the exposed formation, which leads to an increase in gas pressure above the liquid level. As a result of this, the process of absorption of fluid in the lower part of the section continues until the complete removal of fluid from the wellbore. When re-injecting the corresponding volumes of liquid hydrocarbons into the well, the process of absorbing fluid into the bottom of the exposed gas-saturated formation is repeated until the required size is created from the hydrocarbon fluid in the interval of the lower holes of the perforation of the waterproofing screen.

В газонефтедобывающих регионах в настоящее время накапливается большое количество производственных отходов, состоящих из различных жидких углеводородов (отработанные масла, остатки нефтепродуктов при зачистке емкостей после хранения нефтепродуктов и т.д.). Большое количество этих жидких углеводородов, как правило, сжигают, сбрасывают вместе с промстоками на рельеф или закачивают для захоронения в глубокие водоносные пласты. Из многих отработанных нефтепродуктов при добавке в небольшом количестве асфальтосмолистых или поверхностно-активных компонентов можно создавать смесь жидких углеводородов соответствующей вязкости, которая будет иметь такие же водоизоляционные свойства, как используемая для этих целей нефть. In the gas and oil producing regions, a large amount of industrial waste is currently being accumulated, consisting of various liquid hydrocarbons (used oils, oil product residues during tank cleaning after storage of oil products, etc.). A large amount of these liquid hydrocarbons is usually burnt, dumped along with the waste water to the terrain, or pumped for burial into deep aquifers. Of the many spent petroleum products, when a small amount of asphalt-resinous or surface-active components is added, it is possible to create a mixture of liquid hydrocarbons of the appropriate viscosity, which will have the same waterproofing properties as the oil used for these purposes.

При закачке отработанных нефтепродуктов в газонасыщенные породы с незначительным содержанием пластовой воды происходит дополнительная капиллярная пропитка поровых каналов жидкими углеводородами, что существенно снижает фазовую проницаемость горных пород для воды. When injecting spent oil products into gas-saturated rocks with a low content of formation water, additional capillary impregnation of the pore channels with liquid hydrocarbons occurs, which significantly reduces the phase permeability of rocks for water.

Пример. Объем жидкости, который необходимо закачать в газовую скважину без создания репрессии на верхнюю часть вскрытого газонасыщенного пласта, и величина репрессии в этих условиях на нижнюю часть вскрытого пласта определяются из следующих соотношений:
U1 = H1 • S1,

U2 = H₂ • S2,
U = U1 + U2,
P = H3•q•ξ,
где U1 - объем жидкости в скважине выше интервала перфорации, м³; U2 - объем жидкости в интервале перфорации, м³; H1 - высота столба жидкости в газовой скважине выше кровли вскрытого перфорацией газонасыщенного пласта, м; H2 - мощность интервала перфорации, м; S1 - площадь внутреннего сечения спущенных в скважину насосно-компрессорных труб, м²; S2 - площадь внутреннего сечения скважины в интервале перфорации, м²; U - общий объем закачиваемой в скважину жидкости, м³; P_пл - текущее пластовое давление в газовой скважине, Па; q - плотность закачиваемой в скважину жидкости, кг/м³; H3 - вертикальное расстояние от подошвы до кровли интервала перфорации, м.Example. The volume of fluid that must be pumped into a gas well without creating repression on the upper part of the opened gas-saturated formation, and the amount of repression under these conditions, on the lower part of the opened formation is determined from the following ratios:
U1 = H1 • S1,

U2 = H ₂ • S2,
U = U1 + U2,
P = H3 • q • ξ,
where U1 is the volume of fluid in the well above the perforation interval, m ³ ; U2 is the volume of fluid in the perforation interval, m ³ ; H1 is the height of the liquid column in the gas well above the roof of the gas-saturated formation opened by perforation, m; H2 is the thickness of the perforation interval, m; S1 is the internal cross-sectional area of the tubing lowered into the well, m ² ; S2 - the internal cross-sectional area of the well in the perforation interval, m ² ; U is the total volume of fluid injected into the well, m ³ ; P _PL - current reservoir pressure in a gas well, Pa; q is the density of the fluid injected into the well, kg / m ³ ; H3 - vertical distance from the sole to the roof of the perforation interval, m

Для изоляции подошвенных вод в сеноманских газовых скважинах Уренгойского месторождения используют отработанное масло плотностью 868 кг/м³. При пластовом давлении 5,0 МПа в газовую скважину с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм и насосно-компрессорными трубами диаметром 168 мм, спущенными до верхних дыр интервала перфорации, необходимо закачать следующий объем отработанного масла:

U1 = 587,0 • 0,01778 = 10,4 м³,
U2 = 35 • 0,03025 = 1,1 м³,
U = 11,5 м³.For isolation of bottom water in the Cenomanian gas wells of the Urengoy field, used oil with a density of 868 kg / m ^{3 is used} . At a reservoir pressure of 5.0 MPa, in a gas well with a production string with a diameter of 219 mm and tubing pipes with a diameter of 168 mm, deflated to the upper holes of the perforation interval, the following volume of used oil must be pumped:

U1 = 587.0 • 0.01778 = 10.4 m ³ ,
U2 = 35 • 0.03025 = 1.1 m ³ ,
U = 11.5 m ³ .

При мощности интервала перфорации 35 м репрессия на подошвенную часть вскрытого пласта составит:
P = 35 • 868 • 9,8 = 0,3 МПа.With a thickness of the perforation interval of 35 m, repression on the plantar of the exposed formation will be:
P = 35 • 868 • 9.8 = 0.3 MPa.

После закачки соответствующего объема отработанных нефтепродуктов в сеноманские газовые скважины на Уренгойском месторождении статическое давление полностью восстанавливается через 1,5-2 суток. After the corresponding volume of refined petroleum products is pumped into the Cenomanian gas wells at the Urengoyskoye field, the static pressure is fully restored after 1.5-2 days.

Работы по изоляции подошвенной пластовой воды в действующих газовых скважинах осуществляются следующим образом. Work on the isolation of bottom formation water in existing gas wells is carried out as follows.

При появлении в устьевых пробах воды повышенной минерализации на скважине производят газодинамические исследования на стационарных режимах. На каждом режиме отбирают устьевые пробы жидкости на химический анализ и замеряют объем выносимой из скважины жидкости. Скважину останавливают и после восстановления давления на устье до статического в насосно-компрессорные трубы закачивают первую порцию углеводородной жидкости с добавками асфальтосмолистых компонентов или поверхностно-активных веществ, способствующих гидрофобизации поровых каналов в породах-коллекторах. Вязкость жидкости выбирают в зависимости от фильтрационных параметров проницаемых пропластков в нижней части интервала перфорации. После закачки первой порции жидкости скважину закрывают и ожидают восстановление давления на устье до определенной величины. Затем закачивают вторую порцию жидких углеводородов в скважину. When high salinity water appears in wellhead samples, gas-dynamic studies are carried out at stationary wells. In each mode, wellhead fluid samples are taken for chemical analysis and the volume of fluid removed from the well is measured. The well is stopped and after the pressure at the wellhead is restored to static, the first portion of hydrocarbon fluid with the addition of asphalt-resinous components or surfactants that contribute to the hydrophobization of the pore channels in the reservoir rocks is pumped into the tubing pipes. The viscosity of the fluid is selected depending on the filtration parameters of the permeable layers in the lower part of the perforation interval. After pumping the first portion of the fluid, the well is closed and pressure is restored at the wellhead to a certain value. Then a second portion of liquid hydrocarbons is pumped into the well.

После закачки последней порции скважину закрывают на 4-6 суток для более полной адсорбции гидрофобизирующих компонентов на поверхности горных пород. Давление газа на устье скважины определенное время отрабатывают на факел и производят газодинамические исследования с отбором проб жидкости на устье. After injection of the last portion, the well is closed for 4-6 days for more complete adsorption of hydrophobic components on the surface of the rocks. The gas pressure at the wellhead for a certain time is spent on the torch and gas-dynamic studies are performed with sampling fluid at the wellhead.

На Уренгойском месторождении для ограничения притока подошвенных вод в эксплуатационных сеноманских скважинах N 124, 281, 285 и др. использовались отработанные нефтепродукты, сбор которых не производился по группам согласно ГОСТа 21046-85. At the Urengoyskoye field, in order to limit the inflow of bottom water in the Cenomanian production wells N 124, 281, 285, etc., used oil products were used that were not collected according to groups according to GOST 21046-85.

Источники информации:
1. Романов Н.М. и др. Опыт капитального ремонта газовых скважин. НТО серия "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", ВНИИЭгазпром, 1975.Sources of information:
1. Romanov N.M. et al. Experience in overhaul of gas wells. NTO series "Development and operation of gas and gas condensate fields", VNIIEgazprom, 1975.

2. Хатмуллин Ф. Г. и др. Применение нефтей для осушки и гидрофобизации призабойной зоны газовых скважин. "Газовая промышленность", N 2 1974, с. 29-31 (прототип). 2. Khatmullin F. G. et al. The use of oils for drying and hydrophobization of the bottom-hole zone of gas wells. "Gas industry", N 2 1974, p. 29-31 (prototype).

Claims

1. A method of isolating bottom water in a gas well, comprising injecting liquid hydrocarbons into the tubing after stopping the well and putting the well into operation after a certain time, characterized in that the calculated amount of liquid hydrocarbons is injected in portions, at certain intervals, and as liquid hydrocarbons, used oil products with the addition of surfactants that contribute to the hydrophobization of reservoir rocks in the bottomhole zone are used.

2. The method of isolating bottom water in a gas well according to claim 1, characterized in that liquid hydrocarbons are injected when traces of produced water appear in the gas well’s production.