RU2189442C2 - Method of cleaning the producing formation bottom-hole zone - Google Patents
Method of cleaning the producing formation bottom-hole zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2189442C2 RU2189442C2 RU2000127251A RU2000127251A RU2189442C2 RU 2189442 C2 RU2189442 C2 RU 2189442C2 RU 2000127251 A RU2000127251 A RU 2000127251A RU 2000127251 A RU2000127251 A RU 2000127251A RU 2189442 C2 RU2189442 C2 RU 2189442C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- gas
- well
- formation
- hole
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области скважинной разработки месторождений нефти и газа и может быть использовано для очистки прискважинной зоны продуктивного пласта после бурения скважины. The invention relates to the field of downhole development of oil and gas fields and can be used to clean the borehole zone of a productive formation after drilling a well.
Известен способ обработки пласта, заключающийся в удалении фильтрата бурового раствора из призабойной зоны в глубь пласта путем закачки в пласт обратной нефтяной эмульсии в объеме, равном 3-5 объемам проникшего фильтрата, при этом вязкость раствора по мере закачки изменяют от вязкости фильтрата бурового раствора до вязкости пластовой нефти /1/. There is a known method of treating a formation, which consists in removing the mud filtrate from the bottomhole zone into the depth of the reservoir by injecting reverse oil emulsion into the reservoir in an amount equal to 3-5 volumes of infiltrated filtrate, while the viscosity of the fluid as it is injected changes from the viscosity of the mud to the viscosity reservoir oil / 1 /.
Недостатком этого способа является невозможность его использования для очистки прискважинной зоны слабопроницаемых продуктивных пластов, поскольку в этом случае для "захоронения" фильтрата бурового раствора в продуктивном пласте необходимо создание больших репрессий, которые нежелательны из-за возможного нарушения герметичности цементного кольца эксплуатационной колонны или самой колонны. The disadvantage of this method is the impossibility of using it to clean the near-wellbore zone of low-permeable productive formations, since in this case, to "bury" the mud filtrate in the productive formation, it is necessary to create large repressions that are undesirable due to a possible violation of the tightness of the cement ring of the production casing or the casing itself.
Известен метод очистки прискважинной зоны путем химического воздействия на пласт, включающий определение геолого-физико-химических свойств пород продуктивного пласта и пластовых флюидов, подбор химических реагентов (на основании определения свойств пород и пластовых флюидов), закачку их по насосно-компрессорным трубам в прискважинную часть продуктивного пласта, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами и очистку призабойной части пласта от продуктов реакции при запуске скважины в работу /2/. A known method of cleaning the borehole zone by chemical exposure to the formation, including determining the geological, physico-chemical properties of the rocks of the reservoir and formation fluids, selecting chemical agents (based on determining the properties of the rocks and formation fluids), pumping them through tubing into the borehole part productive formation, holding the well for the time of the reaction of chemical reagents with the rocks of the productive formation and formation fluids and cleaning the bottom of the formation from reaction products during uske work well in / 2 /.
К недостаткам данного способа следует отнести то, что при его реализации может быть осложнена очистка обрабатываемой зоны пласта от продуктов реакции применяемых химических реагентов с горными породами и пластовыми флюидами, особенно в низкопродуктивных пластах, поскольку при пуске скважины в работу создаваемые скорости движения пластовых флюидов могут быть недостаточны для выноса из прискважинной зоны пласта продуктов реакции. The disadvantages of this method include the fact that during its implementation it may be difficult to clean the treated zone of the formation from the reaction products of the applied chemicals with rocks and formation fluids, especially in low-productivity formations, since when the well is put into operation, the created velocities of formation fluids can be insufficient for removal of reaction products from the borehole zone of the formation.
Наиболее близким к описываемому способу является способ интенсификации притока углеводородов к скважине, включающий определение геолого-физико-химических свойств пород продуктивного пласта и пластовых флюидов, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб и последовательное закачивание в прискважинную часть пласта подобранных порций химических реагентов, при этом перед обработкой прискважинной части пласта и после подачи каждого химического реагента закачиванием газа в прискважинной части пласта создают перенасыщенную газом зону повышенного давления, превышающего по величине пластовое давление. После выдержки скважины на время протекания реакций химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами призабойную часть пласта очищают от продуктов реакции пуском скважины в работу /3/. Closest to the described method is a method of intensifying the influx of hydrocarbons to the well, including determining the geological, physicochemical properties of the rocks of the reservoir and formation fluids, lowering the tubing string into the well and sequentially pumping selected portions of chemical reagents into the borehole portion of the formation, before processing the borehole part of the formation and after supplying each chemical reagent by pumping gas, a supersaturated gas is created in the borehole part of the formation ohm zone of increased pressure exceeding the reservoir pressure. After holding the well for the duration of the reactions of chemical reagents with the rocks of the productive formation and formation fluids, the bottom-hole part of the formation is cleaned of reaction products by putting the well into operation / 3 /.
К недостаткам этого способа очистки прискважинной зоны продуктивного пласта и интенсификации притока углеводородов к скважине относится то, что при его реализации при неограниченных темпах закачивания газа последним может быть оттеснен фильтрат бурового раствора в глубь продуктивного пласта, за счет чего может снижаться эффективность его очистки. The disadvantages of this method of cleaning the near-wellbore zone of the reservoir and intensifying the flow of hydrocarbons to the well include the fact that when it is implemented at unlimited rates of gas injection, the filtrate of the drilling fluid may be pushed into the depth of the reservoir, which can reduce the efficiency of its cleaning.
Задачей данного изобретения является повышение эффективности очистки прискважинной зоны продуктивного пласта от фильтрата бурового раствора и продуктов реакции. The objective of the invention is to increase the efficiency of cleaning the near-wellbore zone of the reservoir from mud filtrate and reaction products.
Поставленная задача достигается тем, что при реализации способа очистки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающего обработку прискважинной зоны химическими реагентами, создание перенасыщенной газом зоны повышенного давления, превышающего по величине пластовое давление закачиванием газа перед и после каждой порции химического реагента, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и содержимым пористой среды и запуск скважины в работу, согласно изобретению газ подают в прискважинную зону с минимальным расходом, а перенасыщенную газом зону создают радиусом более радиуса загрязненной части прискважинной зоны. This object is achieved by the fact that when implementing the method of cleaning the borehole zone of a productive formation, including treating the borehole zone with chemical reagents, creating a gas-saturated zone of increased pressure exceeding the reservoir pressure by pumping gas before and after each portion of the chemical reagent, holding the well for the duration of the chemical reaction reagents with the rocks of the reservoir and the contents of the porous medium and the launch of the well into operation, according to the invention, gas is supplied to the wells zone with a minimum flow rate, and a gas-saturated zone is created with a radius greater than the radius of the contaminated part of the near-wellbore zone.
Сущность изобретения заключается в следующем. The invention consists in the following.
После бурения нефтяных и газовых скважин при их освоении возникает необходимость в очистке прискважинной зоны продуктивного пласта от фильтрата бурового раствора, а иногда и улучшении изначально низких фильтрационных параметров продуктивного пласта. По описываемому способу для восстановления и улучшения фильтрационных параметров скважины в нее первоначально закачивают первую порцию газа. Газ закачивают с минимальным расходом, поэтому он, попадая в прискважинную зону продуктивного пласта, равномерно по всей толщине продуктивного пласта частично оттесняет фильтрат бурового раствора в глубь пласта от забоя скважины, создавая насыщенность газом прискважинной зоны, достаточной для движения газа (порядка 10%). При этом газ подают в объеме, достаточном для насыщения им зоны, радиус которой превышает радиус загрязненной зоны (насыщенной фильтратом бурового раствора). Таким образом, в прискважинной зоне создаются фильтрационные каналы до пластового флюида продуктивного пласта и газовый буфер за пределами загрязненной зоны. После порции газа в скважину подается первая порция химического реагента. Данный реагент предназначается преимущественно для растворения осадка, выпавшего из бурового раствора, или повышения его подвижности (например ПАВ). Вслед за первой порцией химического реагента в скважину подается вторая порция газа, которая оттесняет от забоя скважины ранее закачанные порции газа и химического реагента, а также фильтрат бурового раствора, обеспечивая их перемешивание и протекание реакции растворения осадка бурового раствора. Кроме того, газ второй порции растворяется в продуктах реакции первой порции химического реагента и остатках пластового флюида, уменьшая вязкость получаемой смеси. Далее в скважину подается и продавливается в пласт вторая порция химического реагента, предназначенного, например, для реагирования с породами продуктивного пласта и улучшения его фильтрационных параметров. Данная порция попадает в пористую среду прискважинной зоны, очищенную от фильтрата бурового раствора, поэтому увеличивается эффект от проводимой химической обработки продуктивного пласта. Последовательно закачиваемые порции химических реагентов и газа (число которых зависит от решаемой задачи) с давлением, превышающим пластовое, позволяют наиболее эффективно растворять и(или) удалять вещества, ухудшающие фильтрационные параметры прискважинной зоны, и уменьшать вязкость получаемой смеси флюидов. Закачка порций газа с минимальными расходами позволяет более равномерно охватывать обработкой прискважинную зону, не допуская прорыва закачиваемых газа и химических реагентов по наиболее проницаемым пропласткам. После выдержки скважины на время реакции химических реагентов с осадком фильтрата бурового раствора и породами продуктивного пласта скважина запускается в работу. Так как последней порцией, подаваемой в скважину, является порция газа, то при пуске скважины имеется возможность создавать широкий диапазон регулируемых депрессий на пласт, обеспечивая эффективную очистку прискважинной зоны от продуктов реакции и сохранение прискважинной зоны от разрушения. При этом эффективность очистки дополнительно повышается за счет движения к забою скважины порций газа, находящихся в прискважинной части пласта под давлением, а также пластового флюида, соединение скважинного пространства с которым обеспечивается закачкой порций газа. After drilling oil and gas wells during their development, there is a need to clean the borehole zone of the reservoir from the mud filtrate, and sometimes to improve the initially low filtration parameters of the reservoir. According to the described method, in order to restore and improve the filtration parameters of the well, the first portion of gas is initially pumped into it. Gas is pumped at a minimum flow rate, therefore, when it enters the borehole zone of the reservoir, uniformly across the entire thickness of the reservoir it partially displaces the mud filtrate deep into the reservoir from the bottom of the well, creating a saturation of the borehole zone with gas sufficient for gas movement (about 10%). At the same time, gas is supplied in an amount sufficient to saturate it with a zone whose radius exceeds the radius of the contaminated zone (mud filtrate saturated). Thus, in the near-well zone, filtration channels are created to the reservoir fluid of the reservoir and a gas buffer outside the contaminated zone. After a portion of gas, the first portion of a chemical reagent is fed into the well. This reagent is intended primarily for dissolving sludge precipitated from the drilling fluid, or increase its mobility (for example surfactants). Following the first portion of the chemical reagent, a second portion of gas is fed into the well, which displaces the previously pumped portions of gas and chemical reagent, as well as the mud filtrate from the bottom of the well, ensuring their mixing and the dissolution of the mud sediment. In addition, the gas of the second portion dissolves in the reaction products of the first portion of the chemical reagent and the remainder of the reservoir fluid, reducing the viscosity of the resulting mixture. Then, a second portion of a chemical reagent is fed into the well and squeezed into the formation, for example, for reacting with the rocks of the productive formation and improving its filtration parameters. This portion gets into the porous medium of the near-wellbore zone, purified from the mud filtrate, therefore the effect of the chemical treatment of the producing formation increases. Sequentially pumped portions of chemicals and gas (the number of which depends on the problem being solved) with a pressure in excess of the reservoir, allow to dissolve and (or) remove substances that worsen the filtration parameters of the near-wellbore zone and reduce the viscosity of the resulting fluid mixture. The injection of portions of gas with minimal costs allows more even treatment coverage of the borehole zone, preventing breakthrough of injected gas and chemicals in the most permeable interlayers. After holding the well for the duration of the reaction of chemicals with the sediment of the mud filtrate and the rocks of the reservoir, the well is put into operation. Since the last portion supplied to the well is a portion of gas, when starting a well, it is possible to create a wide range of regulated depressions on the formation, ensuring effective cleaning of the wellbore zone from reaction products and preservation of the wellbore zone from destruction. At the same time, the cleaning efficiency is further increased due to the movement of gas portions to the bottom of the well located in the borehole part of the reservoir under pressure, as well as the formation fluid, the connection of the borehole space with which is provided by the injection of gas portions.
Пример реализации способа
В скважине глубиной Н=2000 м, вскрывшей продуктивный пласт толщиной h = 10 м, сложенный карбонатными породами, необходимо произвести интенсификацию притока путем очистки призабойной зоны от фильтрата бурового раствора и увеличение пористости коллектора призабойной зоны продуктивного пласта. В качестве реагента для очистки призабойной зоны используем ПАВ (например, ОП-10), а для увеличения пористости коллектора - раствор соляной кислоты. Начальная пористость пласта m=0,1, радиус зоны, загрязненной фильтратом бурового раствора Rб= 3 м, радиус солянокислотной обработки призабойной зоны пласта Rк=5 м, пластовое давление Рпл=20 МПа, пластовая температура Тпл=340 К, внутренний диаметр НКТ Dнтк=0,062 м.An example implementation of the method
In a well with a depth of H = 2000 m, which uncovered a reservoir with a thickness of h = 10 m, composed of carbonate rocks, it is necessary to intensify the inflow by cleaning the bottomhole zone from the mud filtrate and increase the porosity of the reservoir of the bottomhole zone of the reservoir. We use surfactants (for example, OP-10) as a reagent for cleaning the bottom-hole zone, and a solution of hydrochloric acid to increase the porosity of the collector. The initial porosity of the formation m = 0.1, the radius of the zone contaminated with the mud filtrate R b = 3 m, the radius of the hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of the formation R k = 5 m, the reservoir pressure R pl = 20 MPa, reservoir temperature T pl = 340 K, tubing inner diameter D NTK = 0.062 m.
Определяем:
- объем первой порции газа (при нормальных условиях - Р0 и Т0); данной порцией газа создается газонасыщенность загрязненной зоны (Rб=3 м) равная 10% и газонасыщенная буферная зона на глубину 2 м (от 3 до 5 м от забоя скважины), тогда объем порции газа составит:
- объем порции ПАВ; приравниваем объем этой порции объему одной трети порового пространства обрабатываемой зоны (Rб=3 м):
V×1 = 0,33πR
- объем второй порции газа (при нормальных условиях); считаем, что при закачивании этой порции газ заполняет 80% объема порового пространства загрязненной зоны (остаточная насыщенность порового пространства неподвижной влагой - 20%):
Г2 = 0,8πR
- объем раствора соляной кислоты; насыщенность раствором соляной кислоты порового пространства в обрабатываемой зоне составляет 20%:
Vк = 0,2πR
- объем третьей порции газа при нормальных условиях (с учетом продавливания кислоты в пласт на глубину RГ3 = 1 м и заполнения колонны НКТ, приравнивая средние значения давления и температуры пластовым параметрам):
Г3 = (πR
Последовательно закачиваем в скважину и продавливаем в призабойную зону продуктивного пласта расчетные порции газа и реагентов по технологии, описанной выше. После выдержки пласта на время реакции соляной кислоты с горными породами скважина запускается в работу.We determine:
- the volume of the first portion of gas (under normal conditions - P 0 and T 0 ); this portion of gas creates a gas saturation of the contaminated zone (R b = 3 m) equal to 10% and a gas-saturated buffer zone to a depth of 2 m (3 to 5 m from the bottom of the well), then the volume of the portion of gas will be:
- portion size of surfactant; we equate the volume of this portion with the volume of one third of the pore space of the treated zone (R b = 3 m):
V × 1 = 0.33πR
- the volume of the second portion of gas (under normal conditions); we believe that when this portion is pumped in, gas fills 80% of the pore space of the contaminated zone (residual saturation of the pore space with still moisture is 20%):
G 2 = 0.8πR
- volume of hydrochloric acid solution; the saturation with a solution of hydrochloric acid in the pore space in the treated zone is 20%:
V k = 0.2πR
- the volume of the third portion of gas under normal conditions (taking into account the forcing of the acid into the formation to a depth of R Г3 = 1 m and filling of the tubing string, equating the average pressure and temperature to the formation parameters):
G 3 = (πR
Subsequently, we pump into the well and push the calculated portions of gas and reagents into the bottomhole zone of the productive formation using the technology described above. After holding the formation during the reaction of hydrochloric acid with rocks, the well starts up.
Использование данного способа позволяют успешно решать вопросы интенсификации притока углеводородов к скважине за счет высокой эффективности очистки прискважинной зоны от фильтрата бурового раствора, от продуктов реакций используемых химических реагентов при пуске скважины в работу после проведения интенсификационных работ. Using this method can successfully solve the issues of intensification of the influx of hydrocarbons to the well due to the high efficiency of cleaning the near-wellbore zone from the mud filtrate, from the reaction products of the chemicals used when the well is put into operation after intensification work.
Литература
1. Патент РФ 1063988, кл. Е 21 В 43/25, приоритет 02.03.1982.Literature
1. RF patent 1063988, cl. E 21 B 43/25, priority 02.03.1982.
2. Минеев Б. П. , Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. М.: Недра, 1981, с. 163-183. 2. Mineev B.P., Sidorov N.A. A practical guide to testing wells. M .: Nedra, 1981, p. 163-183.
3. Патент РФ 2127806, кл. Е 21 В 43/27, приоритет 09.04.1998.4 3. RF patent 2127806, cl. E 21 B 43/27, priority 09.04.1998.4
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000127251A RU2189442C2 (en) | 2000-10-31 | 2000-10-31 | Method of cleaning the producing formation bottom-hole zone |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000127251A RU2189442C2 (en) | 2000-10-31 | 2000-10-31 | Method of cleaning the producing formation bottom-hole zone |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2189442C2 true RU2189442C2 (en) | 2002-09-20 |
RU2000127251A RU2000127251A (en) | 2002-09-27 |
Family
ID=20241565
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000127251A RU2189442C2 (en) | 2000-10-31 | 2000-10-31 | Method of cleaning the producing formation bottom-hole zone |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2189442C2 (en) |
-
2000
- 2000-10-31 RU RU2000127251A patent/RU2189442C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
МИНЕЕВ Б.П. и др. Практическое руководство по испытанию скважин. - М.: Недра, 1981, с. 163-183. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA006086B1 (en) | Method for completing injection wells | |
EA000054B1 (en) | Chemically induced stimulation of coal cleat formation | |
US2768694A (en) | Method for forming and renewing wells | |
Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
RU2135760C1 (en) | Process of treatment of oil pool | |
RU2189442C2 (en) | Method of cleaning the producing formation bottom-hole zone | |
RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
RU2127807C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
RU2127806C1 (en) | Method for intensifying inflow of hydrocarbons to well | |
RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
RU2070287C1 (en) | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone | |
RU2236559C1 (en) | Method for selective treatment of bed | |
RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
RU2679936C1 (en) | Method of cleaning bottomhole formation zone from clay formations | |
RU2120546C1 (en) | Method of reagent demudding of wells | |
RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
US7198106B2 (en) | Method for enhancing gas well secondary recovery operations | |
RU2145381C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole oil formation zone | |
RU2209948C2 (en) | Method of inflow stimulation from formation | |
RU2055983C1 (en) | Method for reagent demudding of wells | |
SU1761944A1 (en) | Procedure for well bottom treatment |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061101 |