RU2190657C1

RU2190657C1 - Oil and gas well-killing fluid

Info

Publication number: RU2190657C1
Application number: RU2001108815A
Authority: RU
Inventors: Б.В. Рожелюк; С.Ю. Русаков
Original assignee: Рожелюк Богдан Васильевич; Русаков Сергей Юрьевич
Priority date: 2001-04-02
Filing date: 2001-04-02
Publication date: 2002-10-10

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: mineral salt solution-based fluid cellulose 26-36 vol.% hydrocarbon and 2-5 vol.% emulsifier "Neftenol NZ". EFFECT: limited to the maximum access of water into producing stratum.

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины (ТиКРС). The invention relates to the field of oil and gas production and can be used as a kill fluid for oil and gas wells in the production of ongoing and overhauls of wells (TiKRS).

Известна жидкость глушения нефтегазовой скважины, представляющая собой пластовую, техническую или пресную воду [1, 2]. Применение известной жидкости глушения негативно воздействует на фильтрационные характеристики продуктивного пласта. В результате ее применения даже при строгом соблюдении технологии ремонтов и их производстве в соответствии с действующими регламентами в той или иной степени имеют место негативные факторы: увеличение времени выхода скважины на режим, рост обводненности пласта, снижение межремонтного периода (МРП) и, как результат, снижение дебита скважины. Known fluid killing oil and gas wells, which is a reservoir, industrial or fresh water [1, 2]. The use of a known kill fluid negatively affects the filtration characteristics of the reservoir. As a result of its application, even with strict observance of the technology of repairs and their production in accordance with the applicable regulations, negative factors take place to one degree or another: an increase in the well’s output time, an increase in water cut in the reservoir, a decrease in the overhaul period (MC) and, as a result, reduction in well production.

Известно использование в качестве жидкости глушения разгазированной нефти [4]. Глушение скважин разгазированной (товарной) нефтью, имеющей удельный вес 0,8 г/см², не эффективно, поскольку для осуществления операции глушения требуется жидкость с удельным весом не менее 0,9 г/см². Кроме того, неизбежные при этом разливы нефти приводят к значительным затратам материальных ресурсов на ликвидацию замазученности, а также отрицательно сказываются на экологической обстановке скважины.It is known to use as a fluid for killing degassed oil [4]. Silencing wells with degassed (marketable) oil, having a specific gravity of 0.8 g / cm ² , is not effective, since a fluid with a specific gravity of at least 0.9 g / cm ² is required to perform the killing operation. In addition, the inevitable oil spills lead to significant material costs for the elimination of oil contamination, as well as adversely affect the ecological situation of the well.

Известны также жидкости глушения нефтегазовой скважины, приготовленные на основе минеральных солей (NaCl, CaCl₂, MgCl₂, Са(NO₃), СаВr₂) [2]. Как показывает промысловый опыт в различных регионах страны и за рубежом, применяемые в настоящее время жидкости глушения на основе водных растворов минеральных солей приводят:
- к снижению дебитов скважин по нефти в среднем на 10-30% за счет насыщения порового пространства призабойной зоны скважины (ПЗС) водонефтяной эмульсией, образованной солевым раствором, пластовой нефтью и природными нефтерастворимыми эмульгаторами (эффект Жамена). Призабойную зону скважины кольматируют также нерастворимые минеральные осадки, которые образуются при смешении пластовой воды с солевым раствором жидкости глушения;
- к росту обводненности добываемой продукции за счет увеличения фазовой проницаемости ПЗС по воде;
- к увеличению сроков освоения скважин в послеремонтный период;
- к сокращению МРП на 10-40%.Killing fluids of an oil and gas well prepared on the basis of mineral salts (NaCl, CaCl ₂ , MgCl ₂ , Ca (NO ₃ ), CaBr ₂ ) are also known [2]. As field experience in various regions of the country and abroad shows, the currently used killing liquids based on aqueous solutions of mineral salts result in:
- to reduce oil production rates by an average of 10-30% due to saturation of the pore space of the bottom-hole zone of the well (CCD) with an oil-water emulsion formed by saline solution, formation oil and natural oil-soluble emulsifiers (Jamen effect). The bottomhole zone of the well is also clogged by insoluble mineral sediments, which are formed by mixing produced water with saline solution fluid;
- to an increase in water cut of extracted products due to an increase in the phase permeability of CCDs in water;
- to increase the terms of well development in the after-repair period;
- to reduce MCI by 10-40%.

К перечисленным выше отрицательным факторам следует добавить высокую поглощающую способность продуктивных пластов в отношении жидкостей глушения, приготовленных на водной основе (превышение объемов скважин в 2-10 раз), что приводит к значительному расходу химреагентов на глушение скважины. To the negative factors listed above, it is necessary to add the high absorption capacity of the productive formations with respect to the killing fluids prepared on a water basis (exceeding the well volumes by 2-10 times), which leads to a significant consumption of chemicals for killing the well.

Наиболее близкой к изобретению по совокупности существенных признаков является жидкость глушения нефтегазовой скважины, включающая, об. %: углеводород 5-25, нефтенол НЗ 0,3-5, КССБ 0,1-1, 0,3-1 %-ный раствор полимера 5-25, минерализованная вода - пластовая или раствор хлористого кальция 28, 30, 37 % или хлористого натрия 20% - остальное [5]. Closest to the invention in terms of essential features is the fluid killing oil and gas wells, including, about. %: hydrocarbon 5-25, Neftenol NZ 0.3-5, KSSB 0.1-1, 0.3-1% polymer solution 5-25, saline water - formation or calcium chloride solution 28, 30, 37% or sodium chloride 20% - the rest [5].

Известная жидкость глушения за счет наличия в ней раствора полимера при попадании в призабойную зону пласта кольматирует ее, что значительно снижает качество операции глушения. Кроме того, полимер служит для снижения трения при закачке известной жидкости глушения в пласт и с ростом температуры разрушает ее. Жидкость же глушения должна длительное время сохранять свои защитные свойства при высокой температуре и не должна проникать в пласт. Known killing fluid due to the presence of a polymer solution in it when it enters the bottomhole formation zone clogs it, which significantly reduces the quality of the killing operation. In addition, the polymer serves to reduce friction when injecting a known kill fluid into the formation and, with increasing temperature, destroys it. The killing fluid must retain its protective properties at high temperature for a long time and should not penetrate into the reservoir.

Задачей изобретения является создание жидкости глушения нефтегазовой скважины, обеспечивающей высокую эффективность операции глушения. The objective of the invention is to create a fluid killing oil and gas wells, providing high efficiency operations killing.

В результате применения изобретения достигается значительное сокращение времени выхода скважины на первоначальный режим работы, увеличение МРП, сохранение фильтрационных характеристик продуктивного пласта, сокращение расхода химреагентов в высокопроницаемых продуктивных пластах, возможность использования в скважинах с различным пластовым давлением в зависимости от производственной необходимости. К тому же предложенный в качестве жидкости глушения раствор нейтрален по отношению к интенсивности коррозии, скорости солеотложений, развитию сульфатовосстанавливающих бактерий, не оказывает влияния на процесс подготовки нефти. As a result of the application of the invention, a significant reduction in the time of the well’s return to the initial operating mode, an increase in the hydraulic fracturing, the preservation of the filtration characteristics of the reservoir, the reduction of the consumption of chemicals in highly permeable reservoirs, and the possibility of using them in wells with different reservoir pressures depending on production requirements are achieved. In addition, the solution proposed as a kill fluid is neutral with respect to the intensity of corrosion, the rate of scaling, the development of sulfate-reducing bacteria, and does not affect the process of oil preparation.

Для достижения указанного технического результата жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая водный раствор минеральной соли, углеводород и эмульгатор нефтенол НЗ, должна содержать компоненты в следующем их соотношении, об. %: углеводород 26-36; нефтенол НЗ 2-5 и раствор минеральной соли - остальное. To achieve the technical result, the killing fluid of an oil and gas well containing an aqueous solution of mineral salt, a hydrocarbon and an oil emulsifier Neftenol NS should contain components in the following ratio, vol. %: hydrocarbon 26-36; Neftenol NZ 2-5 and a solution of mineral salt - the rest.

Предложенная жидкость глушения представляет собой регулируемый инвертно-эмульсионный раствор (РИЭР), стабилизированный эмульгатором нефтенолом НЗ. РИЭР состоит из капелек раствора минеральной соли, которые плотно прилегают друг к другу, окруженные бронирующими оболочками, состоящими из углеводородного раствора нефтенола НЗ. Поскольку внешней фазой РИЭР является углеводород (дизельное топливо, нефть, широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ), стабильный бензин, гексановая фракция), то при взаимодействии РИЭР и ПЗС сохраняются фильтрационные характеристики последнего (фазовая проницаемость пласта по нефти в ПЗС не уменьшается). The proposed killing fluid is a controlled invert emulsion solution (RIER) stabilized by emulsifier Neftenol NZ. RIER consists of droplets of a solution of mineral salt, which are tightly adjacent to each other, surrounded by armor shells consisting of a hydrocarbon solution of Neftenol NS. Since the external phase of the RIER is hydrocarbon (diesel fuel, oil, broad light hydrocarbon fractions (BFLH), stable gasoline, hexane fraction), the filtration characteristics of the latter are preserved during the interaction of the RIER and CCD (the oil phase permeability in the CCD does not decrease).

Указанные в формуле изобретения интервалы значений компонентов установлены эмпирически и обусловлены возможностью смешивания компонентов раствора. Каждый из компонентов РИЭР имеет различную плотность. Изменяя соотношение компонентов, задают требуемую плотность всего раствора, что позволяет применять РИЭР в скважинах с разными пластовыми давлениями. The ranges of values of the components indicated in the claims are empirically determined and are due to the possibility of mixing the components of the solution. Each of the RIER components has a different density. By changing the ratio of components, the required density of the entire solution is set, which allows the use of RIER in wells with different reservoir pressures.

В нефтенасыщенной части ПЗС РИЭР разжижается и легко удаляется при пуске скважины в работу. В водонасыщенной части пласта вязкость РИЭР увеличивается и он блокирует поступление воды в скважину. Таким образом, обеспечивается сохранность фильтрационных характеристик пласта и сокращение расхода химреагентов. In the oil-saturated part of the CCD, the RIER is liquefied and easily removed when the well is put into operation. In the water-saturated part of the reservoir, the RIER viscosity increases and it blocks the flow of water into the well. Thus, the preservation of the filtration characteristics of the reservoir and the reduction of the consumption of chemicals are ensured.

Присутствие в растворе нефтенола НЗ позволяет улучшить проницаемость ПЗС за счет протекания ряда физико-технических процессов, приводящих к переводу привнесенных твердых частиц во взвешенное состояние, а также к растворению и диспергированию присутствующих в скважине асфальто-смолистых и парафиновых образований. РИЭР способствует оттеснению воды из ПЗС: нефтенол НЗ, адсорбируясь на поверхности породы, гидрофобизирует ее, тем самым снижая фазовую проницаемость воды в обводненных зонах пласта. За счет нефтенола НЗ РИЭР устойчив к высоким температурам и не расслаивается при температуре 80^oС длительное время. При этом, меняя соотношение компонентов РИЭР, можно регулировать время жизни микроэмульсии, чем является предложенный раствор, от нескольких часов до 10-15 суток, в зависимости от производственной необходимости.The presence of NZ in the solution of neftenol allows to improve the CCD permeability due to a number of physical and technical processes leading to the transfer of the introduced solid particles into suspension, as well as to the dissolution and dispersion of asphalt-resinous and paraffin formations present in the well. RIER contributes to the displacement of water from the CCD: Neftenol NS adsorbed on the surface of the rock, hydrophobizes it, thereby reducing the phase permeability of water in the flooded zones of the reservoir. Due to neftenol NZ RIER is resistant to high temperatures and does not stratify at a temperature of 80 ^o C for a long time. At the same time, changing the ratio of the components of the RIER, you can adjust the lifetime of the microemulsion, what is the proposed solution, from several hours to 10-15 days, depending on production needs.

Описанным выше комплексным воздействием на ПЗС достигается значительное сокращение времени выхода скважины на первоначальный режим работы и увеличение МРП. The above-described integrated effect on the CCD achieves a significant reduction in the time of the well’s output to the initial operating mode and an increase in MCI.

Операция глушения скважины является важным этапом ТиКРС. Для ее успешного проведения жидкость глушения должна соответствовать определенным требованиям:
- электростабильность для пластовых температур до 80^oС не должна быть менее 300 В;
- условная вязкость не должна превышать 600 с;
- термостабильность, морозоустойчивость, технологичность и др.Well killing operation is an important stage of T&C. For its successful conduct, the kill fluid must meet certain requirements:
- electrical stability for formation temperatures up to 80 ^o C should not be less than 300 V;
- conditional viscosity shall not exceed 600 s;
- thermal stability, frost resistance, manufacturability, etc.

Результаты исследований РИЭР, а также использование его в технологиях глушения нескольких десятков скважин в промысловых условиях показали полное соответствие параметров РИЭР предъявляемым требованиям. The results of RIER studies, as well as its use in the technology of killing several tens of wells under field conditions, showed that the parameters of RIER are fully consistent with the requirements.

Так, например, состав РИЭР, включающий в качестве углеводорода дизельное топливо (плотность 0,80 г/см³), в качестве водного раствора минеральной соли хлористый кальций (CaCl₂) (плотность 1,30 г/см³) и нефтенол НЗ (плотность 0,84 г/см³), имеет параметры, представленные в таблице.So, for example, the composition of the RIER, including diesel fuel as a hydrocarbon (density 0.80 g / cm ³ ), calcium chloride (CaCl ₂ ) (density 1.30 g / cm ³ ) and neftenol NC as an aqueous solution of mineral salt density 0.84 g / cm ³ ), has the parameters presented in the table.

Способ приготовления РИЭР заключается в следующем. Перед глушением скважины во время подготовительных работ определяют величину текущего пластового давления в скважине и рассчитывают требуемую плотность РИЭР из условия создания столбом жидкости глушения давления, превышающего пластовое, а также определяют необходимое количество раствора. После этого рассчитывают соотношение компонентов раствора либо определяют его по расчетным таблицам. Далее механическим перемешиванием готовят раствор в следующем порядке. Растворяют нефтенол НЗ в углеводороде и при перемешивании вводят раствор минеральной соли. Полученную смесь дополнительно перемешивают. The method of preparation RIER is as follows. Before killing a well during preparatory work, the value of the current reservoir pressure in the well is determined and the required RIER density is calculated from the condition that the column of fluid creates a silencing pressure exceeding the reservoir, and the required amount of solution is also determined. After that, calculate the ratio of the components of the solution or determine it from the calculation tables. Then, by mechanical stirring, a solution is prepared in the following order. Neftenol NZ is dissolved in a hydrocarbon and a solution of a mineral salt is introduced with stirring. The resulting mixture was further stirred.

При выборе минеральной соли в качестве компонента РИЭР следует учитывать, что соли калия и магния при глушении скважин являются более щадящими, чем соли натрия и кальция по отношению к нефтенасыщенным коллекторам. When choosing a mineral salt as a component of RIER, it should be taken into account that potassium and magnesium salts when killing wells are more sparing than sodium and calcium salts with respect to oil-saturated reservoirs.

Для приготовления РИЭР используют блок приготовления раствора, представляющий собой емкость с размещенным в центре перемешивателем. Компоненты раствора подают внутрь емкости насосом через размещенные по внутреннему периметру емкости гидронасадки, установленные под различными углами. Возможно также применение для приготовления РИЭР мобильной установки типа ГАР-280-4К (см. "Нефтяное хозяйство", 9, 2000 г., с. 90). Для контроля готовности раствора необходим испытатель гидрофобных эмульсионных растворов или счетчик электростабильности. For the preparation of RIER, a solution preparation unit is used, which is a container with a stirrer located in the center. The components of the solution are fed into the tank by the pump through the hydraulic nozzles installed along the inner perimeter of the tank, installed at different angles. It is also possible to use a mobile unit of the GAR-280-4K type for the preparation of RIER (see "Oil Management", 9, 2000, p. 90). To control the readiness of the solution, a tester of hydrophobic emulsion solutions or an electrostability counter is required.

Для проведения на заключительном этапе ТиКРС операции глушения приготовленный в стационарных или промысловых условиях раствор доставляют в ПЗС. Затем осуществляют глушение скважины и вывод ее на первоначальный режим работы. To carry out the jamming operation at the final stage of TCCS, the solution prepared under stationary or field conditions is delivered to the CCD. Then carry out the killing of the well and its conclusion to the initial mode of operation.

Накопленный опыт применения РИЭР в реальных условиях показал его высокую эффективность. Скважины выходят на первоначальный режим работы практически сразу после запуска их в работу. Использование РИЭР для глушения скважин минимизирует повреждение пласта. Применение РИЭР позволяет производить глушение скважины без вредных последствий для экологической обстановки, исключить или, по крайней мере, максимально уменьшить разливы нефти в процессе ТиКРС. Создатели РИЭР не ставили перед собой задачи увеличения дебита отремонтированных скважин, однако достижение указанных выше технических результатов естественным образом приводит к получению дополнительно добытой нефти. The accumulated experience of using RIER in real conditions has shown its high efficiency. Wells enter the initial operating mode almost immediately after they are put into operation. The use of RIER for killing wells minimizes formation damage. The use of RIER allows killing a well without harmful consequences for the environmental situation, eliminating or at least minimizing oil spills during the T&RC process. The creators of RIER did not set themselves the task of increasing the production rate of the repaired wells, however, the achievement of the above technical results naturally leads to the production of additional oil.

Список источников информации:
1. Зарипов С.З., Шейнцвит Л.И., Мердяшев В.И. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1981.List of sources of information:
1. Zaripov S.Z., Sheintsvit L.I., Merdyashev V.I. The use of liquids for crushing wells during their repair. M .: ed. VNIIOENG, 1981.

2. Ковалева Л.А., Галян Н.Н. Снижение фильтруемости рабочей жидкости в призабойную зону пласта при глушении скважин. М.: изд. ВНИИЭгазпром, 1985. 2. Kovaleva L.A., Galyan N.N. The decrease in the filterability of the working fluid in the bottomhole formation zone when killing wells. M .: ed. VNII Egazprom, 1985.

3. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. 3. Orlov G.A., Kendis M.Sh., Glushchenko V.N. The use of inverse emulsions in oil production. M .: Nedra, 1991.

4. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов. Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра, 1986. 4. Ibragimov G.Z., Sorokin V.A., Khisamutdinov. Chemical reagents for oil production. M .: Nedra, 1986.

5. Патент РФ 2097547, Е 21 В 43/26, 27.11.1997. 5. RF patent 2097547, Е 21 В 43/26, 11.27.1997.

Claims

Killing fluid of an oil and gas well containing an aqueous solution of mineral salt, a hydrocarbon and emulsifier Neftenol H3, characterized in that it contains components in the following ratio, vol.%:
Hydrocarbon - 26-36
Neftenol NZ - 2-5
Mineral Salt Solution - Rest