RU2236559C1 - Method for selective treatment of bed - Google Patents
Method for selective treatment of bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2236559C1 RU2236559C1 RU2003103708/03A RU2003103708A RU2236559C1 RU 2236559 C1 RU2236559 C1 RU 2236559C1 RU 2003103708/03 A RU2003103708/03 A RU 2003103708/03A RU 2003103708 A RU2003103708 A RU 2003103708A RU 2236559 C1 RU2236559 C1 RU 2236559C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solutions
- bed
- well
- formation
- water solution
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к селективной изоляции водопритоков в газовых и газоконденсатных скважинах.The invention relates to the gas industry, in particular to the selective isolation of water inflows in gas and gas condensate wells.
Известен способ изоляции водопритоков в газовых скважинах, включающий закачку через насосно-компрессорные трубы цементного раствора при сохранении в затрубном пространстве скважины уровня жидкости на определенной глубине (SU 1758219 А2, Е 21 В 43/32, 1992).A known method of isolating water inflows in gas wells, including the injection of cement mortar through tubing while maintaining the fluid level in the annulus of the well at a certain depth (SU 1758219 A2, E 21 B 43/32, 1992).
Сложность в осуществлении непрерывного контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве скважины и отсутствие контроля за процессом закачки цементного раствора при наличии в скважине пакера ограничивают применение указанного способа на многих газовых и газоконденсатных месторождениях.The difficulty in continuously monitoring the liquid level in the annulus of the well and the lack of control over the process of pumping cement in the presence of a packer in the well limit the application of this method in many gas and gas condensate fields.
Известен также тампонажный состав для изоляции проницаемых пластов, содержащий полимер, ацетон и неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ), так называемый А-пласт, применяемый на газовых скважинах (см. пат. РФ 2046180, Е 21 В 33/138, 1995).Also known is a grouting composition for isolating permeable formations containing polymer, acetone and a nonionic surfactant (SAS), the so-called A-formation, used in gas wells (see US Pat. RF 2046180, E 21 B 33/138, 1995) .
Однако и этот способ имеет ряд недостатков, заключающихся в технологической сложности и требующих применения специальных технических средств для обеспечения избирательности при обработке водопроявляющих участков пласта, и в большинстве случаев для закрепления эффекта устанавливают цементные мосты.However, this method also has a number of drawbacks consisting in technological complexity and requiring the use of special technical means to ensure selectivity in the treatment of water-developing sections of the formation, and in most cases cement bridges are installed to consolidate the effect.
Из известных способов ближайшим к изобретению является способ селективной обработки пласта в скважине, включающий последовательную закачку в пласт буферной жидкости - соли щелочного металла и тампонирующего состава, с образованием в пластовых условиях с ионами кальция нерастворимого в воде соединения - щелочного осадка (SU 1754889 А1, опубл. 15.08.1992).Of the known methods, the closest to the invention is a method for selectively treating a formation in a well, including sequentially injecting a buffer liquid — an alkali metal salt and a plugging composition — into a water-insoluble compound — an alkaline precipitate under formation conditions with calcium ions (SU 1754889 A1, publ. 15.08.1992).
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности изоляции путем создания в водопроявляющих участках пласта устойчивого объемного осадка, препятствующего прорыву пластовых вод, и подключение за счет этого в разработку застойных и слабодренируемых зон пласта, обеспечивающих заданный системой сбора режим эксплуатации скважины.The objective of the invention is to increase the efficiency of isolation by creating a stable volumetric sediment in water-developing areas of the formation that prevents breakthrough of formation water and thereby connecting to the development of stagnant and slightly drained zones of the formation that provide the well operation mode specified by the collection system.
В способе селективной обработки пласта, включающем последовательную закачку в пласт буферной жидкости - водного раствора соли металла и тампонирующего состава с образованием в пластовых условиях с ионами кальция нерастворимого в воде соединения - щелочного осадка, используют в качестве водного раствора соли металла 10-30% водный раствор гидросульфата натрия, а в качестве тампонирующего состава - водный раствор хлористого кальция, закачку каждого из указанных растворов производят равными порциями, объемы которых определяют исходя из толщины продуктивного пласта и диаметра скважины или скорости поглощения закачиваемых растворов.In the method of selective treatment of the formation, which includes sequential injection of a buffer liquid — an aqueous solution of a metal salt and a plugging composition into the formation with formation of a water-insoluble compound — an alkaline precipitate under calcium conditions with calcium ions — a 10-30% aqueous solution is used as the aqueous solution of the metal salt sodium hydrogen sulfate, and as a tamponating composition - an aqueous solution of calcium chloride, the injection of each of these solutions is carried out in equal portions, the volumes of which are determined based on the thickness productive formation and well diameter or absorption rate of injected solutions.
В пласте с проницаемостью 100 мкм2 указанный осадок закрепляют цементным мостом.In a formation with a permeability of 100 μm 2, the specified sediment is fixed with a cement bridge.
Закачку растворов в пласт производят как в остановленной скважине, так и в работающей скважине.Solutions are injected into the formation both in a stopped well and in a working well.
Для доставки растворов в заданную зону перфорации скважины и обеспечения расчетной скорости закачки используют кол-тюбинг.For delivery of solutions to a given zone of perforation of the well and to ensure the estimated speed of injection use count-tubing.
Сущность предлагаемого метода состоит в следующем. Раствор гидросульфата натрия 10-30% концентрации и раствор хлористого кальция с оптимальным соотношением гипсообразующих ионов последовательно закачивают в пласт, где при смешении растворов в поровом объеме образуется закупоривающий осадок в виде тонкодисперсной взвеси, а на стенках поровых каналов в виде твердых микрокристаллов. Причем указанную процедуру повторяют несколько раз в зависимости от толщины продуктивного пласта и диаметра скважины или скорости поглощения закачиваемых растворов.The essence of the proposed method is as follows. A solution of sodium hydrosulfate of 10-30% concentration and a solution of calcium chloride with an optimal ratio of gypsum-forming ions are sequentially pumped into the formation, where upon mixing the solutions in the pore volume, a plugging deposit forms in the form of a fine suspension, and on the walls of the pore channels in the form of solid microcrystals. Moreover, this procedure is repeated several times depending on the thickness of the reservoir and the diameter of the well or the absorption rate of the injected solutions.
Селективность ремонтно-изоляционных работ (РИР) обеспечивают подбором объемов порций растворов, исходя из геологических условий или соответствующего режима работы скважины в процессе проведения работ. Режим работы скважины в процессе проведения изоляционных работ может быть рассчитан по формулам дисперсионно-кольцевого течения на основании предыдущих газодинамических исследований (ГДИ) или подобран опытным методом непосредственно на скважине путем подбора диафрагмы, обеспечивающей работу скважины в режиме "захлебывания". Т.е. при определенном уровне скорости газожидкостной смеси происходит остановка (зависание) движения вверх пленки и дисперсной системы, а с определенной точки жидкость начинает сползать вниз и поглощаться обводненным пропластком. Таким образом, тампонирующие растворы, доставленные в обрабатываемый интервал через кол-тюбинг, поглощаются обводненным пропластком, в то время как приток газа из необводненного, работающего интервала предотвратит его от загрязнения в процессе проведения РИР. Скорость перехода к режиму "захлебывания" называют критической и определяют по формуле (1):The selectivity of repair and insulation works (RIR) is provided by the selection of volumes of portions of solutions, based on geological conditions or the corresponding mode of operation of the well during the work. The well operating mode during the isolation work can be calculated using the dispersion-annular flow formulas based on previous gas-dynamic studies (GDI) or it can be selected using the experimental method directly at the well by selecting a diaphragm that ensures the well works in the "flooding" mode. Those. at a certain level of velocity of the gas-liquid mixture, the upward movement of the film and the dispersed system stops (hangs), and from a certain point the liquid begins to slide down and is absorbed by the flooded layer. Thus, plugging solutions delivered to the treatment interval through count-tubing are absorbed by the flooded layer, while the influx of gas from the non-flooded working interval will prevent it from being contaminated during RIR. The speed of transition to the "flooding" mode is called critical and is determined by the formula (1):
где δ - коэффициент поверхностного натяжения, Н/м;where δ is the coefficient of surface tension, N / m;
ρ ж - плотность жидкой фазы при соответствующих Р и Т, кг/м3;ρ W - the density of the liquid phase at the corresponding P and T, kg / m 3 ;
ρ г - плотность газообразной фазы при соответствующих Р и Т, кг/м;ρ g - the density of the gaseous phase at the corresponding P and T, kg / m;
g - ускорение свободного падения, м/с2.g - acceleration of gravity, m / s 2 .
Изоляционную способность определяли на моделях, имитирующих высокопроницаемый коллектор сеноманских отложений, для чего использовали набивную модель из сыпучего сеноманского керна. Песок засыпали в цилиндрическую камеру высокого давления с установленной соосно трубкой, моделирующей перфорированный участок скважины, и насыщали пластовой сеноманской водой. После замера исходных фильтрационных параметров производили прокачку через песчаный образец приготовленных 15% растворов NaHSO4· 2H2O и СаСl2 в соотношении 1:1, и выдерживали на реакцию в течение 30 минут в постоянных термобарических условиях (Р=1,5 МПа, Т=28°С).Insulation capacity was determined on models simulating a highly permeable reservoir of Cenomanian deposits, for which a printed model of loose Cenomanian core was used. The sand was poured into a cylindrical high-pressure chamber with a coaxially installed tube simulating a perforated section of the well and saturated with formation Cenomanian water. After measuring the initial filtration parameters, the prepared 15% NaHSO 4 · 2H 2 O and CaCl 2 solutions in a ratio of 1: 1 were pumped through a sand sample and kept for 30 minutes under constant thermobaric conditions (P = 1.5 MPa, T = 28 ° C).
Характер взаимодействия растворов определяли по уравнению:The nature of the interaction of the solutions was determined by the equation:
Оптимальные соотношения сухого вещества в растворах определяли стехиометрическими расчетами реакции с вычислением массовых долей и лабораторными исследованиями, например:The optimal ratio of dry matter in solutions was determined by stoichiometric calculations of the reaction with the calculation of mass fractions and laboratory studies, for example:
При взаимодействии 15% растворов NaHSO4· 2H2O, CaCl2 в соотношении 1:1.In the interaction of 15% solutions of NaHSO 4 · 2H 2 O, CaCl 2 in a ratio of 1: 1.
Молярная масса (М): NaHSO4· 2H2O - 156,09 г/мольMolar mass (M): NaHSO 4 · 2H 2 O - 156.09 g / mol
СаСl2 - 110,99 г/мольCaCl 2 - 110.99 g / mol
CaSO4· 2H2O - 172,17 г/мольCaSO 4 · 2H 2 O - 172.17 g / mol
Масса раствора (mp-pa): NaHSO4· 2H2O - 100 гMass of solution (m p-pa ): NaHSO 4 · 2H 2 O - 100 g
СаСl2 - 100 гCaCl 2 - 100 g
Массовая доля вещества (w): NaHSO4· 2H2O - 15%Mass fraction of substance (w): NaHSO 4 · 2H 2 O - 15%
CaCl2 - 15%CaCl 2 - 15%
Масса соли в растворе: mв-ва=w· mр-ра The mass of salt in solution: m v-va = w · m r-ra
m(NaHSO4· 2H2O)=15 гm (NaHSO 4 · 2H 2 O) = 15 g
m(CaCl2)=15 гm (CaCl 2 ) = 15 g
Количество основного вещества в растворе: n=m/мThe amount of the main substance in the solution: n = m / m
n(NaHSO4· 2H2O)=0,096 мольn (NaHSO 4 · 2H 2 O) = 0.096 mol
n(CaCl2)=0,135 мольn (CaCl 2 ) = 0.135 mol
Расчет массы продукта проводили, исходя из массы вещества, взятого в недостатке, т.е. NaHSO4· 2H2O.The calculation of the mass of the product was carried out based on the mass of the substance taken in the deficiency, i.e. NaHSO 4 · 2H 2 O.
Определяли массу образовавшегося CaSO4· 2H2O: m=n· MThe mass of CaSO 4 · 2H 2 O formed was determined: m = n · M
m(CaSO4· 2H2O)=16,53 гm (CaSO 4 · 2H 2 O) = 16.53 g
Для подтверждения теоретического расчета проведен лабораторный эксперимент взаимодействия NaHSO4· 2H2O и СаСl2. Масса полученного осадка гипса CaSO4· 2H2O составила 14,40 г или 87% от теоретической. С целью оптимизации выхода осадка при соотношении растворов 1:1 произвели расчет на следующие концентрации (массовые доли вещества):To confirm the theoretical calculation, a laboratory experiment was conducted on the interaction of NaHSO 4 · 2H 2 O and CaCl 2 . The mass of the obtained gypsum precipitate CaSO 4 · 2H 2 O was 14.40 g or 87% of theoretical. In order to optimize the yield of sediment at a ratio of solutions of 1: 1, the following concentrations were calculated (mass fractions of the substance):
В результате исследований определили, что при перепаде давлений до 6 МПа набивная модель по воде оставалась непроницаемой. Давление начала фильтрации воды через затампонированную среду составило более 6 МПа. После демонтажа модели установили, что поровое пространство вокруг перфорированного участка скважины закольматировано гелеобразной массой гипсосодержащего вещества, при этом зерна песка покрыты выпавшим в осадок гипсом.As a result of the studies, it was determined that at a pressure drop of up to 6 MPa, the printed model remained impermeable to water. The pressure of the onset of water filtration through the plugged medium was more than 6 MPa. After dismantling the model, it was found that the pore space around the perforated section of the well is gelled with a gel-like mass of gypsum-containing substance, while the grains of sand are covered with precipitated gypsum.
Разработанный в лабораторных условиях способ селективной обработки пласта апробирован в промысловой практике. Для этого использовалась кол-тюбинговая установка М-10 и газобустерная установка УНГ-8/15, что обеспечило селективную закачку реагентов. При проведении рассматриваемого технологического процесса выделены две стадии.A method for selective formation treatment developed in laboratory conditions has been tested in field practice. For this, the M-10 col-tubing unit and the UNG-8/15 gas booster unit were used, which ensured the selective injection of reagents. When conducting the process under consideration, two stages are distinguished.
На первой стадии происходит технологическая подготовка скважины к проведению химической обработки, для этого башмак бесшовной длинномерной трубы (БДТ) устанавливали в подошве интервала перфорации.At the first stage, the technological preparation of the well for chemical treatment takes place, for this a shoe of a seamless long pipe (BDT) was installed at the bottom of the perforation interval.
Вторая стадия предусматривала закачку водного раствора гидросульфата натрия 15% концентрации - в нижний пропласток суперколлектора, а затем 15% раствора хлористого кальция. Порции водных растворов химических реагентов в газовую скважину закачивались в таком объеме, чтобы гидростатическое давление столба жидкости в скважине на уровне верхних отверстий интервала перфорации не превышало пластового давления газа. Это исключало поглощение химических реагентов в верхней части газонасыщенного пласта. В то же время давление жидкости на уровне нижних отверстий перфорации превышало пластовое давление на величину гравитационной составляющей. В результате происходил процесс поглощения химических реагентов только в нижней части перфорированного суперколлектора. Продавливание производилось бустерной установкой УНГ-8/15 с помощью газа. Далее раствор хлористого кальция также продавливался газом до выравнивания устьевых параметров. При использовании больших объемов химических реагентов производили порционные закачки в объеме 3-4 м3 каждого раствора в пласт с чередованием. Затем производили закрепление призабойной зоны обрабатываемого участка пласта цементным раствором.The second stage involved the injection of an aqueous solution of sodium hydrogen sulfate of 15% concentration into the lower interlayer of the super collector, and then a 15% solution of calcium chloride. Portions of aqueous solutions of chemical reagents were pumped into the gas well in such a volume that the hydrostatic pressure of the liquid column in the well at the level of the upper holes of the perforation interval did not exceed the reservoir gas pressure. This excluded the absorption of chemicals in the upper part of the gas-saturated formation. At the same time, the fluid pressure at the level of the lower perforation holes exceeded the reservoir pressure by the value of the gravitational component. As a result, there was a process of absorption of chemicals only in the lower part of the perforated supercollector. Punching was carried out by the booster unit UNG-8/15 using gas. Further, the calcium chloride solution was also pressed through with gas until the wellhead parameters were equalized. When using large volumes of chemical reagents, batch injections were performed in a volume of 3-4 m 3 of each solution into the formation with alternation. Then, the bottom-hole zone of the treated section of the formation was fixed with cement mortar.
Способ селективной обработки пласта реализован на скважинах №12213, 9193, результаты РИР приведены в таблице 2.The method of selective treatment of the reservoir is implemented in wells No. 12213, 9193, the results of the RIR are shown in table 2.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003103708/03A RU2236559C1 (en) | 2003-02-07 | 2003-02-07 | Method for selective treatment of bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003103708/03A RU2236559C1 (en) | 2003-02-07 | 2003-02-07 | Method for selective treatment of bed |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003103708A RU2003103708A (en) | 2004-08-10 |
RU2236559C1 true RU2236559C1 (en) | 2004-09-20 |
Family
ID=33433478
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003103708/03A RU2236559C1 (en) | 2003-02-07 | 2003-02-07 | Method for selective treatment of bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2236559C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2475622C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells |
RU2482152C1 (en) * | 2011-11-24 | 2013-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions |
RU2724828C1 (en) * | 2019-05-06 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of fastening bottom-hole zone of reservoir |
-
2003
- 2003-02-07 RU RU2003103708/03A patent/RU2236559C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
обзорная информация. Техника и технология проведения ремонта скважин за рубежом. - М., 1980, с. 13-15. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2475622C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells |
RU2482152C1 (en) * | 2011-11-24 | 2013-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions |
RU2724828C1 (en) * | 2019-05-06 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of fastening bottom-hole zone of reservoir |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8733441B2 (en) | Sealing of thief zones | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2386787C2 (en) | Construction method of deep well, plugging solution for its implementation and structure of deep well | |
RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
RU2236559C1 (en) | Method for selective treatment of bed | |
RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
RU2375555C1 (en) | Method for secondary opening of production stratum | |
RU2142557C1 (en) | Method of development of oil pool | |
RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
RU2127807C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2618543C1 (en) | Method for reducing watering of oil extracting wells | |
RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
RU2145381C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole oil formation zone | |
RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
SU1668645A1 (en) | Thermo-acid bottom-hole treatment | |
JP7404549B2 (en) | How to prevent laminar water from entering the bottom of a well | |
RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
RU2228427C1 (en) | Method for isolation of trouble zone in a well | |
RU2626097C1 (en) | Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells | |
RU2285792C1 (en) | Oil and gas-condensate deposit development method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100208 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20110220 |
|
MZ4A | Patent is void |
Effective date: 20201214 |