RU2245998C1 - Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well - Google Patents
Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2245998C1 RU2245998C1 RU2003123093/03A RU2003123093A RU2245998C1 RU 2245998 C1 RU2245998 C1 RU 2245998C1 RU 2003123093/03 A RU2003123093/03 A RU 2003123093/03A RU 2003123093 A RU2003123093 A RU 2003123093A RU 2245998 C1 RU2245998 C1 RU 2245998C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- oil
- ore
- solution
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в части промышленной эксплуатации скважин и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах, и в частности при глушении скважин, перфорации, промывке и пр.The invention relates to the oil and gas industry in terms of the industrial operation of wells and can find application in various technological operations in wells, and in particular when killing wells, perforation, flushing, etc.
Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин при их глушении с использованием жидкостей глушения на основе водных растворов минеральных солей, в основном хлоридов и бромидов натрия, калия, кальция, цинка и др. по отдельности или в различных сочетаниях [1].There is a method of preserving the reservoir properties of the bottom-hole zone of a productive formation of oil and gas wells during their killing using killing fluids based on aqueous solutions of mineral salts, mainly chloride and bromide of sodium, potassium, calcium, zinc, etc. individually or in various combinations [1].
Однако применение указанного способа приводит к увеличению сроков освоения скважин в послеремонтный период и снижению их дебитов в связи с неудовлетворительным сохранением коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.However, the application of this method leads to an increase in the timing of well development in the post-repair period and a decrease in their flow rates due to unsatisfactory preservation of the reservoir properties of the bottom-hole zone of the reservoir.
Известен также способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин снижением пластового давления в них на 5-10% ниже гидростатического и последующего заполнения их пластовой водой [2].There is also a method of preserving the reservoir properties of the bottom-hole zone of a productive formation of oil and gas producing wells by reducing their reservoir pressure by 5-10% below hydrostatic and subsequent filling them with formation water [2].
Недостатком указанного способа является большая потеря нефти за весь период снижения пластового давления на участке разработки не только из данной скважины, но и из остальных нефтегазодобывающих скважин, расположенных на данном участке.The disadvantage of this method is the large loss of oil for the entire period of lowering the reservoir pressure at the development site not only from a given well, but also from other oil and gas producing wells located in this section.
Известен также способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин путем воздействия на пласт водными растворами солей с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), например марки ИВВ-1 [3].There is also a method of preserving the reservoir properties of the bottom-hole zone of a productive formation of oil and gas wells by exposing the formation to aqueous solutions of salts with the addition of surface-active substances (surfactants), for example, brand IVV-1 [3].
Недостатком указанного способа является снижение эффективности воздействия ПАВ с повышением температуры, и при температуре пласта выше 60°С воздействие ПАВ не проявляется.The disadvantage of this method is the decrease in the effectiveness of the impact of surfactants with increasing temperature, and at formation temperatures above 60 ° C, the effect of surfactants does not occur.
Еще одним известным способом сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин является закачка в скважину против пласта порции обратной эмульсии на углеводородной и водной основах, последняя из которых содержит ПАВ и водорастворимую соль одного или нескольких видов с последующей выдержкой эмульсии в скважине в течение ~12 час, закачку в скважину над порцией обратной эмульсии технологической жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов, причем углеводородную основу обратной эмульсии и нефть вытесняют [4].Another well-known way to preserve the reservoir properties of the bottom-hole zone of a productive formation of oil and gas producing wells is to inject a portion of the reverse emulsion on a hydrocarbon and water base into the well against the formation, the last of which contains a surfactant and a water-soluble salt of one or more types, followed by exposure of the emulsion to the well for ~ 12 hour, injection into the well over a portion of the reverse emulsion of the process fluid based on an aqueous solution of a water-soluble salt of one or more types, and glevodorodnuyu base oil inverse emulsion and displace [4].
Недостатком указанного способа является то, что в результате проявления закрепляющей способности по удержанию капиллярно-защемленной воды в гидрофильных коллекторах блокируется приток нефти в скважину из низкопроницаемых зон пласта и таким образом теряются коллекторские свойства призабойной зоны.The disadvantage of this method is that as a result of the manifestation of the fixing ability to retain capillary-trapped water in hydrophilic reservoirs, the influx of oil into the well from the low-permeability zones of the formation is blocked and thus the reservoir properties of the bottom hole are lost.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по своей сущности и достигаемому техническому результату является способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин, при котором в ствол скважины закачивают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования, причем водный раствор сильвинитовой руды помещают против зоны продуктивного пласта и выше кровли его с образованием гидравлического столба. Технологическая жидкость по данному техническому решению содержит также целевые добавки - ингибиторы коррозии, загустители и т.п. [5].The closest to the claimed technical solution in its essence and the technical result achieved is a method of maintaining the reservoir properties of the bottom-hole zone of the productive formation of oil and gas wells, in which an aqueous solution of enriched sylvinite ore with an inhibitor of sedimentation is pumped into the wellbore, and an aqueous solution of sylvinite ore is placed against the zone of the productive formation and above its roof with the formation of a hydraulic column. The technological fluid according to this technical solution also contains targeted additives - corrosion inhibitors, thickeners, etc. [5].
Недостатком указанного способа является существенное снижение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта или весьма длительная (до нескольких месяцев) продолжительность релаксации этих свойств до первоначального уровня после проведения необходимых технологических операций в скважине.The disadvantage of this method is a significant decrease in the reservoir properties of the bottom-hole zone of the reservoir or a very long (up to several months) relaxation time of these properties to the initial level after the necessary technological operations in the well.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта добывающей скважины при использовании водных растворов минеральных солей как основного средства воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств. Еще одним техническим результатом изобретения является повышение приемистости пласта при использовании технологической жидкости по данному изобретению в нагнетательных скважинах.The technical result of the invention is to increase the efficiency of preserving the reservoir properties of the bottom-hole zone of a producing well of a producing well when using aqueous solutions of mineral salts as the main means of influencing the reservoir while maintaining its reservoir properties. Another technical result of the invention is to increase the injectivity of the formation when using the technological fluid according to this invention in injection wells.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины, включающем помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования, ингибитора коррозии и других целевых добавок и проведение в скважине, согласно изобретению в ствол скважины помещают водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей, причем используют водный раствор вышеупомянутых модификаций карналлитовой руды с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией и раствор закачивают в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой. При этом используют либо нативную карналлитовую руду либо модифицируют ее до содержания в ней, мас.%:The required technical result is achieved by the fact that in the method of preserving the reservoir properties of the bottom-hole zone of a productive formation of an oil and gas producing well, comprising placing in the wellbore an aqueous solution of mineral salts with additives of a sedimentation inhibitor, a corrosion inhibitor and other target additives, and conducting, according to the invention, in the wellbore, an aqueous solution of native, modified or enriched carnallite ore or mixtures thereof, wherein an aqueous solution of the above is used ies modifications carnallite ore with a maximum for the downhole temperature conditions and the concentration of the solution was injected in an amount necessary and sufficient to form a hydraulic column in the wellbore above the roof of the producing formation, and the rest height to the mouth of the borehole is filled with water. In this case, either native carnallite ore is used or it is modified to its content, wt.%:
калий хлористый 24-25potassium chloride 24-25
натрий хлористый 5-6sodium chloride 5-6
магний хлористый 31-33magnesium chloride 31-33
вода кристаллизационная остальноеwater crystallization rest
или обогащают ее до содержания, мас.%or enrich it to the content, wt.%
калий хлористый 23,0-29,5potassium chloride 23.0-29.5
магний хлористый 31,8-46,0magnesium chloride 31.8-46.0
вода кристаллизационная остальноеwater crystallization rest
При перфорации скважины величину гидравлического столба технологической жидкости над кровлей продуктивного пласта увеличивают на 3-7% от известного (1,05-1,1)Рпл, где Рпл - давление продуктивного пласта.When a well is perforated, the value of the hydraulic column of the process fluid above the top of the reservoir is increased by 3-7% of the known (1.05-1.1) R pl , where R pl is the pressure of the reservoir.
При глушении скважины закачивают раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой.When killing a well, a solution of native, modified, or enriched carnallite ore or mixtures thereof is pumped with a maximum concentration for downhole temperature conditions in an amount necessary and sufficient for the formation of a hydraulic column in the wellbore above the top of the reservoir, and fill the well up to the mouth with water .
При использовании раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве рабочего тела нагнетательных скважин в него вводят ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта, например этилендиаминтетраметилфосфоновую кислоту (ЭДТФ) в количестве 0,05-0,15 мас.% от содержания карналлитовой руды.When using a solution of native, modified, or enriched carnallite ore or mixtures thereof as the working fluid of injection wells, a clay component swelling inhibitor, for example ethylenediaminetetramethylphosphonic acid (EDTP) in the amount of 0.05-0.15 wt.% Of the carnallite content, is introduced into it ore.
При использовании раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве рабочего тела нагнетательных скважин концентрацию последней поддерживают в пределах, обеспечивающих плотность раствора 1,05-1,20 т/куб. м.When using a solution of native, modified or enriched carnallite ore or mixtures thereof as the working fluid of injection wells, the concentration of the latter is maintained within the range providing a solution density of 1.05-1.20 t / cu. m
При перфорации и при глушении скважин используют раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей с целевыми добавками - ингибиторов коррозии, ингибиторов осадкообразования, ПАВ и др.When perforating and killing wells, a solution of native, modified or enriched carnallite ore or mixtures thereof with target additives — corrosion inhibitors, sedimentation inhibitors, surfactants, etc. is used.
Водный раствор нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды или их смесей готовят растворением последней в пресной технической, сточной с установок подготовки нефти или пластовой воде.An aqueous solution of native, or modified, or enriched carnallite ore or mixtures thereof is prepared by dissolving the latter in fresh technical, waste from oil treatment plants or produced water.
При приготовлении раствора нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды растворением в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С.When preparing a solution of native, or modified, or enriched carnallite ore by dissolving in produced water, the latter is pumped out of the well at a temperature of 60-90 ° C.
В качестве ингибитора набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта используют ЭДТФ в количестве 0,05-0,15% от массы растворенной карналлитовой руды.As an inhibitor of the swelling of the clay component of the oil and gas bearing layer, EDTP is used in an amount of 0.05-0.15% by weight of dissolved carnallite ore.
В качестве ингибитора осадкообразования используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,01-0,05% от массы растворенной карналлитовой руды или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продуктов переработки нефти).As an inhibitor of precipitation, nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF) is used in an amount of 0.01-0.05% by weight of dissolved carnallite ore or SNPCH-5301M (the product of the interaction of hydroxyethylene diphosphonic acid with aqueous ammonia and high boiling fractions of petroleum refined products).
В качестве ПАВ используют например “Леонол АФ 9-12” или МЛ-80.As surfactants, for example, “Leonol AF 9-12” or ML-80 is used.
В качестве водорастворимых минеральных солей используют нативную карналлитовую руду состава, мас.%:As water-soluble mineral salts using native carnallite ore composition, wt.%:
калий хлористый 20,5-21,5potassium chloride 20.5-21.5
натрий хлористый 19,5-22,5sodium chloride 19.5-22.5
магний хлористый 24,0-27,0magnesium chloride 24.0-27.0
вода кристаллизационная остальноеwater crystallization rest
либо модифицированную карналлитовую руду состава, мас.%:or modified carnallite ore composition, wt.%:
калий хлористый 24-25potassium chloride 24-25
натрий хлористый 5-6sodium chloride 5-6
магний хлористый 31-33magnesium chloride 31-33
вода кристаллизационная остальноеwater crystallization rest
либо обогащенную карналлитовую руду состава, мас.%:or enriched carnallite ore composition, wt.%:
калий хлористый 23,0-29,5potassium chloride 23.0-29.5
магний хлористый 31,8-46,0magnesium chloride 31.8-46.0
вода кристаллизационная остальноеwater crystallization rest
Модифицируют или обогащают карналлитовую руду, используя природные свойства разности растворимости составляющих руду солей - хлоридов натрия, магния и калия. При модификации или обогащении нативной карналлитовой руды нерастворимые примеси в основном удаляются, что существенно улучшает качественные показатели продукта при использовании его в качестве основного компонента технологических жидкостей нефтегазодобывающих скважин.Carnallite ore is modified or enriched using the natural properties of the solubility difference of the salts constituting the ore - sodium, magnesium and potassium chlorides. During the modification or enrichment of native carnallite ore, insoluble impurities are mainly removed, which significantly improves the quality indicators of the product when it is used as the main component of technological fluids in oil and gas producing wells.
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
Применение нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве основного компонента технологической жидкости при проведении технологических операций в нефтегазодобывающих скважинах создает исключительно удачную возможность использования дешевого природного продукта для приготовления водных растворов минеральных солей, практически не загрязняющих призабойную зону скважины при проведении в ней технологических операций или регламентных работ. При этом определено, что при проникновении такой технологической жидкости в продуктивный пласт проницаемость его не снижается, а в ряде случаев даже повышается, что ведет к сохранению коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.The use of native, modified or enriched carnallite ore or mixtures thereof as the main component of the process fluid during technological operations in oil and gas wells creates an extremely successful opportunity to use a cheap natural product for the preparation of aqueous solutions of mineral salts that practically do not pollute the bottomhole zone of the well during technological operations or routine maintenance. Moreover, it was determined that with the penetration of such a process fluid into the reservoir, its permeability does not decrease, and in some cases even increases, which leads to the preservation of the reservoir properties of the bottom-hole zone of the reservoir.
Водные растворы нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды или их смесей могут быть использованы при вторичном вскрытии продуктивного пласта - перфорация скважины. В этом случае также обеспечивается сохранность коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.Aqueous solutions of native, or modified, or enriched carnallite ore or mixtures thereof can be used in the secondary opening of the reservoir - well perforation. In this case, the reservoir properties of the bottom-hole zone of the reservoir are also preserved.
Водные растворы нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей могут быть использованы в качестве рабочего тела в нагнетательных скважинах, при нагнетании жидкости в пласт терригенного типа последняя может содержать ингибитор набухания глинистой составляющей пласта. В обоих случаях обеспечивается сохранность и даже повышается проницаемость пласта.Aqueous solutions of native, modified or enriched carnallite ore or mixtures thereof can be used as a working fluid in injection wells; when injecting fluid into a terrigenous type formation, the latter may contain an inhibitor of the swelling of the clay component of the formation. In both cases, the safety is ensured and the permeability of the formation is even increased.
Несмотря на выделение тепла гидратации при растворении нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды в воде применение горячей (60-90°С) воды повышает скорость растворения в 5-7 раз и при этом плотность растворов достигает величины 1,23-1,37 т/куб. м.Despite the evolution of heat of hydration during the dissolution of native, or modified, or enriched carnallite ore in water, the use of hot (60-90 ° C) water increases the dissolution rate by 5-7 times and the density of the solutions reaches 1.23-1.37 t / cu m
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Технологическую жидкость (водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей) готовят по известной технологии последовательного или одновременного растворения компонентов в горячей (60-90°С) пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде. Техническую пресную или сточную воду подогревают, а при приготовлении технологической жидкости растворением компонентов в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С. Затем приготовленную таким образом технологическую жидкость помещают в ствол скважины несколько ниже, против зоны и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над последней. Далее ствол скважины до устья заполняют пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой водой. Величину гидравлического столба, а соответственно и объем технологической жидкости высокой плотности на основе раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смеси, помещаемой в ствол скважины над кровлей продуктивного пласта, принимают в зависимости от вида технологической операции, проводимой в стволе скважины. Как явствует из описания, таковыми технологическими операциями могут быть глушение скважины, подавление нефтегазопроявления, перфорация, промывка забоя скважины, извлечение внутрискважинного оборудования для ремонта или замены и др.Technological liquid (aqueous solution of native, modified or enriched carnallite ore or mixtures thereof) is prepared according to the well-known technology of sequential or simultaneous dissolution of components in hot (60-90 ° C) fresh technical waste water from oil and water treatment plants or produced water. Technical fresh or waste water is heated, and during the preparation of the process fluid by dissolving the components in the produced water, the latter is pumped out from the well at a temperature of 60-90 ° C. Then, the process fluid prepared in this way is placed in the wellbore slightly lower, against the zone and above the top of the reservoir with the formation of a hydraulic column above the latter. Next, the wellbore to the mouth is filled with fresh technical, sewage from oil and water treatment plants or produced water. The value of the hydraulic column, and, accordingly, the volume of high-density process fluid based on a solution of native, modified or enriched carnallite ore or a mixture of them placed in the wellbore above the top of the reservoir, is taken depending on the type of technological operation carried out in the wellbore. As is clear from the description, such technological operations may include killing the well, suppressing oil and gas occurrences, perforating, flushing the bottom of the well, extracting downhole equipment for repair or replacement, etc.
При использовании в нагнетательной скважине плотность технологической жидкости составляет 1,05-1,20 т/куб. м.When used in an injection well, the density of the process fluid is 1.05-1.20 t / cu. m
Пример 1 конкретного осуществления способа.Example 1 of a specific implementation of the method.
Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1648 м, объем эксплуатационной колонны 28 куб. м, пластовое давление 186 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 78 куб. м/сутки - (27 куб. м нефти и 51 куб. м воды).Technical data for the well: production casing diameter 146 mm, current face 1648 m, production casing volume 28 cubic meters. m, reservoir pressure 186 atm, reservoir fluid density 1.09 t / cu. m, the volume of fluid production 78 cubic meters. m / day - (27 cubic meters of oil and 51 cubic meters of water).
Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.They perform well killing with the following parameters.
Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора нативной карналлитовой руды в количестве 23,5 куб. м с плотностью 1,31 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 4,6 куб. м, далее осуществляют технологическую операцию замены насоса и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 83 куб. м (29 куб. м нефти и 54 куб. м воды).The injection into the well of a technological fluid based on an aqueous solution of native carnallite ore in an amount of 23.5 cubic meters. m with a density of 1.31 t / cu. m and the injection of technical fresh water to the wellhead in an amount of 4.6 cubic meters. m, then carry out the technological operation of replacing the pump and return the well to working condition (for oil and gas production). The volume of fluid production after killing 83 cubic meters. m (29 cubic meters of oil and 54 cubic meters of water).
Пример 2 конкретного осуществления способа.Example 2 of a specific implementation of the method.
Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1672 м, объем эксплуатационной колонны 28,2 куб. м, пластовое давление 187 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 76 куб. м/сутки - (25 куб. м нефти и 51 куб. м воды). Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.Technical data for the well: production casing diameter of 146 mm, current face 1672 m, production casing volume 28.2 cubic meters. m, reservoir pressure 187 atm, reservoir fluid density 1.09 t / cu. m, the volume of fluid production 76 cubic meters. m / day - (25 cubic meters of oil and 51 cubic meters of water). They perform well killing with the following parameters.
Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора модифицированной карналлитовой руды в количестве 23,0 куб. м с плотностью 1,32 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 5,3 куб. м. Далее осуществляют технологическую операцию промывки забоя и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 84 куб. м (28 куб. м нефти и 56 куб. м воды).The injection into the well of a technological fluid based on an aqueous solution of modified carnallite ore in an amount of 23.0 cubic meters. m with a density of 1.32 t / cu. m and the injection of technical fresh water to the wellhead in the amount of 5.3 cubic meters. m. Next, carry out the technological operation of washing the bottom and return the well to working condition (for oil and gas production). The volume of fluid production after killing 84 cubic meters. m (28 cubic meters of oil and 56 cubic meters of water).
Пример 3 конкретного осуществления способа.Example 3 of a specific implementation of the method.
Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1693 м, объем эксплуатационной колонны 29 куб. м, пластовое давление 188 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 82 куб. м/сутки - (26 куб. м нефти и 56 куб. м воды).Technical data for the well: production casing diameter of 146 mm, current face 1693 m, production casing volume 29 cubic meters. m, reservoir pressure 188 atm, reservoir fluid density 1.09 t / cu. m, fluid production 82 cubic meters. m / day - (26 cubic meters of oil and 56 cubic meters of water).
Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.They perform well killing with the following parameters.
Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора обогащенной карналлитовой руды в количестве 22,2 куб. м с плотностью 1,36 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 4,9 куб. м. Далее осуществляют технологическую операцию перфорации призабойной зоны и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 98 куб. м (38 куб. м нефти и 60 куб. м воды).The injection into the well of a technological fluid based on an aqueous solution of enriched carnallite ore in an amount of 22.2 cubic meters m with a density of 1.36 t / cu. m and the injection of technical fresh water to the wellhead in the amount of 4.9 cubic meters. m. Next, carry out the technological operation of perforation of the bottomhole zone and return the well to working condition (for oil and gas production). The volume of fluid production after killing 98 cubic meters. m (38 cubic meters of oil and 60 cubic meters of water).
Пример 4 конкретного осуществления способа.Example 4 of a specific implementation of the method.
Технические данные по нагнетательной скважине: диаметр эксплуатационной колонны 127 мм, глубина закачки 1670 м, давление 190 атм., приемистость скважины 85 куб. м/сут. Осуществляют нагнетание технологической жидкости на основе раствора смеси равных количеств нативной и обогащенной карналлитовой руды с плотностью 1,18 т/куб. м с добавкой 0,03% от массы растворенной руды ингибитора набухания глинистой составляющей пласта ЭДТФ. Приемистость пласта увеличилась до 147 куб. м/сут.Technical data for the injection well: production casing diameter 127 mm, injection depth 1670 m, pressure 190 atm, injectivity 85 bcm. m / day The process fluid is injected based on a solution of a mixture of equal amounts of native and enriched carnallite ore with a density of 1.18 t / cu. m with the addition of 0.03% by weight of the dissolved ore of the inhibitor of swelling of the clay component of the EDTP formation. The injectivity of the reservoir increased to 147 cubic meters. m / day
Как видно из описания и примеров конкретного осуществления способа, изобретение обеспечивает сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины.As can be seen from the description and examples of a specific implementation of the method, the invention provides for the conservation of reservoir properties of the bottom-hole zone of a productive formation of an oil and gas producing well.
Источники информацииSources of information
1. Орлов Г.А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991, с.148 и далее.1. Orlov G.A. and others. The use of inverse emulsions in oil production. M .: Nedra, 1991, p.148 onwards.
2. Патент РФ 2096591, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 1998 г.2. RF patent 2096591, M.cl. E 21 B 43/02, publ. 1998 year
3. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М.: Недра, 1981, с.45.3. Zaripov S.Z. etc. The use of fluids for crushing wells during their repair. M .: Nedra, 1981, p. 45.
4. Патент РФ 2144332, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 1999 г.4. RF patent 2144332, M.cl. E 21 B 43/02, publ. 1999 year
5. Патент РФ 2169832, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 2000 г. - прототип.5. RF patent 2169832, M.cl. E 21 B 43/02, publ. 2000 - a prototype.
Claims (11)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003123093/03A RU2245998C1 (en) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003123093/03A RU2245998C1 (en) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003123093A RU2003123093A (en) | 2005-01-20 |
| RU2245998C1 true RU2245998C1 (en) | 2005-02-10 |
Family
ID=34977787
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003123093/03A RU2245998C1 (en) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2245998C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447127C2 (en) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
| RU2506298C1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Producing layer filtration property modifier |
-
2003
- 2003-07-28 RU RU2003123093/03A patent/RU2245998C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗАРИПОВ С.З. и др., Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте, Москва, Недра, 1981, с. 45. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447127C2 (en) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
| RU2506298C1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Producing layer filtration property modifier |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003123093A (en) | 2005-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013449B1 (en) | A method of treating a well (embodiments) and plug composition for use in a well | |
| EA007853B1 (en) | Well treatment fluids comprising chelating agents | |
| Kleinitz et al. | Halite scale formation in gas-producing wells | |
| DE2924493A1 (en) | CRUSHING PREHEATING OIL PRODUCTION METHOD | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| CN100475929C (en) | Heavy acid-fluid formula | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| US3703928A (en) | Oil recovery utilizing acidic organic phosphate scale inhibitors | |
| Almukhametova et al. | Technological feature of hypan-acid treatment | |
| Jones et al. | Stimulation, Tracers and Geochemistry at Utah FORGE | |
| RU2245998C1 (en) | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well | |
| US9284828B2 (en) | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| RU2250360C1 (en) | Well stopping method | |
| RU2347797C2 (en) | Base for kill fluids and well completion | |
| US8361938B1 (en) | Stuck pipe and well stimulation additive and method | |
| RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
| RU2387687C2 (en) | Method for preparing process liquids of oil and gas wells | |
| WO2014172399A1 (en) | Reversible foamed wellbore fluids | |
| RU2169832C1 (en) | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well | |
| US3047068A (en) | Fluid-loss prevention in well treatment | |
| RU2575384C1 (en) | Method of well killing and visco-elastic composition for its realisation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110729 |