RU2250360C1 - Well stopping method - Google Patents
Well stopping method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2250360C1 RU2250360C1 RU2003121616/03A RU2003121616A RU2250360C1 RU 2250360 C1 RU2250360 C1 RU 2250360C1 RU 2003121616/03 A RU2003121616/03 A RU 2003121616/03A RU 2003121616 A RU2003121616 A RU 2003121616A RU 2250360 C1 RU2250360 C1 RU 2250360C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- water
- calcium chloride
- sylvinite ore
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах и, в особенности, при глушении скважин, а также при перфорации скважин или в нагнетательных скважинах.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in various technological operations in wells and, in particular, when killing wells, as well as in perforation of wells or in injection wells.
Известен способ глушения скважин жидкостями на основе водных растворов минеральных солей, в основном хлоридов и бромидов натрия, кальция, магния, цинка и др. по отдельности или в различных сочетаниях [1].A known method of killing wells with fluids based on aqueous solutions of mineral salts, mainly chlorides and bromides of sodium, calcium, magnesium, zinc, etc. individually or in various combinations [1].
Однако указанный способ неэкономичен, поскольку затраты на реагенты и подготовку к глушению существенно превосходят выгоду, получаемую в результате технологических работ в скважине.However, this method is uneconomical, since the cost of reagents and preparation for killing significantly exceed the benefits obtained as a result of technological work in the well.
Известен также способ глушения скважин снижением пластового давления в них на 5-10% ниже гидростатического и последующего заполнения их пластовой водой [2].There is also a method of killing wells by lowering the reservoir pressure in them by 5-10% below hydrostatic and subsequent filling them with formation water [2].
Недостатком указанного способа является большая потеря добычи нефти за весь период снижения пластового давления на участке разработки не только из данной скважины, но и из остальных нефтедобывающих скважин, расположенных на данном участке.The disadvantage of this method is the large loss of oil production for the entire period of lowering the reservoir pressure at the development site not only from a given well, but also from other oil producing wells located in this section.
Наиболее близким по своей сущности и техническому результату к заявляемому техническому решению является способ глушения 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, ингибиторы осадкообразования, загустители и т.п. [3].The closest in essence and technical result to the claimed technical solution is a method of killing oil and gas producing wells, in which an aqueous solution of enriched sylvinite ore with a sedimentation inhibitor 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 pillar. The technological fluid according to this technical solution also contains targeted additives - corrosion inhibitors, precipitation inhibitors, thickeners, etc. [3].
Недостатком указанного способа является 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 to reduce 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 глушения скважин водными растворами минеральных солей как основными средствами воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств.The technical result of the invention is to increase the efficiency of killing wells with aqueous solutions of mineral salts as the main means of influencing the reservoir while maintaining its reservoir properties.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе глушения скважин, включающем помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования, ингибитора коррозии и проведение технологических операций в скважине, в качестве раствора солей используют водный раствор сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция, причем указанный раствор используют с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией раствора смеси, и раствор помещают ниже продуктивного пласта, против него и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над ним, при этом по остальной высоте ствол скважины заполняют водой до устья. При этом используют раствор с содержанием, мас.%:The necessary technical result is achieved by the fact that in the method of killing wells, which includes placing an aqueous solution of mineral salts in the wellbore with additives of a sedimentation inhibitor, a corrosion inhibitor and carrying out technological operations in the well, an aqueous solution of sylvinite ore mixed with calcium chloride is used as a solution of salts, moreover, the specified solution is used with a maximum concentration of the mixture solution for downhole temperature conditions, and the solution is placed below the reservoir Against him, and the roof above the producing formation to form a hydraulic column above it, while the rest of the height of the borehole is filled with water to the mouth. In this case, use a solution with a content, wt.%:
Сильвинитовая руда 60-75Sylvinite ore 60-75
Кальций хлористый 25-40Calcium Chloride 25-40
При глушении скважины закачивают водный раствор сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция 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, an aqueous solution of sylvinite ore in a mixture with calcium chloride is pumped with a maximum concentration for downhole temperature conditions in an amount that is necessary and sufficient for the formation of a hydraulic column in the wellbore above the top of the reservoir, and the well is filled with water along the remaining height of the wellbore.
При использовании водного раствора сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция в качестве рабочего тела нагнетательных скважин в него вводят ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта, например, нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05 мас.% от содержания сильвинитовой руды.When using an aqueous solution of sylvinite ore in a mixture with calcium chloride as the working fluid of injection wells, a clay swelling inhibitor of the oil and gas bearing layer, for example, nitrile dimethylphosphonic acid in an amount of 0.01-0.05 wt.% Of the content of sylvinite ore, is introduced into it.
При глушении скважины используют водный раствор сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция с целевыми добавками - загустителями, ингибиторами коррозии, ингибиторами осадкообразования и ПАВ и др.When killing a well, an aqueous solution of sylvinite ore is used in a mixture with calcium chloride with target additives - thickeners, corrosion inhibitors, sedimentation inhibitors and surfactants, etc.
Водный раствор сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция готовят растворением смеси указанных компонентов в пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде.An aqueous solution of sylvinite ore in a mixture with calcium chloride is prepared by dissolving a mixture of these components in fresh technical waste water from oil and water treatment plants or produced water.
При приготовлении раствора сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция растворением в пресной технической воде или сточной с установок подготовки нефти и воды воду нагревают до 60-90°С.When preparing a solution of sylvinite ore mixed with calcium chloride by dissolving in fresh industrial water or waste water from oil and water treatment plants, the water is heated to 60-90 ° C.
При приготовлении раствора сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция растворением в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С.When preparing a solution of sylvinite ore in a mixture with calcium chloride by dissolving in produced water, the latter is pumped out from the well at a temperature of 60-90 ° C.
В качестве ингибитора набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта используют, например, нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05 мас.% от массы растворенной сильвинитовой руды (при этом содержание хлористого кальция не принимается во внимание).As an inhibitor of the swelling of the clay component of the oil and gas bearing formation, for example, nitrile dimethylphosphonic acid is used in an amount of 0.01-0.05 wt.% Of the mass of dissolved sylvinite ore (the content of calcium chloride is not taken into account).
В качестве ингибитора осадкообразования используют НТФ (нитрилотриметилфосфоновую кислоту) в количестве 0,01-0,05 мас.% от массы растворенной сильвинитовой руды или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продукта перегонки нефти).NTF (nitrilotrimethylphosphonic acid) in the amount of 0.01-0.05 wt.% Of the mass of dissolved sylvinite ore or SNPCH-5301M (the product of the interaction of hydroxyethylidene diphosphonic acid with aqueous ammonia and high boiling oil distillation product fractions) is used as a precipitation inhibitor.
В качестве ПАВ используют, например, хлорид алкилтриметиламмония (“ДОН-96” по ТУ №2482-010-047695-97), ИВВ-1 и др.As surfactants, for example, alkyltrimethylammonium chloride (“DON-96” according to TU No. 2482-010-047695-97), IVV-1, etc. are used.
В качестве водорастворимых минеральных солей используют смесь сильвинитовой руды и хлористого кальция состава, мас.%:As a water-soluble mineral salt using a mixture of sylvinite ore and calcium chloride composition, wt.%:
Сильвинитовая руда 60-75Sylvinite ore 60-75
Кальций хлористый 25-40Calcium Chloride 25-40
Сильвинитовую руду, образно говоря, модифицируют или обогащают путем примешивания к ней хлористого кальция. Тем самым содержание составляющих сильвинитовую руду солей - хлоридов калия и натрия - снижают и уменьшают отрицательное воздействие ионов натрия на проницаемость продуктивного пласта. Следует также отметить, что при растворении смеси сильвинитовой руды и хлорида кальция нерастворимые примеси, имеющиеся в первом компоненте, достаточно быстро и полно оседают, что существенно улучшает качественные показатели продукта при использовании его в качестве основного компонента технологических жидкостей нефтегазодобывающих скважин.Sylvinite ore, figuratively speaking, is modified or enriched by mixing calcium chloride with it. Thus, the content of salts constituting sylvinite ore — potassium and sodium chlorides — reduces and reduces the negative effect of sodium ions on the permeability of the reservoir. It should also be noted that when a mixture of sylvinite ore and calcium chloride is dissolved, the insoluble impurities present in the first component precipitate quite quickly and completely, 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 в качестве основного компонента технологических жидкостей раствора смеси сильвинитовой руды и хлористого кальция при проведении технологических операций в нефтегазодобывающих скважинах создает исключительно удачную возможность использования дешевого природного продукта (полезное ископаемое сильвинитовая руда) и дешевого побочного продукта многотоннажного промышленного производства (хлористый кальций) для приготовления водных растворов минеральных солей, практически не загрязняющих призабойную зону скважины при проведении в ней технологических операций. 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 a mixture of sylvinite ore and calcium chloride as the main component of technological liquids during technological operations in oil and gas wells creates an extremely successful opportunity to use a cheap natural product (mineral sylvinite ore) and a cheap by-product of large-tonnage industrial production (calcium chloride) for the preparation of aqueous solutions mineral salts that practically do not pollute the bottomhole zone of the well during conducting technological operations in it. 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.
Предлагаемые водные растворы смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием 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 этом случаях обеспечивается сохранность и даже повышается проницаемость пласта. Разумеется, в каждом конкретном случае использования указанных водных растворов концентрация растворенных компонентов соответственно устанавливается и корректируется в зависимости от назначения технологической жидкости.The proposed aqueous solutions of a mixture of sylvinite ore with calcium chloride can be used as a working fluid in injection wells. When fluid is injected into the terrigenous type formation, the latter may contain an inhibitor of the swelling of the clay component of the formation. In both of these cases, the preservation and even the permeability of the formation are ensured. Of course, in each specific case of using these aqueous solutions, the concentration of dissolved components is accordingly established and adjusted depending on the purpose of the process fluid.
Несмотря на выделение тепла гидратации при растворении смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием воде, применение горячей (60-90°С) воды повышает скорость растворения в 3-7 раз, и при этом плотность раствора достигает значений 1,23-1,37 т/куб. м. Хотя справедливости ради следует отметить, что криоскопические свойства растворов, содержащих хлористый кальций, позволяют оперировать с ними при температурах от -20 до -40°С и ниже, что в условиях Сибири (а это основной нефтеносный регион России) имеет немаловажное значение.Despite the evolution of heat of hydration when dissolving a mixture of sylvinite ore with calcium chloride in water, the use of hot (60-90 ° C) water increases the dissolution rate by 3-7 times, and the density of the solution reaches 1.23-1.37 t / cube m. Although in fairness it should be noted that the cryoscopic properties of solutions containing calcium chloride allow you to operate with them at temperatures from -20 to -40 ° C or lower, which in Siberia (and this is the main oil-bearing region of Russia) is of no small importance.
Способ осуществляют следующим образом. Жидкость глушения (водный раствор смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием) готовят по известной технологии растворения смеси 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 смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С. Получают технологическую жидкость с плотностью раствора 1,23-1,37 т/куб. м. Само собой разумеется, что при приготовлении технологической жидкости вводят соответствующие целевые добавки, причем в той последовательности и в тех количествах, которые определяются назначением жидкости - для глушения или для нагнетания в нагнетательные скважины. Затем приготовленную таким образом технологическую жидкость (жидкость глушения) помещают в ствол скважины 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.The method is as follows. The kill fluid (an aqueous solution of a mixture of sylvinite ore with calcium chloride) is prepared according to the well-known technology of dissolving a mixture 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 in the preparation of the process fluid by dissolving a mixture of sylvinite ore with calcium chloride in produced water, the latter is pumped out of the well at a temperature of 60-90 ° C. A process fluid is obtained with a solution density of 1.23-1.37 t / cu. m. It goes without saying that in the preparation of the process fluid, appropriate target additives are added, and in that sequence and in the quantities determined by the purpose of the fluid — for killing or for injection into injection wells. Then the process fluid thus prepared (killing fluid) is placed in the wellbore 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.
Величину гидравлического столба (а соответственно, и объем жидкости глушения высокой плотности на основе раствора смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием) помещаемой в ствол скважины над кровлей продуктивного столба технологической жидкости принимают в зависимости от вида технологической операции, проводимой в стволе скважины. Как явствует из описания, таковыми технологическими операциями могут быть глушение скважины, подавление нефтегазопроявления или извлечение внутрискважинного оборудования для ремонта или замены и пр.The value of the hydraulic column (and, accordingly, the volume of high-density kill fluid based on a solution of a mixture of sylvinite ore with calcium chloride) placed in the wellbore above the roof of the productive column of the process fluid 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 a well, suppressing oil and gas occurrences, or extracting downhole equipment for repair or replacement, etc.
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 смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием в количестве 23,5 куб. м с плотностью 1,32 т/куб. м и закачка технической воды до устья скважины в количестве 4,5 куб. м. Далее осуществляют технологическую операцию замены насоса и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу).Injection into the well of a process fluid based on an aqueous solution of a mixture of sylvinite ore with calcium chloride in an amount of 23.5 cubic meters. m with a density of 1.32 t / cu. m and the injection of technical water to the wellhead in an amount of 4.5 cubic meters. m. Next, carry out the technological operation of replacing the pump and return the well to working condition (for oil and gas production).
Объем добычи жидкости после глушения 83 куб. м (29 куб. м нефти и 54 куб. м воды).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 нагнетательной скважине: Диаметр эксплуатационной колонны - 127 мм, глубина закачки - 1670 м, давление - 190 атм, приемистость скважины - 42 куб. м/сутки.Technical data for the injection well: The diameter of the production string is 127 mm, the injection depth is 1670 m, the pressure is 190 atm, the injectivity of the well is 42 cubic meters. m / day.
Осуществляют нагнетание технологической жидкости на основе водного раствора смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием плотностью 1,10 т/куб. м с добавкой 0,03 мас.% ингибитора набухания глинистой составляющей пласта. Приемистость скважины возрастает до 117 куб. м/сутки.The process fluid is injected based on an aqueous solution of a mixture of sylvinite ore with calcium chloride with a density of 1.10 t / cu. m with the addition of 0.03 wt.% inhibitor of the swelling of the clay component of the reservoir. The injectivity of the well increases to 117 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 информации, принятые во внимание при составлении заявкиSources of information taken into account when preparing the application
1. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М., “Недра”, 1981, с.45.1. Zaripov S.Z. etc. The use of fluids for crushing wells during their repair. M., "Nedra", 1981, p. 45.
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. Патент РФ 2169832, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 2000 г. - прототип.3. RF patent 2169832, M.cl. E 21 B 43/02, publ. 2000 - a prototype.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003121616/03A RU2250360C1 (en) | 2003-07-17 | 2003-07-17 | Well stopping method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003121616/03A RU2250360C1 (en) | 2003-07-17 | 2003-07-17 | Well stopping method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003121616A RU2003121616A (en) | 2005-02-10 |
| RU2250360C1 true RU2250360C1 (en) | 2005-04-20 |
Family
ID=35208250
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003121616/03A RU2250360C1 (en) | 2003-07-17 | 2003-07-17 | Well stopping method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2250360C1 (en) |
-
2003
- 2003-07-17 RU RU2003121616/03A patent/RU2250360C1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003121616A (en) | 2005-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10005955B2 (en) | Foamed chelating agent treatment fluids for use in subterranean matrix stimulations and subterranean and surface cleanout operations | |
| EA007853B1 (en) | Well treatment fluids comprising chelating agents | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| US11753583B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| US11739256B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| CN107216866A (en) | A kind of method that Carbonate Reservoir seam dictyosome accumulates acidfracturing treatment | |
| CN105370260B (en) | A kind of spontaneous hydrochloric acid acidization tool suitable for carbonate reservoir | |
| US20220127521A1 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| Almukhametova et al. | Technological feature of hypan-acid treatment | |
| McIlvaine et al. | The potential of gas shale | |
| US10392911B1 (en) | In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method | |
| RU2250360C1 (en) | Well stopping method | |
| RU2245998C1 (en) | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| US12060522B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| RU2277629C1 (en) | Well killing method | |
| US8361938B1 (en) | Stuck pipe and well stimulation additive and method | |
| CA3065704A1 (en) | Novel modified acid compositions | |
| RU2169832C1 (en) | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well | |
| US11866644B1 (en) | Fracturing fluid based on oilfield produced fluid | |
| Almukhametova et al. | Scaling Prevention on Wells of Tarasovskoe Field | |
| US3047068A (en) | Fluid-loss prevention in well treatment | |
| RU2052086C1 (en) | Process of working of well in carbonate collector | |
| RU2604627C1 (en) | Method of increasing oil recovery by chemical treatment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050718 |