RU2291183C2 - Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology - Google Patents
Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology Download PDFInfo
- Publication number
- RU2291183C2 RU2291183C2 RU2005101510/03A RU2005101510A RU2291183C2 RU 2291183 C2 RU2291183 C2 RU 2291183C2 RU 2005101510/03 A RU2005101510/03 A RU 2005101510/03A RU 2005101510 A RU2005101510 A RU 2005101510A RU 2291183 C2 RU2291183 C2 RU 2291183C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- density
- volume
- emulsion
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способам приготовления и применения гидрофобных эмульсий - специальных жидкостей глушения скважин ЖГС, при закачке которых в скважину не только прекращается фонтанирование из нее пластового флюида, но, в результате более высокой плотности гидрофобных эмульсий по сравнению с плотностью пластовой воды, в призабойной зоне скважины происходит также замещение водной фазы на углеводородную фазу, что, в свою очередь, предотвращает нежелательный процесс насыщения призабойной зоны пласта-коллектора водой, приводящей к снижению его фазовой проницаемости по нефти.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions, methods for the preparation and use of hydrophobic emulsions - special fluids for killing wells of ZhGS wells, when they are pumped into the well, not only does the formation fluid flow out of it, but, as a result of a higher density of hydrophobic emulsions compared to density of produced water, in the near-well zone of the well there is also a replacement of the aqueous phase by the hydrocarbon phase, which, in turn, prevents an undesirable saturation process bottom zone of the reservoir with water, which leads to a reduction of its relative permeability of oil.
Известен состав ЖГС на основе гидрофобных эмульсий, содержащий в качестве углеводородной дисперсионной среды жидкий нефтепродукт плотностью не менее 830 кг/м3, в качестве эмульгирующего компонента сырую, необработанную реагентом-деэмульгатором, разгазированную, тяжелую асфальтосмолистую нефть с высоким, не менее 100 мкг/г, содержанием металлопорфириновых комплексов в количестве 1,0-5,0 мас.%, а в качестве дисперсной фазы пресную воду, или пластовую воду, или водные растворы солей различной плотности в количестве до ее содержания, равного 70 об.%, при этом для приготовления данного состава гидрофобной эмульсии в указанной углеводородной среде растворяют указанный эмульгирующий компонент и затем постепенно эмульгируют указанную дисперсную фазу до получения гидрофобной эмульсии заданной плотности (Патент RU №2152972 С1, 09.03.1999). Возможность изменения плотности гидрофобных эмульсий в широких (от 930 до 1600 кг/м3) пределах, путем варьирования плотностью и концентрацией дисперсной фазы, низкое коррозионное воздействие на скважинное оборудование и отсутствие негативного влияния на фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта-коллектора, делают ЖГС на основе гидрофобных эмульсий, по мнению многих исследователей, наиболее перспективными. Недостаток данного типа ЖГС - высокие затраты с приготовлением и применением больших объемов гидрофобных эмульсий, а высокая вязкость и адгезионные свойства обратных эмульсий обуславливают дополнительное загрязнение насосно-компрессорных труб (НКТ) поднимаемых из скважин, заполненных эмульсией, что существенно ухудшает условия работы персонала при проведении ремонтных работ на скважине, загрязняет окружающую среду нефтепродуктами и может явиться причиной их возгорания.The known composition of GHS based on hydrophobic emulsions, containing as a hydrocarbon dispersion medium a liquid oil with a density of at least 830 kg / m 3 , as an emulsifying component, crude, untreated reagent-demulsifier, degassed, heavy asphalt resin with a high, not less than 100 μg / g , the content of metalloporphyrin complexes in an amount of 1.0-5.0 wt.%, and as a dispersed phase, fresh water, or produced water, or aqueous solutions of salts of various densities in an amount up to its content equal to 70 about .%, While for the preparation of the composition of said emulsion in a hydrophobic hydrocarbon medium said emulsifying component is dissolved and then gradually emulsified said dispersed phase to obtain a hydrophobic emulsion predetermined density (Patent RU №2152972 C1, 09.03.1999). The ability to change the density of hydrophobic emulsions in a wide range (from 930 to 1600 kg / m 3 ), by varying the density and concentration of the dispersed phase, low corrosion effects on downhole equipment and the absence of negative effects on the filtration characteristics of the bottom-hole zone of the reservoir, make the GHS based hydrophobic emulsions, according to many researchers, are the most promising. The disadvantage of this type of GHS is the high costs of preparing and using large volumes of hydrophobic emulsions, and the high viscosity and adhesive properties of the inverse emulsions cause additional pollution of tubing lifted from wells filled with emulsion, which significantly worsens the working conditions of personnel during repair work on the well, pollutes the environment with oil products and may cause them to ignite.
Известна комбинированная технология глушения скважин жидкостями на углеводородной и водной основах, лишенная некоторых из указанных недостатков.Known combined technology for killing wells with liquids on a hydrocarbon and water basis, devoid of some of these disadvantages.
Суть данной технологии заключается в том, что небольшой объем гидрофобной эмульсии (3-6 м3) доставляют на забой скважины с целью перекрытия интервала перфорации продуктивного пласта, где в качестве задавочной жидкости используют пресную или пластовую воду, или водный раствор солей с заданной плотностью, который и закачивают в верхнюю часть скважины. При этом для осуществления данной технологии необходимо, чтобы плотность обратной эмульсии была бы больше средневзвешенной плотности скважинной жидкости и плотности задавочной жидкости. В данной технологии для приготовления гидрофобной эмульсии в качестве дисперсионной среды используют нефть или продукты ее переработки, а дисперсной фазой является концентрированный водный раствор хлорида кальция, при этом в качестве эмульгатора используют специальные добавки, такие как, например, нефтехим-1, СМАД-1 и др. (Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991, стр.147-160).The essence of this technology is that a small amount of hydrophobic emulsion (3-6 m 3 ) is delivered to the bottom of the well in order to overlap the perforation interval of the reservoir, where fresh or produced water, or an aqueous solution of salts with a given density is used, which is pumped into the top of the well. Moreover, for the implementation of this technology it is necessary that the density of the inverse emulsion be greater than the weighted average density of the well fluid and the density of the filling fluid. In this technology, for the preparation of a hydrophobic emulsion, oil or products of its processing are used as the dispersion medium, and the dispersed phase is a concentrated aqueous solution of calcium chloride, while special additives such as, for example, petrochem-1, SMAD-1 and etc. (Orlov G.A., Kendis M.Sh., Glushchenko V.N. Application of reverse emulsions in oil production. M: Nedra, 1991, pp. 147-160).
Основной недостаток таких гидрофобных эмульсий - их невысокая агрегативная устойчивость во времени, особенно при повышенных температурах (80-100°С). Наиболее близким к заявляемому составу, способу приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин является состав, способ приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин, содержащий, об.%: в качестве дисперсионной среды - смесь керосино-газойлевой фракции нефтяных углеводородов и тяжелого (плотность 1550-1560 кг/м3) хлорорганического растворителя АПК, в соотношении объемов при котором плотность смеси не ниже 1200 кг/м3, 30-50, в качестве эмульгирующего компонента - реагент РДН (по ТУ 2458-001-211-660-06-97) 4,5-7,5, в качестве дисперсной фазы - водный раствор хлорида или нитрата кальция с плотностью не ниже 1200 кг/м3 и равной плотности дисперсионной среды 50-70. Данный состав гидрофобной эмульсии получают путем предварительного перемешивания заданных объемов реагента РДН и растворителя АПК, затем в полученный раствор постепенно добавляют определенный объем керосино-газойлевой фракции до получения смеси (дисперсионной среды) с плотностью не ниже 1200 кг/м3, после чего в полученную дисперсионную среду при постоянном перемешивании постепенно добавляют заданный объем указанной дисперсной фазы.The main disadvantage of such hydrophobic emulsions is their low aggregative stability over time, especially at elevated temperatures (80-100 ° C). Closest to the claimed composition, the method of preparation and use of a hydrophobic emulsion in the combined technology of killing wells is the composition, method of preparation and use of a hydrophobic emulsion in the combined technology of killing wells, containing, vol.%: As a dispersion medium - a mixture of kerosene-gas oil fraction of petroleum hydrocarbons and heavy (density 1550-1560 kg / m 3 ) organochlorine solvent APC, in a volume ratio in which the mixture density is not lower than 1200 kg / m 3 , 30-50, as emulsifying component - RDN reagent (according to TU 2458-001-211-660-06-97) 4.5-7.5, as a dispersed phase - an aqueous solution of calcium chloride or nitrate with a density of at least 1200 kg / m 3 and equal density dispersion medium 50-70. This composition of the hydrophobic emulsion is obtained by pre-mixing the specified volumes of the RDN reagent and the APC solvent, then a certain volume of the kerosene-gas oil fraction is gradually added to the resulting solution to obtain a mixture (dispersion medium) with a density of at least 1200 kg / m 3 , and then to the resulting dispersion medium with constant stirring, gradually add a predetermined volume of the specified dispersed phase.
Образующийся при этом состав гидрофобной эмульсии, плотностью не ниже 1200 кг/м3, обладает практически неограниченной во времени агрегативной и кинетической устойчивостью. В комбинированной технологии глушения скважин данный состав используют в качестве нижней части комбинированного столба ЖГС перекрывающей призабойную зону пласта-коллектора, при этом объем состава гидрофобной эмульсии, необходимый для закачки в скважину определяют по формуле: Vгэ=[Vсум×(qгл-qзж)]:(qгэ-qзж), где qгл - средневзвешенная плотность комбинированного столба ЖГС, кг/м3, qгэ - плотность состава гидрофобной эмульсии, кг/м3, qзж - плотность задавочной жидкости (пресной воды или водосолевого раствора), кг/м3 (Патент RU №2156269 С1, 04.08.1999). Недостатки данного технического решения:The resulting composition of a hydrophobic emulsion, with a density of at least 1200 kg / m 3 , has an aggregative and kinetic stability that is practically unlimited in time. In the combined technology of killing wells, this composition is used as the lower part of the combined column of ZhGS overlapping the bottom-hole zone of the reservoir, while the volume of the composition of the hydrophobic emulsion required for injection into the well is determined by the formula: V ge = [V sum × (q gl -q hl )] :( q ge -q zh ), where q hl is the weighted average density of the combined column of ZhGS, kg / m 3 , q ge is the density of the composition of the hydrophobic emulsion, kg / m 3 , q zzh is the density of the filling fluid (fresh water or aqueous saline solution), kg / m 3 (Patent RU No. 2156269 C1, 08/04/1999). The disadvantages of this technical solution:
- использование в составе гидрофобной эмульсии в качестве утяжелителя реагента АПК, включающего в своем составе хлорорганические соединения, которые в настоящее время запрещены к применению в процессах нефтедобычи,- the use in the composition of a hydrophobic emulsion as a weighting agent of the agro-industrial complex reagent, which includes organochlorine compounds that are currently prohibited for use in oil production processes,
- формулой расчета закачиваемого в скважину объема гидрофобной эмульсии не учитывается возможное «залипание» определенного объема гидрофобной эмульсии на стенках эксплуатационной колонны скважины и насосно-компрессорных трубах НКТ,- the formula for calculating the volume of hydrophobic emulsion injected into the well does not take into account the possible “sticking” of a certain volume of hydrophobic emulsion on the walls of the production casing of the well and tubing tubing,
- не предусмотрен способ разрушения гидрофобной эмульсии на забое скважин и возможность использования продуктов разрушения данной эмульсии для осуществления таких операций как очистка призабойной зоны скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и создания депрессии на пласт для вызова притока при ее освоении.- there is no method for the destruction of a hydrophobic emulsion at the bottom of the wells and the possibility of using the products of the destruction of this emulsion to perform operations such as cleaning the bottom-hole zone of the well from asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) and creating a depression on the formation to cause inflow during its development.
Известен способ вызова притока флюидов из пласта при освоении скважин методом снижения уровня жидкости в скважине путем закачки в скважину системы раздельных фаз, одна из которых воздушная фаза (RU 2209948, С2, 2003.08.10).A known method of inducing fluid flow from a formation during well development by reducing the level of fluid in a well by injecting a system of separate phases into the well, one of which is the air phase (RU 2209948, C2, 2003.08.10).
Недостаток данного способа - использование воздушной фазы, что может привести к образованию в скважине взрывоопасной смеси с нефтяным газом.The disadvantage of this method is the use of the air phase, which can lead to the formation in the well of an explosive mixture with oil gas.
Поэтому на практике при освоении скважин после глушения вызов притока чаще всего осуществляют методом свабирования (поршневания), когда с помощью специального поршня (сваба) производят откачку из скважины задавочной жидкости до тех пор, пока снижение давления (депрессия на пласт) не вызовет приток продукции в скважину. Недостаток данного способа - необходимость применения специального оборудования, длительность и энергоемкость процесса свабирования скважины.Therefore, in practice, when developing wells after killing, the inflow is most often called by swabbing (pistoning), when using a special piston (swab), pumping fluid is pumped out of the well until the pressure drop (depression on the formation) causes production flow well. The disadvantage of this method is the need to use special equipment, the duration and energy intensity of the swabbing process.
Задачей данного изобретения является расширение области применения и повышения эффективности комбинированной технологии глушения скважин как за счет предложенного состава, способа приготовления и применения блокирующей гидрофобной эмульсии, а также за счет предложенного состава, способа приготовления и применения, при пуске скважины в эксплуатацию, деблокирующей гидрофобной эмульсии, обеспечивающих, в процессе их совместного разрушения на забое скважины, необходимой для освоения скважины депрессии на пласт, а также его очистку от АСПО и гидрофобизацию водонасыщенных участков пласта.The objective of the invention is to expand the scope and increase the efficiency of the combined technology of killing wells due to the proposed composition, method of preparation and use of a blocking hydrophobic emulsion, as well as due to the proposed composition, method of preparation and use, when a well is put into operation, a release hydrophobic emulsion, providing, in the process of their joint destruction at the bottom of the well, necessary for the development of the well of depression on the formation, as well as its cleaning from A STR and hydrophobization of water-saturated sections of the reservoir.
Указанная задача решается тем, что состав блокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин в качестве углеводородной дисперсионной среды содержит тяжелый ароматический углеводородный растворитель с плотностью не менее 1000 кг/м3, например термогазойль (ТУ 38.1011254-89, плотность 1000-1020 кг/м3) или антраценовую масляную фракцию (ГОСТ 11126-86, плотность 1100-1120 кг/м3), в качестве маслорастворимого эмульгирующего компонента - нефтенол НЗ или санкор 9701, и дисперсную фазу, содержащую насыщенный 45,3%-ный водный раствор нитрита натрия, насыщенный 52,2%-ный водный раствор карбамида и водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%: указанный тяжелый ароматический углеводородный растворитель 20-25, указанный маслорастворимый эмульгатор 2-5, указанный раствор нитрита натрия 23-25, указанный раствор карбамида 40-45, указанный раствор хлорида кальция - остальное.This problem is solved in that the composition of the blocking hydrophobic emulsion for the combined technology of killing and development of wells as a hydrocarbon dispersion medium contains a heavy aromatic hydrocarbon solvent with a density of at least 1000 kg / m 3 , for example, thermogas oil (TU 38.1011254-89, density 1000-1020 kg / m 3) or anthracene oil fraction (GOST 11126-86, density 1100-1120 kg / m 3), as an oil-soluble emulsifier component - Neftenol Suncor NC or 9701, and a dispersed phase containing 45.3% saturated aqueous pa creates sodium nitrite, saturated 52.2% aqueous urea solution and the aqueous solution of calcium chloride density not lower than 1400 kg / m 3, with the following ratio of components in the composition, about.%: said heavy aromatic hydrocarbon solvent 20-25, said oil-soluble emulsifier 2-5, said sodium nitrite solution 23-25, said carbamide solution 40-45, said calcium chloride solution - the rest.
Из табл.1, где в качестве примера приведен состав 10 образцов предлагаемой блокирующей гидрофобной эмульсии, следует, что для обеспечения ее 100%-ной агрегативной устойчивости при постоянной - 75 об.% концентрации дисперсной фазы, т.е. концентрации, при которой, как известно, и кинетическая устойчивость гидрофобных эмульсий также равна 100%, содержание маслорастворимого эмульгатора (нефтенола НЗ или санкора 9701) в предлагаемом составе должно быть не менее 2,0 об.%, в то же время увеличение содержания маслорастворимого эмульгатора более 5,0 об.% экономически нецелесообразно. Для того чтобы плотность предлагаемой блокирующей гидрофобной эмульсии была не менее 1200 кг/м3, при сохранении по стехиометрии в составе дисперсной фазы (для осуществления химической реакции с соляной кислотной, содержащейся в составе деблокирующей гидрофобной эмульсии) постоянного объемного соотношения между насыщенным 45,5%-ным водным раствором нитрита натрия, взятого в количестве 25-23 об.% и 52,5%-ным насыщенным водным раствором карбамида, взятого в количестве 45-40 об.%, содержание в составе блокирующей гидрофобной эмульсии хлорида кальция плотностью не ниже 1200 кг/м3, используемого в качестве «утяжелителя», может колебаться от 5 до 15 об.%.From table 1, where, as an example, the composition of 10 samples of the proposed blocking hydrophobic emulsion is shown, it follows that to ensure its 100% aggregative stability at a constant of 75 vol.% Concentration of the dispersed phase, i.e. the concentration at which, as is known, the kinetic stability of hydrophobic emulsions is also equal to 100%, the content of an oil-soluble emulsifier (Neftenol NS or Sankor 9701) in the proposed composition should be at least 2.0 vol.%, at the same time, an increase in the content of oil-soluble emulsifier more than 5.0 vol.% is not economically feasible. In order for the density of the proposed blocking hydrophobic emulsion to be not less than 1200 kg / m 3 , while stoichiometry is maintained as part of the dispersed phase (to carry out a chemical reaction with hydrochloric acid contained in the release hydrophobic emulsion) of a constant volume ratio between saturated 45.5% an aqueous solution of sodium nitrite, taken in an amount of 25-23 vol.% and a 52.5% saturated aqueous solution of urea, taken in an amount of 45-40 vol.%, the content in the composition of the blocking hydrophobic emulsion of calcium chloride lotnostyu I not lower than 1200 kg / m 3, is used as a "weighting agent" may vary from 5 to 15 vol.%.
Способ приготовления предлагаемой гидрофобной эмульсии, включающий механическое перемешивание компонентов в мешалке пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях предусматривает проведение следующих операций: вначале в смеситель загружают ароматический углеводородный растворитель, маслорастворимый эмульгатор и насыщенные водные растворы нитрита натрия и карбамида (мочевины), систему перемешивают в течении 15-20 мин, после чего в смеситель небольшими порциями при перемешивании вводят водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3 до получения блокирующей гидрофобной эмульсии плотностью не ниже 1200 кг/м3.The method of preparing the proposed hydrophobic emulsion, including mechanical mixing of the components in a propeller-type mixer in predetermined volume ratios, involves the following operations: first, an aromatic hydrocarbon solvent, an oil-soluble emulsifier and saturated aqueous solutions of sodium nitrite and urea (urea) are loaded into the mixer, the system is mixed for 15 -20 min, after which an aqueous solution of calcium chloride with a density of not less than 1400 kg / m 3 to obtain a blocking hydrophobic emulsion with a density of not less than 1200 kg / m 3 .
Состав деблокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин, в отличие от состава блокирующей гидрофобной эмульсии, характеризуется тем, что он в качестве дисперсионной среды содержит керосино-газойлевую фракцию (ТУ 38.101928-82), представленную в основном парафино-нафтеновыми углеводородами, в качестве эмульгирующего компонента - реагент РДН (ТУ 24-58-001-211660-06-97), а в качестве дисперсной фазы - концентрированную соляную кислоту плотностью не менее 1170 кг/м3 и водный раствор хлорида кальция плотностью не менее 1400 кг/м3, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%: указанная дисперсионная среда 25-30, РДН 5-7, указанная соляная кислота 25-30, указанный раствор хлорида кальция - остальное.The composition of the release hydrophobic emulsion for the combined technology of killing and development wells, in contrast to the composition of the blocking hydrophobic emulsion, is characterized by the fact that it contains a kerosene-gas oil fraction (TU 38.101928-82), which is mainly represented by paraffin-naphthenic hydrocarbons, as a dispersion medium an emulsifying component - RDN reagent (TU 24-58-001-211660-06-97), and as the dispersed phase - concentrated hydrochloric acid density of at least 1170 kg / m 3 and an aqueous solution of calcium chloride density not m She 1400 kg / m 3, with the following ratio of components in the composition, volume%: said dispersion medium 25-30, RDA 5-7, 25-30, said hydrochloric acid, said solution of calcium chloride - the rest..
Как следует из табл.2, для приготовления агрегативно- и кинетически устойчивой деблокирующей гидрофобной эмульсии с концентрацией дисперсной фазы в пределах 70-75 об.%, содержание эмульгирующего компонента - реагента РДН в составе данной эмульсии должно быть в пределах 5-7 об.%. При меньшем содержании реагента РДН в составе снижается агрегативная устойчивость эмульсии, а большее содержание реагента в составе экономически нецелесообразно. Для того чтобы данная блокирующая гидрофобная эмульсия в составе дисперсной фазы содержала заданное (по стехиометрии 25-30 об.%) количество концентрированной соляной кислоты плотностью не менее 1170 кг/м3, а в качестве дисперсионной среды содержала 25-30 об.% керосино-газойлевой фракции нефтяных углеводородов, плотность которой не превышает 840 кг/м3, и имела плотность не менее 1200 кг/м3, содержание в составе деблокирующей гидрофобной эмульсии «утяжелителя» водного раствора хлорида кальция плотностью 1450 кг/м3 должно быть не менее 45 об.%. Способ приготовления деблокирующей гидрофобной эмульсии указанного состава, как и вышеуказанной блокирующей гидрофобной эмульсии, осуществляют путем механического перемешивания компонентов в смесителе пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях, причем вначале в смеситель загружают указанную дисперсионную среду и эмульгирующий компонент - РДН, затем при постоянном перемешивании в смеситель вводят небольшими порциями заданный объем концентрированной соляной кислоты, затем небольшими порциями вводят указанный объем раствора хлорида кальция до достижения плотности деблокирующей эмульсии не менее 1200 кг/м3.As follows from Table 2, for the preparation of an aggregate and kinetically stable unlocking hydrophobic emulsion with a concentration of the dispersed phase in the range of 70-75 vol.%, The content of the emulsifying component - RDN reagent in the composition of this emulsion should be in the range of 5-7 vol.% . With a lower content of RDN reagent in the composition, the aggregative stability of the emulsion decreases, and a higher content of the reagent in the composition is not economically feasible. In order for this blocking hydrophobic emulsion as a part of the dispersed phase to contain a predetermined (by stoichiometry 25-30 vol.%) Amount of concentrated hydrochloric acid with a density of at least 1170 kg / m 3 and contain 25-30 vol.% Kerosene as the dispersion medium gas oil fraction of petroleum hydrocarbons, the density of which does not exceed 840 kg / m 3 and had a density of not less than 1200 kg / m 3 , the content in the release hydrophobic emulsion of the “weighting agent” of an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1450 kg / m 3 should be at least 45 about.%. A method of preparing a deblocking hydrophobic emulsion of the specified composition, as well as the above-mentioned blocking hydrophobic emulsion, is carried out by mechanical mixing of the components in the mixer of the propeller type in predetermined volume ratios, and first the specified dispersion medium and emulsifying component — RDN are loaded into the mixer, then they are introduced into the mixer with constant stirring in small portions the specified volume of concentrated hydrochloric acid, then in small portions enter the specified volume of solution ra calcium chloride to a density unlocking emulsion not less than 1200 kg / m 3.
Как показывает практика, эффективность комбинированной технологии глушения с применением для блокирования продуктивной зоны пласта тяжелой гидрофобной эмульсии во многом зависит от того в каком объеме и в какой последовательности производят закачку в скважину блокирующей гидрофобной эмульсии и вытеснение задавочной жидкостью из скважины содержащейся в ней газоводонефтяной смеси - скважинной жидкости.As practice shows, the effectiveness of the combined technology of killing with the use of a heavy hydrophobic emulsion to block the productive zone of the formation depends largely on the volume and sequence of the pumping of the blocking hydrophobic emulsion into the well and the displacement of the gas-oil mixture contained in it - well liquids.
Предлагаемый способ комбинированной технологии глушения скважин, включающий закачку в межтрубное пространство скважин, при открытой задвижке на насосно-компрессорных трубах НКТ, рассчитанного объема блокирующей гидрофобной эмульсии, выдержку скважины в закрытом состоянии в течение 24 часов для оседания этой эмульсии на забой, затем закачку задавочной жидкости, отличается от известного комбинированного способа глушениия скважин (RU №2156269 С1, 04.08.09) тем, что закачку в скважину предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии осуществляют в объеме, рассчитанном по формуле:The proposed method of combined technology for killing wells, which includes injecting into the annulus of the wells, with an open valve on tubing tubing, the calculated volume of the blocking hydrophobic emulsion, holding the well in a closed state for 24 hours to settle this emulsion to the bottom, then injecting the filling fluid , differs from the well-known combined method of killing wells (RU No. 2156269 C1, 08/04/09) in that the injection of the proposed composition of the blocking hydrophobic emulsion into the well is carried out they melt in the volume calculated by the formula:
где:Where:
Vбгэ -объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м3,V bge - the volume of the blocking hydrophobic emulsion, m 3 ,
Тз - текущий забой скважины, м,T s - the current bottom of the well, m,
Ип - интервал перфораций продуктивного пласта, м,And p is the interval of perforations of the reservoir, m,
f - коэффициент, учитывающий возможное «залипание» части объема бокирующей гидрофобной эмульсии на стенках НКТ и эксплуатационной колонны, равный (0,002×Тз),f is a coefficient that takes into account the possible "sticking" of the volume of the blocking hydrophobic emulsion on the walls of the tubing and production casing, equal to (0.002 × T s ),
k1 - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны скважины в объем.k 1 - conversion factor of the length of the production casing of the well into the volume.
Например, для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм k1=0,0125, т.е. объем 1 м эксплуатационной колонны равен 0,0125 м3.For example, for a production string with a diameter of 146 mm, k 1 = 0.0125, i.e. the volume of 1 m of production casing is 0.0125 m 3 .
Закачку рассчитанного объема предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии и его продавливание в скважину задавочной жидкостью с плотностью, обеспечивающей значение средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости, формируемого в скважине, равной или превышающей значение плотности гидростатического столба жидкости, обеспечивающего глушение скважины с известным пластовым давлением, определяют по формуле:The injection of the calculated volume of the proposed composition of the blocking hydrophobic emulsion and its pushing into the well with a filling fluid with a density providing the value of the weighted average density of the combined column of liquid formed in the well equal to or higher than the density of the hydrostatic liquid column providing killing of the well with known reservoir pressure is determined by the formula :
где:Where:
qгл - средневзвешенная плотность комбинированного столба жидкости в скважине, состоящего из определенного объема задавочной жидкости и болокирующей гидрофобной эмульсии, кг/м3,q hl is the weighted average density of the combined column of fluid in the well, consisting of a certain volume of filling fluid and a bolocating hydrophobic emulsion, kg / m 3 ,
Ртзд - текущее пластовое давление скважины, кг/см3,R tzd - the current reservoir pressure of the well, kg / cm 3 ,
J - коэффициент превышения давления на пласт комбинированного столба жидкости глушения, формируемого в скважине задавочной жидкостью,J is the coefficient of excess pressure on the reservoir of a combined column of killing fluid formed in the well by the filling fluid,
Ип - интервал перфорации продуктивного пласта, м,And p - the interval of perforation of the reservoir, m,
Объем задавочной жидкости, необходимый для закачки в скважину блокирующей гидрофобной эмульсии, рассчитывают по формуле:The volume of the filling fluid required for pumping a blocking hydrophobic emulsion into the well is calculated by the formula:
где:Where:
Vзж - объем задавочной жидкости, м3,V h - the volume of the filling fluid, m 3 ,
Vсум - суммарный объем комбинированного столба жидкости глушения скважины ЖГС, м3, рассчитывали по формуле:V sum - the total volume of the combined column of liquid killing wells ZhGS, m 3 , calculated by the formula:
Vбгэ - объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м3,V bge - the volume of the blocking hydrophobic emulsion, m 3 ,
Тз - текущий забой скважины, м,T s - the current bottom of the well, m,
k1 - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны в объем, м3/м,k 1 - conversion factor of the length of the production string in the volume, m 3 / m,
k2 - коэффициент пересчета длины НКТ в объем, м3/м, например для НКТ диаметром 73 мм k2=0,0031,т.е. 1 м НКТ имеет объем 0,0031 м3.k 2 is the conversion factor for the length of the tubing into the volume, m 3 / m, for example, for tubing with a diameter of 73 mm, k 2 = 0.0031, i.e. 1 m tubing has a volume of 0.0031 m 3 .
Комбинированная технология глушения и освоения скважин с применением предлагаемых составов блокирующей и деблокирующей эмульсий была апробирована на четырех скважинах нефтяного месторождения Покачи (Западная Сибирь), где в 2002 г., при осуществлении планово-ремонтных работ, глушение данных скважин осуществляли известным комбинированным способом с использованием состава блокирующей гидрофобной эмульсиии по патенту RU №215626.The combined technology of killing and developing wells using the proposed compositions of blocking and releasing emulsions was tested on four wells of the Pokachi oil field (Western Siberia), where in 2002, during scheduled repair work, these wells were jammed using a known combined method using the composition blocking hydrophobic emulsion according to patent RU No. 215626.
В табл.3 приведены исходные данные скважин №103, 139, 152 и 210, которые были использованы в предлагаемой технологии для расчета по вышеприведенным формулам суммарного объема (Vсум) и средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости глушения (qгл), объемов закачки предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии (Vбгэ), объемов задавочной жидкости (Vзж) - пресной или пластовой воды с известной плотностью, обеспечивающих технологический процесс глушения для каждой конкретной скважины, в том числе и объемов предлагаемого состава деблокирующей гидрофобной эмульсии (Vдбэ), который необходимо закачать в ту или иную скважину, для того чтобы осуществить процесс их освоения после завершения ремонтных работ на скважине. Результаты расчетов данных технологических параметров, использованных в предлагаемой технологи глушения указанных скважин, в обобщенном виде приведены в табл.4.Table 3 shows the initial data of wells No. 103, 139, 152 and 210, which were used in the proposed technology for calculating, according to the above formulas, the total volume (V sum ) and weighted average density of the combined column of kill fluid (q hl ), injection volumes of the proposed composition blocking hydrophobic emulsion (V bge ), volumes of filling fluid (V zh ) - fresh or produced water with a known density, providing a technological process of killing for each particular well, including the volume of the proposed composition Ava release hydrophobic emulsion (V dbe ), which must be pumped into a particular well in order to carry out the process of their development after completion of repair work on the well. The calculation results of these process parameters used in the proposed technology for killing these wells are summarized in table 4.
Для сравнения в табл.4 приведены результаты аналогичных расчетов, выполненные для комбинированной технологии глушения данных скважин по патенту RU №2156269.For comparison, table 4 shows the results of similar calculations performed for the combined technology of killing these wells according to patent RU No. 2156269.
Предлагаемый комбинированный способ глушения скважин с применением блокирующей гидрофобной эмульсии плотностью, превышающей плотность пластовой воды, в качестве нижней части комбинированного столба ЖГС и в качестве задавочной жидкости (верхней части столба ЖГС) пресной или пластовой воды, или водного раствора солей заданной плотности, так же, как и известный комбинированный способ глушения скважин по патенту RU №2156269, позволяет осуществлять процесс глушения скважин практически при одних и тех же параметрах давления комбинированного столба ЖГС на пласт.The proposed combined method of killing wells using a blocking hydrophobic emulsion with a density exceeding the density of formation water, as the lower part of the combined column of ZhGS and as the filling liquid (upper part of the ZhGS column) of fresh or produced water, or an aqueous solution of salts of a given density, also as well as the well-known combined method of killing wells according to patent RU No. 2156269, it allows the process of killing wells to be carried out practically at the same pressure parameters combined with ZhGS crowd on a layer.
Однако, как это следует из табл.4, предлагаемые в комбинированной технологии глушения скважин формулы расчета необходимых объемов закачки блокирующей гидрофобной эмульсии и задавочной жидкости позволили данную технологию осуществить при закачке блокирующей гидрофобной эмульсии на 50-60% меньше, чем при известном комбинированном способе глушения скважин.However, as follows from Table 4, the formulas for calculating the required injection volumes of blocking hydrophobic emulsion and filling fluid, which are proposed in the combined technology of well plugging, allowed this technology to be carried out when pumping blocking hydrophobic emulsion by 50-60% less than with the well-known combined method of killing wells .
В предлагаемом способе применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии освоения указанных скважин, включающем создание депрессии на пласт путем вытеснения из скважин задавочной жидкости газовой фазой, осуществляли путем закачки в каждую из скважин вышеуказанного состава деблокирующей гидрофобной эмульсии в объеме (см. табл.4), превышающем не менее чем в 2 раза объем блокирующей гидрофобной эмульсии, закаченной в ту или иную скважину.In the proposed method for the use of hydrophobic emulsions in a combined technology for developing these wells, which includes creating a depression on the formation by displacing the filling fluid from the wells with a gas phase, we injected into each of the wells of the above composition a release hydrophobic emulsion in volume (see Table 4) in excess of not less than 2 times the volume of a blocking hydrophobic emulsion pumped into a particular well.
Закачку в заглушенную скважину указанных объемов деблокирующей гидрофобной эмульсии осуществляли агрегатом ЦА 330 в межтрубное пространство скважины при открытой задвижке на НКТ, при этом выкидную линию от затрубного пространства скважины соединяли с приемной емкостью объемом не менее 35 м3, что обеспечивало улавливание вытесняемой из скважин жидкости в объеме, равном объему комбинированного столба жидкости глушения.The indicated volumes of the release hydrophobic emulsion were pumped into the muffled well by the CA 330 unit into the annulus of the well with an open valve on the tubing, while the flow line from the annulus of the well was connected to a receiving capacity of at least 35 m 3 , which ensured the capture of the liquid displaced from the wells into volume equal to the volume of the combined column of kill fluid.
Вытеснение жидкости из скважины в приемную емкость, при закрытой задвижке на НКТ, начинало происходить с того момента, как только деблокирующая гидрофобная эмульсия, при ее оседании на забой скважины, вступала в контакт с находящейся там блокирующей гидрофобной эмульсией.The displacement of fluid from the well into the receiving tank, with the valve closed on the tubing, began to occur from the moment when the release hydrophobic emulsion, when it settles on the bottom of the well, came into contact with the blocking hydrophobic emulsion located there.
Как показали испытания предлагаемой технологии освоения скважин, начало вытеснения из заглушенных скважины в приемную емкость скважинной жидкости, при закрытой задвижке на НКТ, наблюдали через 2-3 часа после закачки в скважину указанного в табл.4 объема деблокирующей гидрофобной эмульсии.As the tests of the proposed technology for well development showed, the beginning of displacement from plugged wells into the receiving reservoir of the well fluid, with a closed valve on the tubing, was observed 2–3 hours after injection of the release hydrophobic emulsion volume indicated in Table 4 into the well.
При контактировании на забое скважин блокирующей и деблокирующей гидроофобных эмульсий в результате интенсивно протекающей термохимической реакции между соляной кислотой, содержащейся в дисперсной фазе деблокирующей гидрофобной эмульсии, и нитритом натрия и карбамидом, содержащимися в дисперсной фазе блокирующей гидрофобной эмульсии, происходит взаимное разрушение данных гидрофобобных эмульсий в соответствии с уравнением:When the blocking and deblocking hydrophobic emulsions are contacted at the bottom of the wells as a result of an intensively thermochemical reaction between hydrochloric acid contained in the dispersed phase of the deblocking hydrophobic emulsion and sodium nitrite and urea contained in the dispersed phase of the blocking hydrophobic emulsion, the data are mutually destroyed in mutual correspondence with the equation:
2NaNO2+2HCI+CO(NH2)2→2NaCI+2N2+CO2+3Н2О+Q,2NaNO 2 + 2HCI + CO (NH 2 ) 2 → 2NaCI + 2N 2 + CO 2 + 3H 2 O + Q,
При этом, как это следует из уравнения термохимической реакции, процесс совместного разрушения блокирующей и деблокирующей гидрофобной эмульсии в призабойной зоне скважины происходит с выделением в свободном виде азота и углекислого газа в объемах, которые многократно превышают объем обрабатываемых скважин, что и приводит к вытеснению из скважины в приемную емкость скважинной жидкости и снижению уровня ЖГС в скважине, достаточного для создания необходимой для освоения скважины депрессии на пласт. Кроме того, указанное разрушение блокирующей и деблокирующей гидрофобных эмульсий, исходя из взятых весовых соотношений нитрита натрия и карбамида в составе блокирующей гидрофобной эмульсии, и соляной кислоты в составе деблокирующей гидрофобной эмульсисии, обеспечивает избыточное, не менее 5,0 мас.%, содержание соляной кислоты в продуктах реакции. При этом на забое скважины в результате термохимической реакции одновременно происходит и кратковременное повышение температуры продуктов реакции до 300°С и более, что способствует образованию на забое скважины микроэмульсий керосиногазойлевых и ароматических углеводородных растворителей с содержащимися в них маслорастворимыми эмульгаторами в водном растворе соляной кислоты и хлоридов натрия и кальция. Все это, вместе взятое, при освоении скважины предложенным способом является мощным интенсифицирующим фактором воздействия на продуктивную зону пласта, приводящим к очистке его от асфальтосмолопарафиновых отложений и гидрофобизации водонасыщенных участков пласта, что способствует улучшению притока нефти в скважину.Moreover, as follows from the thermochemical reaction equation, the process of joint destruction of the blocking and releasing hydrophobic emulsion in the bottomhole zone of the well occurs with the release of free nitrogen and carbon dioxide in volumes that are many times greater than the volume of the treated wells, which leads to displacement from the well in the receiving capacity of the borehole fluid and lowering the level of the GHS in the well, sufficient to create the depression necessary for the well to develop the well. In addition, the specified destruction of blocking and unlocking hydrophobic emulsions, based on the weight ratios of sodium nitrite and urea in the blocking hydrophobic emulsion and hydrochloric acid in the release hydrophobic emulsion, provides an excess of at least 5.0 wt.% Hydrochloric acid content in reaction products. At the same time, at the bottom of the well as a result of a thermochemical reaction, a short-term increase in the temperature of the reaction products to 300 ° С and more occurs simultaneously, which contributes to the formation of microemulsions of kerosene-gas oil and aromatic hydrocarbon solvents with oil-soluble emulsifiers contained in them in an aqueous solution of hydrochloric acid and sodium chlorides and calcium. All this, taken together, during the development of the well by the proposed method, is a powerful stimulating factor of the impact on the productive zone of the formation, leading to its cleaning from asphalt-resin-paraffin deposits and hydrophobization of water-saturated sections of the formation, which helps to improve the flow of oil into the well.
В табл.5 приведены данные по изменению дебитов наблюдаемых скважин до и после их глушения способом по патенту RU №2156269 (данные за 2002 г.) и аналогичные данные по тем же скважинам, до и после их глушения, по предлагаемой комбинированной технологии глушения и освоения скважин с применением предлагаемых составов блокирующей и деблокирующей гидрофобных эмульсий.Table 5 shows the data on the change in the production rates of the observed wells before and after their killing by the method according to patent RU No. 2156269 (data for 2002) and similar data on the same wells, before and after their killing, according to the proposed combined technology of killing and development wells using the proposed compositions of blocking and releasing hydrophobic emulsions.
Из представленных в табл.5 данных следует, что при испытании предлагаемой комбинированной технологии глушения и освоения скважин дебиты скважин по нефти после глушения не только не снизились, но стали в 1,3-1,5 раза больше при одновременном снижении обводненности продукции данных скважин, в то время как ранее, при глушении скважин известным способом, по всем наблюдаемым скважинам прослеживалась тенденция после их освоения к снижению их дебитов и возрастанию обводненности продукции скважин в среднем от 2 до 8%.From the data presented in Table 5, it follows that when testing the proposed combined technology for killing and developing wells, oil production rates after killing not only did not decrease, but became 1.3-1.5 times more while reducing the water cut in the production of these wells, while earlier, when killing wells in a known manner, for all observed wells there was a tendency, after their development, to a decrease in their flow rates and an increase in water cut in the production of wells on average from 2 to 8%.
Таким образом, предложенный состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин можно рассматривать как одно из новых направлений воздействия на продуктивную зону скважины, позволяющее при глушении и освоении скважин избежать ухудшения фильтрационных характеристик пласта по нефти и тем самым поддерживать более высокие уровни добычи нефти.Thus, the proposed composition, method for the preparation and use of hydrophobic emulsions in the combined technology of killing and developing wells can be considered as one of the new areas of impact on the productive zone of the well, which allows for killing and development of wells to avoid deterioration of the filtration characteristics of the reservoir for oil and thereby maintain more high levels of oil production.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005101510/03A RU2291183C2 (en) | 2005-01-24 | 2005-01-24 | Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005101510/03A RU2291183C2 (en) | 2005-01-24 | 2005-01-24 | Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005101510A RU2005101510A (en) | 2006-07-10 |
| RU2291183C2 true RU2291183C2 (en) | 2007-01-10 |
Family
ID=36830177
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005101510/03A RU2291183C2 (en) | 2005-01-24 | 2005-01-24 | Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2291183C2 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115074099B (en) * | 2022-07-27 | 2023-08-18 | 山东大学 | Emulsion type acidolysis blocking remover and preparation method thereof |
| CN115405255B (en) * | 2022-08-23 | 2024-04-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | Phase inversion water-plugging control gas production method for high-water-content gas well |
-
2005
- 2005-01-24 RU RU2005101510/03A patent/RU2291183C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ОРЛОВ Г.А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991, с.147-160. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005101510A (en) | 2006-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3756319A (en) | Method for stimulating the production of oil from a producing well | |
| AU2014414852B2 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| AU2021201823B2 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| RU2357997C1 (en) | Blocking fluid "жг-иэр-т" | |
| RU2291183C2 (en) | Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology | |
| NO20180469A1 (en) | Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations | |
| US12065920B2 (en) | Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures | |
| CA3139114C (en) | Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers | |
| Dalrymple et al. | Results of Using a Relative-Permeability Modifier with a Fracture-Stimulation Treatment | |
| RU2156269C1 (en) | Composition and method of preparing hydrophobic emulsion in integrated well-killing technology | |
| JP7404549B2 (en) | How to prevent laminar water from entering the bottom of a well | |
| RU2788935C1 (en) | Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2129651C1 (en) | Method for removing asphaltenoresinparaffin deposition from equipment in wells | |
| US11920086B1 (en) | Friction reducers for dissolved solids tolerance | |
| US20240360749A1 (en) | Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures | |
| US20230148311A1 (en) | Uses For Supramolecular Host Guest Product Concentrators In The Oil Field | |
| US20200048539A1 (en) | Self-breaking emulsified fluid system | |
| RU2187625C1 (en) | Method of development well killing (versions) | |
| SU1629501A1 (en) | Well killing method | |
| US20200048540A1 (en) | Acidizing and proppant transport with emulsified fluid | |
| RU2190004C1 (en) | Well-killing fluid | |
| Powell | Results of Waterflooding in Kansas Oil Sands, Containing Viscous Crude Oils |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20071114 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090125 |