RU2306414C2 - Method for temporary productive reservoir interval plugging - Google Patents
Method for temporary productive reservoir interval plugging Download PDFInfo
- Publication number
- RU2306414C2 RU2306414C2 RU2005129017/03A RU2005129017A RU2306414C2 RU 2306414 C2 RU2306414 C2 RU 2306414C2 RU 2005129017/03 A RU2005129017/03 A RU 2005129017/03A RU 2005129017 A RU2005129017 A RU 2005129017A RU 2306414 C2 RU2306414 C2 RU 2306414C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- porous
- water
- well
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам временной изоляции интервалов продуктивных пластов, глушения скважин с аномально низким пластовым давлением при ремонте скважин, и может быть использовано при разобщении залежи газовой и нефтяной, нефтяной и водоносной, при разобщении совместно эксплуатируемых пластов, а также изоляции зон поглощения при бурении скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to methods for temporarily isolating intervals of productive formations, killing wells with abnormally low reservoir pressure when repairing wells, and can be used to disconnect deposits of gas and oil, oil and aquifers, when uncoupling of jointly exploited formations, and isolation of absorption zones when drilling wells.
Известен способ временной изоляции призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку жидкого стекла и соляной кислоты для осаждения на забое осадка виде окиси кремния и последующее разрушение его 40% щелочным раствором [1].A known method of temporary isolation of the bottomhole formation zone, including the sequential injection of liquid glass and hydrochloric acid for deposition on the bottom of the sediment in the form of silicon oxide and its subsequent destruction with a 40% alkaline solution [1].
Недостатком данного способа является проникновение фильтратов закачиваемых растворов в продуктивный пласт, что ухудшает его проницаемость, а также использование концентрированных растворов агрессивных веществ (40% щелочной раствор).The disadvantage of this method is the penetration of filtrates of injected solutions into the reservoir, which impairs its permeability, as well as the use of concentrated solutions of aggressive substances (40% alkaline solution).
Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ временной изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта, включающий закачку полимеров, солей металлов переменной валентности для создания вязкоупругого пакера и его разрушение кислотным раствором [2].The closest solution, taken as a prototype, is a method of temporary isolation of highly permeable zones of the bottomhole formation zone, including the injection of polymers, metal salts of variable valency to create a viscoelastic packer and its destruction by an acid solution [2].
Недостатком данного способа является низкий показатель статического и динамического напряжений сдвига и вязкости при закачивании пакера в призабойную зону пласта в начальный момент. Известно, что вязкоупругий состав образует пространственную сетку с высокими структурно-механическими свойствами по истечении определенного времени от мгновенной сшивки до нескольких часов. Сшитый вязкоупругий состав невозможно закачать в пласт, поэтому закачивается несшитый маловязкий полимерный раствор с периодом нарастания вязкости не менее 30 минут. В течение этого времени происходит частичное растекание полимерного раствора в порах коллектора с последующей сшивкой в его порах, тем самым не обеспечивается достаточная степень сохранения коллекторских свойств при текущем и капитальном ремонте скважин.The disadvantage of this method is the low rate of static and dynamic shear stresses and viscosity when pumping the packer into the bottomhole formation zone at the initial moment. It is known that a viscoelastic composition forms a spatial network with high structural and mechanical properties after a certain time from instant stitching to several hours. The crosslinked viscoelastic composition cannot be pumped into the reservoir, therefore, an uncrosslinked low-viscosity polymer solution with a viscosity increase period of at least 30 minutes is pumped. During this time, a partial spreading of the polymer solution in the pores of the collector with subsequent cross-linking in its pores occurs, thereby not ensuring a sufficient degree of conservation of reservoir properties during the current and overhaul of wells.
Задачей изобретения является создание способа временной изоляции пласта с повышенным показателем предельного динамического напряжения сдвига пористого пакера в начальный момент при одновременном понижении его плотности. Газовые пузырьки препятствуют проникновению пористого материала в пласт во все время структурирования пористого пакера, чем обеспечивается сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при текущем и капитальном ремонте скважин в период проведения ремонтных работ.The objective of the invention is to provide a method of temporary isolation of the formation with a high rate of ultimate dynamic shear stress of the porous packer at the initial moment while reducing its density. Gas bubbles impede the penetration of porous material into the formation during the entire structuring of the porous packer, which ensures the conservation of reservoir properties of the bottom-hole zone of the formation during maintenance and overhaul of wells during repair work.
Поставленная задача решается тем, что в способе временной изоляции интервала продуктивного пласта, включающем создание пористого пакера путем закачки в скважину первой композиции - полимерного раствора, содержащего водорастворимый полимер, сшиватель, вспениватель и воду, закачку в скважину второй композиции - разобщающей жидкости, согласно изобретению полимерный раствор в качестве водорастворимого полимера содержит полиакриламид (ПАА) и/или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), и/или гидролизованный сополимер стирола и малеинового ангидрида (натрия стиромалеат), имеющий структурную формулу типаThe problem is solved in that in the method of temporarily isolating the interval of the reservoir, including the creation of a porous packer by injection into the well of the first composition — a polymer solution containing a water-soluble polymer, a crosslinker, a blowing agent and water, injection into the well of the second composition — the uncoupling liquid, according to the invention, polymer the solution as a water-soluble polymer contains polyacrylamide (PAA) and / or carboxymethyl cellulose (CMC), and / or a hydrolyzed copolymer of styrene and maleic anhydride (sodium styromaleate) having a structural formula of the type
при следующем соотношении компонентов, мас.%:in the following ratio of components, wt.%:
и дополнительно газообразный агент при кратности увеличения объема указанного полимерного раствора 1,28-3,0,and additionally a gaseous agent with a frequency increase of the volume of the specified polymer solution of 1.28-3.0,
а в качестве разобщающей жидкости используют обратную эмульсию на основе углеводородной фазы - нефти и/или углеводородного растворителя, водной фазы - воды и/или солевого раствора CaCl2 или NaCl, или MgCl2, или BaCl2 в присутствии эмульгатора Эмультала или Нефтенола НЗ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:and as a decoupling liquid, an inverse emulsion is used based on a hydrocarbon phase — oil and / or a hydrocarbon solvent, an aqueous phase — water and / or a saline solution of CaCl 2 or NaCl, or MgCl 2 , or BaCl 2 in the presence of an emulsifier Emultal or Neftenol NZ, with the following ratio of components, wt.%:
закачку указанных композиций осуществляют последовательно в заданном объеме и при заданном режиме закачки, а после указанной закачки осуществляют закачку жидкости глушения.the injection of these compositions is carried out sequentially in a given volume and at a given injection mode, and after the specified injection, the killing fluid is injected.
Предельное динамическое напряжение сдвига указанного полимерного раствора 25-110 Па, статическое напряжение сдвига пористого пакера после структурирования полимерного раствора 50-410 Па. Композиции с заданными свойствами получают на поверхности с применением цементировочного агрегата, а закачку осуществляют в ламинарном режиме.The maximum dynamic shear stress of the specified polymer solution is 25-110 Pa, the static shear stress of the porous packer after structuring the polymer solution is 50-410 Pa. Compositions with desired properties are obtained on the surface using a cementing unit, and injection is carried out in laminar mode.
В качестве сшивателя применяют растворимые трехвалентные соли хрома Cr2(SO4)3; Cr(С2Н3O2)3; CrCl3. В качестве вспенивателя можно использовать алкилбензолсульфонат натрия, Неонол, Сульфанол, Нефтенол ВВД, в качестве газообразного агента можно использовать азот, углекислый газ, природный газ.As a crosslinker, soluble trivalent chromium salts Cr 2 (SO 4 ) 3 are used ; Cr (C 2 H 3 O 2 ) 3 ; CrCl 3 . Sodium alkylbenzenesulfonate, Neonol, Sulfanol, Neftenol VVD can be used as a blowing agent, nitrogen, carbon dioxide, natural gas can be used as a gaseous agent.
Пристость пористого пакера составляет 10-50%, указанную разобщающую жидкость приготавливают с плотностью, превышающей плотность жидкости глушения, объем закачки указанной разобщающей жидкости - 2-4 м3. Закачку указанного полимерного раствора и указанной разобщающей жидкости осуществляют в 2 этапа с перерывом не менее 30 минут для структурирования пористого пакера.The porosity of the porous packer is 10-50%, the specified release fluid is prepared with a density exceeding the density of the kill fluid, the injection volume of the specified release fluid is 2-4 m 3 . The injection of the specified polymer solution and the specified release fluid is carried out in 2 stages with a break of at least 30 minutes to structure the porous packer.
Закачку указанного полимерного раствора осуществляют через трубное пространство и/или через затрубное пространство, давление закачки указанных композиций не превышает давления опрессовки.The injection of the specified polymer solution is carried out through the pipe space and / or through the annulus, the injection pressure of these compositions does not exceed the pressure of the crimping.
В зимних условиях указанный полимерный раствор дополнительно содержит незамерзающую жидкость (спирты: изопропиловый или метиловый, или этиловый, или этиленгликоль, или триэтиленгликоль - ТЭГ) в количестве 10-15 мас.%.In winter conditions, the specified polymer solution additionally contains a non-freezing liquid (alcohols: isopropyl or methyl, or ethyl, or ethylene glycol, or triethylene glycol - TEG) in an amount of 10-15 wt.%.
Плотность пористого пакера регулируют добавлением утяжелителей - растворов солей металлов CaCl2 или KCl, или MgCl2, или BaCl2.The density of the porous packer is controlled by the addition of weighting agents — metal salt solutions of CaCl 2 or KCl, or MgCl 2 , or BaCl 2 .
Пористый пакер создают над уровнем и/или на уровне и/или под уровнем интервала изоляции в трубном и/или в затрубном пространстве.A porous packer is created above and / or at and / or below the level of the isolation interval in the pipe and / or annulus.
Пористый пакер сохраняют на заданный период времени - время глушения скважины и/или время изоляции водопритока, и/или время предупреждения межпластовых перетоков, и/или время эксплуатации скважиной установки, и/или время эксплуатации пласта, и/или время эксплуатации скважины.The porous packer is stored for a predetermined period of time - the time of killing the well and / or the time of isolation of water inflow, and / or the time of warning of cross-flow flows, and / or the time of operation of the well of the installation, and / or the time of operation of the formation, and / or the time of operation of the well.
Пористый пакер могут дополнительно использовать для создания вязкоупругого фильтра от мехпримесей, выносимых из эксплуатируемого пласта или для разобщения пластов при одновременно раздельной и/или поочередной их эксплуатации - добыче из них пластовых флюидов и/или закачке в них рабочего агента.The porous packer can be additionally used to create a viscoelastic filter from mechanical impurities removed from the reservoir being used or to separate the reservoirs while simultaneously separate and / or alternating their exploitation - extraction of reservoir fluids from them and / or pumping a working agent into them.
Суть предлагаемого способа заключается в следующем. Для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта при текущем и капитальном ремонте скважины в остановленную скважину перед закачиванием обратной эмульсии и жидкости глушения - создают пористый пакер из пористого полимерного материала. Для этого предварительно готовят раствор водорастворимого полимерного материала, сшивателя и вспениватнеля с газообразным агентом в объеме, необходимом для заполнения части эксплуатационной колонны напротив изолируемого интервала.The essence of the proposed method is as follows. In order to preserve the reservoir properties of the bottom-hole zone of the formation during the current and major overhaul of the well into a stopped well before pumping the reverse emulsion and damping fluid, a porous packer is created from a porous polymeric material. For this, a solution of a water-soluble polymer material, a crosslinker and a blowing agent with a gaseous agent is preliminarily prepared in the amount necessary to fill part of the production string opposite the insulated interval.
Для исключения проникновения легко фильтрующейся жидкости глушения в пористый материал пакера во время структурирования над ним размещается разобщающая жидкость - обратная эмульсия, которая характеризуется высокими значениями пластической вязкости и предельного динамического напряжения сдвига, что исключает проникновение разобщающей жидкости в пористый материал пакера, с одной стороны. С другой стороны, обратная эмульсия - дисперсная двухфазная система с внешней углеводородной фазой, то есть не растворимой в воде и солевых растворах, которые представляют собой жидкости глушения.In order to prevent penetration of the easily filtering kill fluid into the porous packer material during structuring, a release fluid is placed above it - a reverse emulsion, which is characterized by high values of plastic viscosity and ultimate dynamic shear stress, which prevents penetration of the release fluid into the porous material of the packer, on the one hand. On the other hand, the reverse emulsion is a dispersed two-phase system with an external hydrocarbon phase, that is, insoluble in water and salt solutions, which are kill fluids.
Для исключения гравитационных и седиментационных процессов между композицией пакера и нефтью, газом и водой пористый материал обладает пониженной плотностью в условиях всестороннего сжатия.To exclude gravity and sedimentation processes between the packer composition and oil, gas and water, the porous material has a reduced density under conditions of comprehensive compression.
Пористый пакер по своим физико-химическим свойствам является двухфазной дисперсной системой - полимерный раствор и газ. Стабильность такого раствора определяется способностью удерживать частицы дисперсной фазы - газовые пузырьки - во взвешенном состоянии, что характеризуется значением статического напряжения сдвига. Статическое напряжение сдвига определяет прочность структурной сетки, то есть устойчивость дисперсной системы к слиянию газовых пузырьков.The porous packer in its physicochemical properties is a two-phase dispersed system - a polymer solution and gas. The stability of such a solution is determined by the ability to hold the particles of the dispersed phase — gas bubbles — in suspension, which is characterized by the value of the static shear stress. Static shear stress determines the strength of the structural grid, that is, the stability of the dispersed system to the fusion of gas bubbles.
Для предотвращения всплытия газовых пузырьков пористый пакер приготавливается с повышенным значением статического напряжения сдвига.To prevent the emergence of gas bubbles, a porous packer is prepared with an increased value of static shear stress.
Физико-химические свойства при различном содержании компонентов пористого пакера и вязкоупругого состава (прототип) через 5 минут после приготовления приведены в таблице 1.Physico-chemical properties at different contents of the components of the porous packer and viscoelastic composition (prototype) 5 minutes after preparation are shown in table 1.
В течение 20-30 минут в пластовых условиях при повышенной температуре и давлении упрочняется структура пористого пакера. Это объясняется следующим. Предлагаемый пористый пакер образует прочную единую структурную систему, которую условно можно представить в виде двух иерархических структур. Первая структура - вода, водорастворимый полимер и сшиватель, вторая структура - вода, вспениватель и газовые пузырьки, что приводит к увеличению прочности структурной сетки и повышению термостабильности. В лабораторных условиях пористый пакер начинает разрушаться при температуре более 90°С. Такое увеличение термостабильности можно объяснить строением полученного пористого пакера. Повышение температуры и давления способствуют образованию прочной структурной сетки газообразного агента в присутствии вспенивателя и воды за счет расширения газовых пузырьков, а водорастворимый полимер и сшиватель структурируются, образуя поперечные связи, не давая возможности выхода газовым пузырькам. Таким образом, формируется вязкоупругий пористый пакер с пониженной плотностью и гравитационно-седиментационно устойчивый, не фильтрующийся в продуктивный пласт.Within 20-30 minutes in reservoir conditions at elevated temperature and pressure, the structure of the porous packer hardens. This is explained by the following. The proposed porous packer forms a strong single structural system, which can conditionally be represented in the form of two hierarchical structures. The first structure is water, a water-soluble polymer and a crosslinker, the second structure is water, a blowing agent and gas bubbles, which leads to an increase in the strength of the structural network and an increase in thermal stability. Under laboratory conditions, the porous packer begins to decompose at a temperature of more than 90 ° C. This increase in thermal stability can be explained by the structure of the obtained porous packer. An increase in temperature and pressure promotes the formation of a strong structural network of a gaseous agent in the presence of a blowing agent and water due to the expansion of gas bubbles, and a water-soluble polymer and a crosslinker are structured to form cross-links, preventing gas bubbles from escaping. Thus, a viscoelastic porous packer with a lower density and gravity-sedimentation-resistant, not filtered into the reservoir, is formed.
Разобщающая жидкость не позволяет жидкости глушения нарушать равновесие полученной системы, блокируя пакер.The release fluid does not allow the kill fluid to upset the balance of the resulting system by blocking the packer.
Физико-химические свойства при различном содержании компонентов разобщающей жидкости приведены в таблице 2.Physico-chemical properties at different contents of the components of the release fluid are shown in table 2.
Минимальный объем пористого материала определяется с учетом пластового давления, места расположения пакера и структурно-механических свойств пористого материала (в данном случае предельного динамического напряжения сдвига) и вычисляют по формуле:The minimum volume of the porous material is determined taking into account the reservoir pressure, the location of the packer and the structural and mechanical properties of the porous material (in this case, the ultimate dynamic shear stress) and is calculated by the formula:
Результаты расчета объема пористого пакера приведены в таблице 3.The results of calculating the volume of the porous packer are shown in table 3.
После проведения ремонтных работ пористый пакер и разобщающая жидкость выносятся при освоении скважины беспрепятственно.After the repair work, the porous packer and release fluid are discharged during well development without hindrance.
Для проведения процесса глушения скважины последовательно выполняют следующие операции.To conduct the process of killing a well, the following operations are sequentially performed.
Раствор первой композиции пористого пакера или «Аэрогель» готовят следующим образом: в половине расчетного количества воды расчетное количество водоростворимого полимера и вспенивателя. Во второй емкости готовят раствор сшивателя. Для этого в оставшуюся часть воды добавляют расчетное количество сшивателя. Затем оба раствора соединяют в емкости цементировочного агрегата и перемешивают до полного смешения и прямо из емкости агрегата ЦА-320 закачивают в скважину с помощью компрессора.The solution of the first composition of the porous packer or "Airgel" is prepared as follows: in half the estimated amount of water, the estimated amount of water-soluble polymer and blowing agent. A stapler solution is prepared in a second container. For this, the estimated amount of crosslinker is added to the remaining water. Then both solutions are combined in the tank of the cementing unit and mixed until completely mixed and directly from the tank of the CA-320 unit, they are pumped into the well using a compressor.
Последовательно приготавливают вторую композицию - композицию разобщающей жидкости. Обратную эмульсию готовят в агрегате цементировочном перемешиванием компонентов и закачивают предварительно приготовленный раствор в скважину, располагая над пористым пакером. Заполняют скважину жидкостью глушения. После проведения ремонтных работ разобщающая жидкость и пористый пакер выносится при освоении скважины беспрепятственно.The second composition is sequentially prepared — the release fluid composition. The inverse emulsion is prepared in the unit by cementitious mixing of the components and the previously prepared solution is pumped into the well, located above the porous packer. Fill the well with a kill fluid. After the repair work, the uncoupling liquid and the porous packer are discharged during well development without hindrance.
Предлагаемый способ временной изоляции интервала продуктивного пласта, включающий создание пористого полимерного пакера перед закачкой разобщающей жидкости и жидкости глушения с последующим освоением скважины, дает возможность сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта, значительно сокращает время запуска скважины в эксплуатацию после проведения текущего и капитального ремонта скважин в условиях аномально низких и высоких значений пластового давления.The proposed method for temporarily isolating the interval of the reservoir, including the creation of a porous polymer packer before injecting uncoupling and killing fluids with subsequent development of the well, makes it possible to preserve the reservoir properties of the bottom-hole formation zone, significantly reducing the time it takes to put the well into operation after routine and major overhauls in conditions abnormally low and high values of reservoir pressure.
Конкретные примеры реализации предлагаемого способа.Specific examples of the implementation of the proposed method.
Способ был опробован в промысловых условиях на Ван-Еганском месторождении Западной Сибири.The method was tested in commercial conditions at the Van-Yeganskoye field in Western Siberia.
Пример 1. Осложненное глушение.Example 1. Complicated jamming.
Работы были проведены на скважине №3654 куст 1043. Цель ремонта - осложненное глушение. При четырехкратном проведении работ по прототипу скважина поглощала. Скважина была остановлена, при этом на выходе устья - газ. Закачали в межколонное пространство 12 м3 раствора с плотностью 1020 кг/м3, заглушить не удалось (на выходе газ). Закачали раствор повторно (35 м3 раствора с большей плотностью - 1050 кг/м3). Циркуляции нет - скважина поглощает, заглушить не удалось.The work was carried out at well No. 3654 bush 1043. The purpose of the repair was complicated jamming. At four times the work on the prototype of the well absorbed. The well was stopped, and at the mouth exit there was gas. 12 m 3 of solution with a density of 1020 kg / m 3 was pumped into the annular space, but it was not possible to plug it (at the gas outlet). The solution was pumped again (35 m 3 of a solution with a higher density of 1050 kg / m 3 ). There is no circulation - the well absorbs, it was not possible to shut off.
Приняли решение применить предлагаемый способ. Приготовили первую композицию. Растворили в мернике цементировочного агрегата ЦА-320 33,2 кг КМЦ в 231,9 литрах воды. В промежуточной емкости на 500 л растворили вспениватель алкилбензолсульфонат натрия - 0,3 кг в 100 л воды. С помощью компрессора произвели барбатирование азота в растворе вспенивателя до достижения пены объема 200 л. Осуществили подачу из мерника цементировочного агрегата приготовленного раствора полимера в полученный раствор пены. Перемешивая растворы, добавили сшиватель (16,6 кг) Cr2(SO4)3. Полученную композицию - 0,52 м3 пористого пакера (с кратностью увеличения объема 1,3) закачали при давлении 5 МПа (что в три раза меньше давления опрессовки) по технологической колонне труб (НКТ) к интервалу изоляции. При этом расчетная высота столба составила 31 м, т.е. пакер был создан на уровне интервала изоляции. Для структурирования пакера выдержали 35 минут. Расчетная пористость полученного пакера составляет 30%. Время стабильности пакера - 48 часов.They decided to apply the proposed method. Prepared the first composition. We dissolved 33.2 kg of CMC in 231.9 liters of water in the measuring unit of the cementing unit CA-320. Sodium alkylbenzenesulfonate blowing agent - 0.3 kg in 100 l of water was dissolved in an intermediate container of 500 l. Using a compressor, nitrogen was bubbled in the blowing agent solution until a foam volume of 200 l was reached. The prepared polymer solution was supplied from the measuring unit of the cementing unit to the resulting foam solution. While mixing the solutions, a crosslinker (16.6 kg) of Cr 2 (SO 4 ) 3 was added. The resulting composition — 0.52 m 3 of a porous packer (with a volume expansion factor of 1.3) was pumped at a pressure of 5 MPa (which is three times less than the pressure of pressure testing) through a pipe casing (tubing) to the insulation interval. At the same time, the estimated column height was 31 m, i.e. The packer was created at the isolation interval level. For structuring the packer stood for 35 minutes. The estimated porosity of the resulting packer is 30%. Packer stability time is 48 hours.
В мернике цементировочного агрегата ЦА-320 циркуляцией в течение 30 минут приготовили вторую композицию в объеме 2 м3, перемешивая нефть 419,3 литров в присутствии эмульгатора Нефтенола НЗ (в количестве 200 л) с 1580,7 литрами водного раствора, содержащего 100 кг CaCl2. Плотность полученного раствора - разобщающей жидкости - 1138 кг/м3; статическое напряжение сдвига - 12,0 Па; вязкость пластическая - 343 мПа·с. Закачали разобщающую жидкость последовательно за пористым пакером, затем задавили жидкостью глушения с удельным весом 1080 кг/м3.The dipstick assembly Cement CA-320 in circulation for 30 minutes, a second composition was prepared in a volume of 2 m 3, mixing 419.3 liters of oil in the presence of an emulsifier Neftenol NSs (in an amount of 200 L) to 1580.7 liters of aqueous solution containing 100 kg CaCl 2 . The density of the resulting solution is uncoupling liquid - 1138 kg / m 3 ; static shear stress - 12.0 Pa; plastic viscosity - 343 MPa · s. The release fluid was pumped sequentially behind the porous packer, then crushed with a kill fluid with a specific gravity of 1080 kg / m 3 .
Закачку производили в течение 20 минут с расходом 290 м3/сут, через колонну НКТ диаметром 73 мм. При этом скорость раствора вязкостью 4 Па·с составила 0,8 м/с, Re=7,3, что характеризует режим закачки как ламинарный.The injection was carried out for 20 minutes with a flow rate of 290 m 3 / day, through a tubing string with a diameter of 73 mm. The solution velocity of 4 Pa · s viscosity was 0.8 m / s, Re = 7.3, which characterizes the injection mode as laminar.
Скважина была остановлена. Произвели замену насоса. Через 48 часов освоили скважину. Сразу получили приток нефти.The well was stopped. Have replaced the pump. After 48 hours, the well was mastered. Immediately received an influx of oil.
Пример 2. Создание вязкоупругого фильтра от мехпримесей.Example 2. The creation of a viscoelastic filter from solids.
Работы выполнялись на скважине №900, где из пласта ПК 1 Мегионского месторождения выносились мехпримеси (содержание в добываемой продукции 853 мг/л).The work was carried out at well No. 900, where mechanical impurities were removed from the reservoir PK 1 of the Megion field (the content in the produced products was 853 mg / l).
Аналогично примеру 1 приготовили 2 композиции.Analogously to example 1, 2 compositions were prepared.
Первая композиция в количестве 193, 2 л содержит: водорастворимый полимер - полиакриламид (ПАА) - 11,6 кг; сшиватель CrCl3 - 1,2 кг; вспениватель - нефтенол ВВД - 4,8 кг; вода - 193,2 л, объем газообразного агента - природного газа - 200 литров, что обеспечивает 50%-ную пористость. Высота пакера - 112 м. Время стабильности полученного пакера 3 месяца.The first composition in an amount of 193, 2 l contains: a water-soluble polymer - polyacrylamide (PAA) - 11.6 kg; CrCl 3 crosslinker - 1.2 kg; blowing agent - VVD neftenol - 4.8 kg; water - 193.2 l, the volume of the gaseous agent - natural gas - 200 liters, which provides 50% porosity. The height of the packer is 112 m. The stability time of the resulting packer is 3 months.
Закачали ее через технологические трубы с задавливанием 80-90 л частично в продуктивный пласт.They pumped it through technological pipes with crushing 80-90 liters partially into the reservoir.
Вторая композиция объемом 2 м3 содержит: гексан (углеводородный растворитель) с эмульгатором эмультал (140 л) - 487,9 литров; водная фаза 1512,1 л с MgCl2 (530,6 кг). Свойства полученной разобщающей жидкости: статическое напряжение сдвига - 15,3 Па, вязкость пластическая - 480 мПА·с; плотность - 1286 кг/м3.The second composition with a volume of 2 m 3 contains: hexane (hydrocarbon solvent) with an emulsifier emulsifier (140 l) - 487.9 liters; aqueous phase 1512.1 L with MgCl 2 (530.6 kg). Properties of the obtained release fluid: static shear stress - 15.3 Pa, plastic viscosity - 480 MPa · s; density - 1286 kg / m 3 .
Удельный вес жидкости глушения - 1050 кг/м3. Плотность скважинной жидкости 1020 кг/м.The specific gravity of the kill fluid is 1050 kg / m 3 . The density of the well fluid is 1020 kg / m.
Закачку производили в течение 25 минут с расходом 22,9 м3/сут через колонну НКТ диаметром 73 мм. Давление закачки 3 МПа, что составляет 25% давления опрессовки. При этом скорость раствора вязкостью 6 Па·с составила 0,06 м/с, Re=0,374, что характеризует режим закачки как ламинарный. Скважина была остновлена на структурирование (упрочнение структуры).The injection was carried out for 25 minutes with a flow rate of 22.9 m 3 / day through a tubing string with a diameter of 73 mm. The injection pressure is 3 MPa, which is 25% of the pressure test. In this case, the speed of the solution with a viscosity of 6 Pa · s was 0.06 m / s, Re = 0.374, which characterizes the injection mode as laminar. The well was stopped for structuring (hardening of the structure).
Вызвали приток через 24 часа. Содержание мехпримесей снизилось с 853 мг/л до 20 мг/л.An inflow was called in 24 hours. The content of solids decreased from 853 mg / l to 20 mg / l.
Пример 3. Глушение в зимний период.Example 3. Jamming in the winter.
Работы проводились на скважине 4449 куст 3 Северо-Покурского месторождения.The work was carried out at well 4449 bush 3 of the North Pokurskoye field.
Аналогично примеру 1 готовили 2 композиции. Первая композиция содержит: 559 л воды; водорастворимый полимер - натрия стиромалеат - 0,6 кг; сшиватель - (Cr(С2Н3О2)3 - 6 кг; вспениватель - Неонол - 24 кг; утяжелитель MgCl2 - 37 кг; незамерзающая жидкость (изопропиловый спирт) - 75 кг; объем газообразного агента - углекислого газа - 1100 литров, что обеспечивает 50%-ную пористость. Время стабильности полученного пакера 16 дней. Кратность пенообразования составляет 2,5. Высота столба пористого пакера 112 м.Analogously to example 1, 2 compositions were prepared. The first composition contains: 559 l of water; water-soluble polymer - sodium styrene maleate - 0.6 kg; crosslinker - (Cr (C 2 H 3 O 2 ) 3 - 6 kg; blowing agent - Neonol - 24 kg; MgCl 2 weighting agent - 37 kg; antifreeze liquid (isopropyl alcohol) - 75 kg; volume of gaseous agent - carbon dioxide - 1100 liters that provides 50% porosity. The stability time of the resulting packer 16 days. The multiplicity of foaming is 2.5. The column height of the porous packer 112 m
Вторая композиция объемом 3 м3 содержит: нефть - 908,3 литра; эмульгатор эмультал - 240 л; водная фаза - 2091,7 л. Свойства полученной разобщающей жидкости: статическое напряжение сдвига - 15,3 Па, вязкость пластическая - 480 мПа·с; плотность - 1480 кг/м3.The second composition with a volume of 3 m 3 contains: oil - 908.3 liters; emulsifier emulsifier - 240 l; aqueous phase - 2091.7 l. Properties of the obtained release fluid: static shear stress - 15.3 Pa, plastic viscosity - 480 MPa · s; density - 1480 kg / m 3 .
Удельный вес жидкости глушения 1050 кг/м3. Плотность скважинной жидкости 1020 кг/м3.The specific gravity of the kill fluid is 1050 kg / m 3 . The density of the borehole fluid 1020 kg / m 3 .
Закачку произвели в течение 30 минут с расходом 72 м3/сут. Пакер создают в затрубном пространстве. Давление закачки 3,5 МПа, что составляет 50% давления опрессовки. При этом скорость раствора вязкостью 2 Па·с составила 0,2 м/с, Re=3,64, что характеризует режим закачки как ламинарный. Скважина была остановлена на структурирование 3 часа, затем были произведены работы по ремонту скважины. Через десять дней скважину освоили и получили приток нефти в тот же день.The injection was made within 30 minutes with a flow rate of 72 m 3 / day. The packer is created in the annulus. The injection pressure is 3.5 MPa, which is 50% of the pressure test. The speed of the solution with a viscosity of 2 Pa · s was 0.2 m / s, Re = 3.64, which characterizes the injection mode as laminar. The well was stopped for structuring for 3 hours, then the well was repaired. Ten days later, the well was mastered and received an influx of oil on the same day.
Пример 4. Глушение скважины с двумя работающими пластами.Example 4. Killing a well with two working formations.
Скважина №1079 куст 56 Ватинского месторождения, работают два пласта. Пласт B8 поглощает жидкость глушения.Well No. 1079 bush 56 of the Vatinskoye field, two layers are operating. Formation B 8 absorbs kill fluid.
Аналогично примеру 1 были приготовлены две композиции.Analogously to example 1, two compositions were prepared.
Первая композиция содержит: водорастворимый полимер - полиакриламид (ПАА) - 45 кг, сшиватель CrCl3 - 0,5 кг, вспениватель нефтенол ВВД - 48 кг; вода - 972,4 л, незамерзающий агент (триэтиленгликоль) - 150 кг, объем газообразного агента - азота - 2600 литров. Кратность увеличения объема равна 3, что обеспечивает 66%-ную пористость. Высота пакера 232,6 м, т.е. пакер был создан на уровне и выше интервала изоляции. Время стабильности полученного пакера 2 суток.The first composition contains: a water-soluble polymer - polyacrylamide (PAA) - 45 kg, CrCl 3 crosslinker - 0.5 kg, VVD neftenol blowing agent - 48 kg; water - 972.4 l, antifreeze agent (triethylene glycol) - 150 kg, the volume of the gaseous agent - nitrogen - 2600 liters. The multiplicity of the increase in volume is 3, which provides 66% porosity. Packer height 232.6 m, i.e. The packer was created at and above the isolation interval. The stability time of the resulting packer is 2 days.
Вторая композиция 2 м3 содержит: нефть - 1038,5 литра с растворенным эмульгатором эмульталом (200 л); водная фаза - 2961,5 литров воды и 903,5 кг NaCl. Свойства полученной разобщающей жидкости: статическое напряжение сдвига - 12,8 Па, вязкость пластическая - 356 мПа·с; плотность - 1258 кг/м3.The second composition of 2 m 3 contains: oil - 1038.5 liters with a diluted emulsifier emulsifier (200 l); water phase - 2961.5 liters of water and 903.5 kg of NaCl. Properties of the obtained release fluid: static shear stress - 12.8 Pa, plastic viscosity - 356 MPa · s; density - 1258 kg / m 3 .
Для глушения пластов при одновременной эксплуатации двух пластов производили закачку в течение 35 минут с расходом 56 м3/сут, через колонну НКТ диаметром 73 мм. Давление закачки 3 МПа, что составляет 25% давления опрессовки. При этом скорость раствора вязкостью 4 Па·с составила 0,15 м/с, Re=1,4, что характеризует режим закачки как ламинарный. Скважина была заглушена и остановлена на структурирование в течение 5 часов.To kill the seams during the simultaneous operation of two seams, injection was performed for 35 minutes with a flow rate of 56 m 3 / day, through a tubing string with a diameter of 73 mm. The injection pressure is 3 MPa, which is 25% of the pressure test. In this case, the solution velocity of 4 Pa · s viscosity was 0.15 m / s, Re = 1.4, which characterizes the injection mode as laminar. The well was plugged and stopped for structuring for 5 hours.
После этого был произведен ремонт с заменой погружного насоса. Скважину освоили через 56 часов.After that, repairs were made with the replacement of the submersible pump. The well was mastered after 56 hours.
Пример 5. Использование пористого пакера для разделения пластов с целью их исследования.Example 5. The use of a porous packer for the separation of formations for the purpose of their study.
Скважина №449 куст 3 Аганского месторождения.Well No. 449 bush 3 of the Agan field.
Аналогично примеру 1 приготовили 2 композиции.Analogously to example 1, 2 compositions were prepared.
Первая композиция содержит: водорастворимый полимер - ПАА - 10,1 кг, сшиватель CrCl3 - 1,63 кг, вспениватель - алкилбензосульфонат натрия - 2,5 кг; вода - 504,6 л, объем газообразного агента - природного газа - 260 литров. Кратность увеличения объема - 1,5, что обеспечивает 33%-ную пористость. Время стабильности пористого пакера 15 дней.The first composition contains: a water-soluble polymer — PAA — 10.1 kg, a CrCl 3 crosslinker — 1.63 kg, a blowing agent — sodium alkyl benzosulfonate — 2.5 kg; water - 504.6 l, the volume of the gaseous agent - natural gas - 260 liters. The multiplicity of the volume increase is 1.5, which provides 33% porosity. The stability time of the porous packer is 15 days.
Вторая композиция объемом 2 м3 содержит: раствор нефти с эмульгатором эмульталом (98,2 л) 419,8 литра; водная фаза - вода 1580,2 л с 243,2 кг BaCl2. Свойства разобщающей жидкости: статическое напряжение сдвига - 14,8 Па, вязкость пластическая - 520 мПа·с; плотность - 1286 кг/м3.The second composition with a volume of 2 m 3 contains: an oil solution with an emulsifier emulsifier (98.2 l) 419.8 liters; the aqueous phase is water 1,580.2 L with 243.2 kg of BaCl 2 . Properties of uncoupling fluid: static shear stress - 14.8 Pa, plastic viscosity - 520 MPa · s; density - 1286 kg / m 3 .
Закачку произвели в течение 25 минут с расходом 29 м3/сут через колонну НКТ диаметром 73 мм. Давление закачки 4 МПа, что составляет 33% давления опрессовки. При этом скорость раствора вязкостью 1,5 Па·с составила 0,08 м/с, Re=1,97, что характеризует режим закачки как ламинарный.The injection was carried out for 25 minutes with a flow rate of 29 m 3 / day through a tubing string with a diameter of 73 mm. The injection pressure is 4 MPa, which is 33% of the pressure test. At the same time, the speed of the solution with a viscosity of 1.5 Pa · s was 0.08 m / s, Re = 1.97, which characterizes the injection mode as laminar.
Скважина была остановлена на структурирование.The well was stopped for structuring.
При этом верхний уровень разобщающей жидкости находился на 10 метров ниже интервала перфорации верхнего пласта.At the same time, the upper level of uncoupling liquid was 10 meters below the perforation interval of the upper layer.
После этого провели гидродинамические исследования для верхнего пласта. Аналогичным образом после установки пористого пакера между нижним и верхним пластами провели гидродинамические исследования нижнего пласта.After that, hydrodynamic studies for the upper reservoir were carried out. Similarly, after installing a porous packer between the lower and upper layers, hydrodynamic studies of the lower layer were performed.
Затем на основе полученных данных о параметрах пластов перевели скважину на одновременно-раздельную их эксплуатацию.Then, based on the obtained data on the parameters of the layers, the well was transferred to their simultaneous and separate operation.
Предлагаемый способ временной изоляции интервала продуктивного пласта, включающий создание пористого полимерного пакера перед закачкой разобщающей жидкости и жидкости глушения с последующим освоением скважины, дает возможность сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта, значительно сокращает время запуска скважины в эксплуатацию после проведения текущего и капитального ремонта скважин в условиях аномально низких и высоких значений пластового давлениях.The proposed method for temporarily isolating the interval of the reservoir, including the creation of a porous polymer packer before injecting uncoupling and killing fluids with subsequent development of the well, makes it possible to preserve the reservoir properties of the bottom-hole formation zone, significantly reducing the time it takes to put the well into operation after routine and major overhauls in conditions abnormally low and high values of reservoir pressure.
Источники информацииInformation sources
1. А.С. 1423726, кл. Е21В 33/13, 1988 г.1. A.S. 1423726, cl. ЕВВ 33/13, 1988
2. А.С. СССР 1035194, кл. Е21В 33/13, 1983 - прототип.2. A.S. USSR 1035194, class ЕВВ 33/13, 1983 - prototype.
Claims (20)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005129017/03A RU2306414C2 (en) | 2005-09-16 | 2005-09-16 | Method for temporary productive reservoir interval plugging |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005129017/03A RU2306414C2 (en) | 2005-09-16 | 2005-09-16 | Method for temporary productive reservoir interval plugging |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005129017A RU2005129017A (en) | 2007-03-27 |
| RU2306414C2 true RU2306414C2 (en) | 2007-09-20 |
Family
ID=37998838
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005129017/03A RU2306414C2 (en) | 2005-09-16 | 2005-09-16 | Method for temporary productive reservoir interval plugging |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2306414C2 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112901128B (en) * | 2021-01-23 | 2022-09-02 | 长安大学 | SAGD (steam assisted gravity drainage) starting method for aquifer heavy oil reservoir by using salinity response type emulsion |
-
2005
- 2005-09-16 RU RU2005129017/03A patent/RU2306414C2/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005129017A (en) | 2007-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10214680B2 (en) | Stability improvement of CO2 foam for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles | |
| EP0616660B1 (en) | Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates | |
| US9932510B2 (en) | Lost-circulation materials of two different types of fibers | |
| US6390195B1 (en) | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores | |
| US9133384B2 (en) | Cellulose nanowhiskers in well services | |
| US7404442B2 (en) | Method of recycling fracturing fluids using a self-degrading foaming composition | |
| US9969923B2 (en) | Sealant compositions for use in subterranean formation operations | |
| US9909403B2 (en) | Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing | |
| US9644129B2 (en) | High-pressure/high-temperature solids-free fluid system for drilling, completing and repairing petroleum and gas wells | |
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| US20020035951A1 (en) | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores | |
| CA2924404A1 (en) | Additives for controlling lost circulation and methods of making and using same | |
| US11613690B2 (en) | Polymer networks as lost-circulation material | |
| MX2014013189A (en) | Sealant compositions for use in subterranean formation operations. | |
| CA3090866C (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| US10876040B2 (en) | Stability improvement of foams for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles | |
| RU2306414C2 (en) | Method for temporary productive reservoir interval plugging | |
| WO2024091462A1 (en) | Bridging particle and fluid loss control agent | |
| WO2015057238A1 (en) | Dual function internal breaker for crosslinked hydroxyethylcellulose |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080917 |