RU2495231C1 - Способ промывки скважин с поглощающими пластами - Google Patents
Способ промывки скважин с поглощающими пластами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2495231C1 RU2495231C1 RU2012111072/03A RU2012111072A RU2495231C1 RU 2495231 C1 RU2495231 C1 RU 2495231C1 RU 2012111072/03 A RU2012111072/03 A RU 2012111072/03A RU 2012111072 A RU2012111072 A RU 2012111072A RU 2495231 C1 RU2495231 C1 RU 2495231C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- density
- wells
- flushing
- hydrophobic emulsion
- ger
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам промывки скважин, оборудованных насосами. Способ включает прокачку в скважину насосным агрегатом промывочной жидкости, представляющей собой водный раствор композиции поверхностно-активных веществ, через межтрубное пространство в скважинный насос и обратно по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность. Перед прокачкой водного раствора композиции поверхностно-активных веществ производится закачка расчетного объема гидрофобного эмульсионного раствора. Используются гидрофобный эмульсионный раствор с плотностью выше плотности пластовой жидкости и промывочная жидкость с плотностью ниже плотности гидрофобного эмульсионного раствора. Повышается эффективность промывки.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам промывки скважин, оборудованных насосами, и может быть использовано при промывке глубинно-насосного оборудования от различных отложений при добыче нефти из скважин с поглощающими пластами.
Известен способ химической депарафинизации скважин, включающий закачку в затрубное пространство растворителя и вытеснение его нагретой нефтью через колонну насосно-компрессорных труб (см. а.св. SU №920197, E21B 37/06, опубликовано 15.04.1982 г.).
Недостатками данного способа являются большие затраты, а также высокие взрывоопасность и пожароопасность из-за применения растворителя и горячей нефти.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ промывки скважин, согласно которому промывочную жидкость, представляющую собой водный раствор композиции поверхностно-активных веществ, прокачивают в скважину насосным агрегатом через межтрубное пространство в насос и обратно по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность (Н.М. Шерстнев, Л.М. Гурвич и др. «Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин» М., «Недра», 1988, с.175-176).
Недостатком данного способа является низкая эффективность промывки скважин с поглощающими пластами из-за того, что большая часть промывочной жидкости поглощается пластом.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности промывки скважин с поглощающими пластами.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом промывки скважин, включающим прокачку в скважину насосным агрегатом промывочной жидкости, представляющей собой водный раствор композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ), через межтрубное пространство в скважинный насос и обратно по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность.
Новым является то, что перед прокачкой водного раствора композиции ПАВ производится закачка расчетного объема гидрофобного эмульсионного раствора (ГЭР). При этом используются ГЭР с плотностью выше плотности пластовой жидкости и промывочная жидкость с плотностью ниже плотности ГЭР.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
1. По межтрубному пространству в скважину закачивается расчетный объем ГЭР.
ГЭР представляет собой гидрофобную эмульсию различных составов на нефтяной и нефте-дистиллятной основе с регулируемой плотностью от 920 до 1320 кг/м3 и вязкостью от 50 до 650 мПа·с. Используется в основном в качестве жидкости глушения на скважинах с высокой приемистостью и трещиноватостью, эксплуатирующих карбонатные и девонские отложения, а также на скважинах, эксплуатирующих карбонатные отложения с относительно низкими пластовыми давлениями.
Для проведения вышеописанной операции рекомендуется применение ГЭР со следующими свойствами:
- плотность 1000-1070 кг/м3;
- вязкость 100-200 мПа·с.
Данными свойствами, например, обладает ГЭР, приготовленная по следующей рецептуре: нефть 37-38%, пластовая девонская вода 60%, эмульгатор «Ялан» (ТУ 2458-012-22657427-2000) 2-3%.
Необходимый объем ГЭР для проведения промывки насоса рассчитывается по следующей формуле:
где Dэкс - диаметр эксплуатационной колонны, м;
Hперф - толщина вскрытой части продуктивного пласта, м;
h' - высота столба ГЭР в скважине, компенсирующая его размыв в процессе продавки промывочной жидкостью до пласта (не менее 100-150 м).
2. Продавливается ГЭР промывочной жидкостью, представляющей собой водный раствор композиции ПАВ, например, 0,2-0,5% МЛ-81Б (ТУ 2481-007-48482528-99), на основе пресной воды до пласта. После частичной продавки ГЭР в пласт из-за повышенной вязкости ГЭР поглощающая способность пласта снижается, и начинается циркуляция промывочной жидкости через насос.
Использование в качестве промывочной жидкости раствора композиции ПАВ на основе пресной воды обусловлено тем, что в этом случае в стволе скважины будет образовываться многофазная система с последовательно убывающей плотностью фаз от забоя к устью (пластовая жидкость - ГЭР - пресная вода). Что, во-первых, создает более благоприятные условия для равномерного продавливания ГЭР промывочной жидкостью, во-вторых, даже в случае прекращения циркуляции промывочной жидкости не будет происходить «всплытия» ГЭР.
3. После появления циркуляции, производится промывка глубинно-насосного оборудования промывочной жидкостью объемом не менее 16 м3.
Таким образом, предлагаемый способ промывки скважин позволяет повысить эффективность промывки на скважинах с поглощающими пластами как в случае засорения узлов глубинного насоса (восстановление работоспособности насоса), так и в случае профилактических обработок от асфальтено-смоло-парафиновых и прочих отложений. Что в свою очередь повышает надежность работы глубинно-насосного оборудования, увеличивает межремонтный период работы скважин, уменьшает затраты на подземный ремонт, предотвращает потери нефти из-за простоя скважин.
Claims (1)
- Способ промывки скважин с поглощающими пластами, включающий прокачку в скважину насосным агрегатом промывочной жидкости, представляющей собой водный раствор композиции поверхностно-активных веществ, через межтрубное пространство в скважинный насос и обратно по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность, отличающийся тем, что перед прокачкой водного раствора композиции поверхностно-активных веществ производится закачка расчетного объема гидрофобного эмульсионного раствора, при этом используются гидрофобный эмульсионный раствор с плотностью выше плотности пластовой жидкости и промывочная жидкость с плотностью ниже плотности гидрофобного эмульсионного раствора.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012111072/03A RU2495231C1 (ru) | 2012-03-22 | 2012-03-22 | Способ промывки скважин с поглощающими пластами |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012111072/03A RU2495231C1 (ru) | 2012-03-22 | 2012-03-22 | Способ промывки скважин с поглощающими пластами |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2495231C1 true RU2495231C1 (ru) | 2013-10-10 |
Family
ID=49303024
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012111072/03A RU2495231C1 (ru) | 2012-03-22 | 2012-03-22 | Способ промывки скважин с поглощающими пластами |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2495231C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2579071C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-03-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений |
RU2724709C1 (ru) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения скважинного оборудования |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1747677A1 (ru) * | 1989-04-20 | 1992-07-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изол ции водоносных пластов в бур щейс скважине |
RU1808858C (ru) * | 1990-12-19 | 1993-04-15 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | Эмульсионный состав дл обработки скважин |
RU2206704C2 (ru) * | 2001-09-10 | 2003-06-20 | Виденеев Виктор Иванович | Способ промывки скважины |
RU2258803C1 (ru) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки продуктивного пласта |
RU2270913C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Способ обработки призабойной зоны скважины |
US20110061870A1 (en) * | 2008-05-05 | 2011-03-17 | M-I L.L.C. | High density breaker fluids and methods of use thereof |
-
2012
- 2012-03-22 RU RU2012111072/03A patent/RU2495231C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1747677A1 (ru) * | 1989-04-20 | 1992-07-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изол ции водоносных пластов в бур щейс скважине |
RU1808858C (ru) * | 1990-12-19 | 1993-04-15 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | Эмульсионный состав дл обработки скважин |
RU2206704C2 (ru) * | 2001-09-10 | 2003-06-20 | Виденеев Виктор Иванович | Способ промывки скважины |
RU2258803C1 (ru) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки продуктивного пласта |
RU2270913C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Способ обработки призабойной зоны скважины |
US20110061870A1 (en) * | 2008-05-05 | 2011-03-17 | M-I L.L.C. | High density breaker fluids and methods of use thereof |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ШЕСТНЕВ Н.М. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988, с.175, 176. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2579071C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-03-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений |
RU2724709C1 (ru) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения скважинного оборудования |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
US11136865B2 (en) | Integrated construction method of fracturing and tertiary oil recovery for low-permeability reservoir | |
RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
RU2376438C1 (ru) | Способ строительства многозабойной скважины | |
RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
RU2535765C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
RU2320860C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
RU2782666C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта | |
RU2278967C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
RU2534373C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
RU2485302C1 (ru) | Способ вызова притока пластового флюида из скважины | |
RU2750806C1 (ru) | Способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта | |
RU2724709C1 (ru) | Способ извлечения скважинного оборудования | |
RU2527432C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа |