RU2575384C1 - Method of well killing and visco-elastic composition for its realisation - Google Patents
Method of well killing and visco-elastic composition for its realisation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2575384C1 RU2575384C1 RU2014154574/03A RU2014154574A RU2575384C1 RU 2575384 C1 RU2575384 C1 RU 2575384C1 RU 2014154574/03 A RU2014154574/03 A RU 2014154574/03A RU 2014154574 A RU2014154574 A RU 2014154574A RU 2575384 C1 RU2575384 C1 RU 2575384C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- wcs
- sodium
- viscoelastic
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 132
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 230000003213 activating Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 21
- -1 dioxane alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 17
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 17
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 12
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N Sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N acetic acid Substances CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminum Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims abstract description 7
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N Sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Substances OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N Ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 claims abstract description 4
- JBUKJLNBQDQXLI-UHFFFAOYSA-N Sodium perborate Chemical compound [Na+].[Na+].O[B-]1(O)OO[B-](O)(O)OO1 JBUKJLNBQDQXLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 16
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 11
- 230000000996 additive Effects 0.000 claims description 11
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 claims description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 11
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 6
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L Copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- CWSZBVAUYPTXTG-UHFFFAOYSA-N 5-[6-[[3,4-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)-5-methoxyoxan-2-yl]oxymethyl]-3,4-dihydroxy-5-[4-hydroxy-3-(2-hydroxyethoxy)-6-(hydroxymethyl)-5-methoxyoxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]oxy-6-(hydroxymethyl)-2-methyloxane-3,4-diol Chemical compound O1C(CO)C(OC)C(O)C(O)C1OCC1C(OC2C(C(O)C(OC)C(CO)O2)OCCO)C(O)C(O)C(OC2C(OC(C)C(O)C2O)CO)O1 CWSZBVAUYPTXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H Aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 2
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L Potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-O azanium;urea Chemical compound [NH4+].NC(N)=O PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- RFKZUAOAYVHBOY-UHFFFAOYSA-M copper(1+);acetate Chemical compound [Cu+].CC([O-])=O RFKZUAOAYVHBOY-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229910000366 copper(II) sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-L sodium;oxido carbonate Chemical compound [Na+].[O-]OC([O-])=O MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001879 copper Chemical class 0.000 claims 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 4
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 abstract description 4
- MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-M Sodium percarbonate Chemical compound [Na+].OOC([O-])=O MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 229940045872 sodium percarbonate Drugs 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000536 complexating Effects 0.000 abstract 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 abstract 2
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 abstract 2
- 239000004160 Ammonium persulphate Substances 0.000 abstract 1
- AQLJVWUFPCUVLO-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide - urea Chemical compound OO.NC(N)=O AQLJVWUFPCUVLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000004159 Potassium persulphate Substances 0.000 abstract 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 1
- 235000019395 ammonium persulphate Nutrition 0.000 abstract 1
- 235000019394 potassium persulphate Nutrition 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 description 14
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 8
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 6
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 230000001066 destructive Effects 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 230000001603 reducing Effects 0.000 description 4
- 229960000583 Acetic Acid Drugs 0.000 description 3
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 3
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 3
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- GRWVQDDAKZFPFI-UHFFFAOYSA-H chromium(III) sulfate Chemical compound [Cr+3].[Cr+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRWVQDDAKZFPFI-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Substances OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- 229940069002 Potassium Dichromate Drugs 0.000 description 2
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L Sodium thiosulphate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Polymers 0.000 description 2
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating Effects 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 150000004804 polysaccharides Polymers 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Substances [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000002588 toxic Effects 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- JOSWYUNQBRPBDN-UHFFFAOYSA-P Ammonium dichromate Chemical class [NH4+].[NH4+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O JOSWYUNQBRPBDN-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 1
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N Calcium nitrate Chemical class [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940093915 Gynecological Organic acids Drugs 0.000 description 1
- 210000003128 Head Anatomy 0.000 description 1
- 230000036975 Permeability coefficient Effects 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001617 alkaline earth metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical group 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 150000001845 chromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 230000004059 degradation Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion media Substances 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002075 main ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000002609 media Substances 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 1
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Inorganic materials [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 description 1
- 230000007261 regionalization Effects 0.000 description 1
- 230000000754 repressing Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 235000019812 sodium carboxymethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920001027 sodium carboxymethylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 231100000167 toxic agent Toxicity 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к способам глушения скважин при проведении работ по освоению и ремонту скважин и к рецептуре вязкоупругого состава (далее - ВУС), применяемого в этих способах.The invention relates to the field of construction of wells and oil production, in particular to methods of killing wells during work on the development and repair of wells and to the formulation of a viscoelastic composition (hereinafter - WCS) used in these methods.
При проведении текущего и капитального ремонта скважин, при проведении комплекса технологических операций по освоению скважин, необходимым мероприятием является глушение скважин, направленное на прекращение притока жидкости из пласта открытой скважины, путем создания противодавления жидкостью глушения.When carrying out routine and overhaul of wells, when carrying out a complex of technological operations for well development, the necessary measure is well killing, aimed at stopping the flow of fluid from the open hole formation by creating backpressure with the killing fluid.
Наиболее распространенной в настоящее время при неаномально высоких пластовых давлениях жидкостью глушения является раствор хлорида натрия, а также в качестве жидкости глушения используют водные растворы хлорида кальция. Использование известных водных растворов неорганических солей хлористого кальция и хлористого натрия, в качестве жидкости глушения приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважины, к резкому увеличению насыщенности пласта водой и, как следствие, снижению относительной фазовой проницаемости по нефти. Кроме того, перемешиваясь с нефтью, вода образует высоковязкие эмульсии, а смешение с пластовыми водами приводит к нарушению химического равновесия и к выпадению солей.The most common at the present time at non-abnormally high reservoir pressures, the killing fluid is a solution of sodium chloride, and also aqueous solutions of calcium chloride are used as the killing fluid. The use of well-known aqueous solutions of inorganic salts of calcium chloride and sodium chloride as a killing fluid leads to a decrease in the permeability of the rocks of the bottomhole zone of the well, to a sharp increase in the saturation of the formation with water and, as a result, to a decrease in the relative phase permeability of oil. In addition, mixing with oil, water forms highly viscous emulsions, and mixing with produced water leads to a violation of chemical equilibrium and to the loss of salts.
Исключить отрицательное влияние указанных технологических жидкостей на снижение продуктивности скважин возможно только лишь при использовании специальных составов, не проникающих в пласт в процессе проведения операций по заканчиванию и ремонту скважины иIt is possible to eliminate the negative impact of the indicated process fluids on reducing well productivity only by using special formulations that do not penetrate the formation during completion and repair operations and
легко удаляющихся из скважины после проведения операций. К таким составам относятся вязкоупругие составы.easily removed from the well after operations. Such compositions include viscoelastic compounds.
В такой функции вязкоупругие составы предназначены для временной защиты продуктивного пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства, заканчивания и освоения скважин, так и при проведении ремонтно-изоляционных работ, в том числе, в качестве жидкости глушения.In this function, viscoelastic compounds are designed to temporarily protect the reservoir from the influence of process fluids during construction, completion and development of wells, and during repair and insulation works, including as a kill fluid.
Отличительной особенностью технологии с использованием ВУС от традиционно применяемых технологий (неструктурированные жидкости, обработанные поверхностно-активными веществами) является значительно меньшие объемы жидкости, используемые для проведения данного вида операций и, как следствие, снижение негативного влияния на коллектор в связи с низкой проникающей способностью ВУС. Высокие структурные свойства вязкоупругого состава и способность принимать форму заполняемого объема дают возможность надежно блокировать перекрываемый интервал пласта и исключить как проникновение технологической жидкости в пласт, так и поступление пластового флюида из пласта, что необходимо для беспроблемного и безаварийного ведения работ.A distinctive feature of the technology using WCS from traditionally used technologies (unstructured liquids treated with surfactants) is the significantly smaller volumes of liquid used for this type of operation and, as a result, a decrease in the negative impact on the collector due to the low penetrating ability of the WCS. The high structural properties of the viscoelastic composition and the ability to take the form of a filled volume make it possible to reliably block the overlapping interval of the formation and to exclude both the penetration of the process fluid into the formation and the flow of formation fluid from the formation, which is necessary for trouble-free and trouble-free operation.
Известен способ временной изоляции интервала продуктивного пласта (Патент РФ №2190753). Способ включает создание вязкоупругого пакера путем введения в призабойную зону пласта раствора полимерного материала и сшивателя, с последующим разрушением его и освоением скважины. Известный способ позволяет восстанавливать коллекторские свойства пласта и предотвращать отказы насосного оборудования за счет разрушения вязкоупругого пакера после окончания работ.A known method of temporary isolation of the interval of the reservoir (RF Patent No. 2190753). The method includes the creation of a viscoelastic packer by introducing a polymer material solution and a crosslinker into the bottomhole formation zone, followed by its destruction and well development. The known method allows to restore the reservoir properties of the reservoir and to prevent failures of the pumping equipment due to the destruction of the viscoelastic packer after completion of work.
Однако, используемый в составе вязкоупругий пакер характеризуется длительным периодом «сшивки» при невысоких температурах («сшивка» пакера при комнатной температуре составляет более 9 часов), что не позволяет его использовать для низкотемпературных скважин.However, the viscoelastic packer used in the composition is characterized by a long period of “crosslinking” at low temperatures (the “crosslinking” of the packer at room temperature is more than 9 hours), which does not allow its use for low temperature wells.
Известен способ глушения эксплуатационной скважины (Патент РФ №2114985), включающий закачку в затрубное пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах вязкоупругого состава (ВУС), содержащего полиакриламид (ПАА), сшиватель и воду, и жидкости глушения, продавку ВУС на забой и в фильтр; и последующий) закачку жидкости глушения в насосно-компрессорные трубы (НКТ). ВУС, согласно известному способу, характеризуется высокими адгезионными свойствами, позволяющими создать надежный флюидо-удерживающий экран на период глушения скважин.There is a method of killing a production well (RF Patent No. 21114985), which includes injecting a viscoelastic composition (VAC) containing polyacrylamide (PAA), a crosslinker and water, and killing fluids into the annulus with openings at the mouth, and selling the VCS to the bottom and into the filter; and subsequent) injection of the kill fluid into tubing (tubing). VUS, according to the known method, is characterized by high adhesive properties, allowing you to create a reliable fluid-retaining screen for the period of killing wells.
Недостатком известного способа является то, что используемый вязкоупругий состав характеризуется нерегулируемыми «сроками жизни», с сохранением высоких структурно-механических свойств после проведения операции глушения, что может приводить к отказам скважинного насосного оборудования по причине его загрязнения остатками неразрушенного ВУС.The disadvantage of this method is that the viscoelastic composition used is characterized by unregulated "life", while maintaining high structural and mechanical properties after the killing operation, which can lead to downhole pumping equipment failures due to contamination with the remains of an undestroyed WCS.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ глушения скважин, эксплуатирующихся погружными насосами (Патент РФ №1816848).The closest technical solution to the proposed invention is a method of killing wells operated by submersible pumps (RF Patent No. 1816848).
Известный способ глушения заключается в закачке в затрубное пространство пробки вязкоупругого состава, затем - расчетного объема жидкости глушения при закрытой на устье задвижке с последующим удалением пробки при освоении скважины. При этом пробку ВУС продавливают до уровня выше верхних перфорационных отверстий. Удаление пробки ВУС при освоении осуществляют химическим воздействием разрушающего раствора. А в качестве вязкоупругого состава используют состав, содержащий полиакриламид, хромпик, сульфат хрома, воду и тиосульфат натрия. А химическое воздействие при разрушении пробки ВУС во время освоения скважины осуществляют путем воздействия на нее раствора, состоящего водного раствора сернокислого хрома при их соотношении: 1 м3 5%-ного раствора сернокислого хрома на 1 м3 ВУС.A known method of killing consists in pumping a viscoelastic tube into the annulus, then the estimated volume of killing fluid with a valve closed at the mouth, followed by removal of the tube during well completion. In this case, the CCC plug is pushed to a level above the upper perforations. The removal of the VUS plug during the development is carried out by the chemical action of the destructive solution. And as a viscoelastic composition, a composition containing polyacrylamide, chrompeak, chromium sulfate, water and sodium thiosulfate is used. And the chemical effect during the destruction of the VUS plug during the development of the well is carried out by exposing it to a solution consisting of an aqueous solution of chromium sulfate at a ratio of 1 m 3 of a 5% solution of chromium sulfate per 1 m 3 of VUS.
Недостатком указанного способа является то, что для приготовления используемого для его реализации ВУС используется высокотоксичное соединение - дихромат калия (хромпик), по степени воздействия на организм человека относящийся к веществам 1-го класса опасности (чрезвычайно опасные вещества). Недостатком способа является также то, что для разрушения пробки ВУС требуется значительный объем разрушающего состава, также приготовленного на основе высокотоксичных соединений хрома (3-5 объемов пробки ВУС). Кроме того, используемый в способе ВУС характеризуется значительным водоотделением («усадкой»), что снижает изолирующие и газоудерживающие свойства состава, а значит снижает эффективность спсоба.The disadvantage of this method is that for the preparation of the WCS used for its implementation, a highly toxic compound is used - potassium dichromate (chrompeak), which is related to substances of the 1st hazard class (extremely hazardous substances) by the degree of exposure to the human body. The disadvantage of this method is that for the destruction of the VUS tube, a significant amount of the destructive composition, also prepared on the basis of highly toxic chromium compounds (3-5 VUS tube volumes), is required. In addition, used in the method of WCS is characterized by significant water separation ("shrinkage"), which reduces the insulating and gas-retaining properties of the composition, and thus reduces the effectiveness of the process.
Еще одним недостатком известного способа является использование в составе ВУС полиакриламида (ПАА) в качестве полимерной основы. ПАА представляет собой карбоцепной синтетический полимер, характеризующийся высокой устойчивостью к воздействию кислотных и окислительных деструкторов. А благодаря своей неразветвленной линейной структуре ПАА способен проникать глубоко в поровое пространство пласта, практически необратимо кольматируя низкопроницаемые участки.Another disadvantage of this method is the use of polyacrylamide (PAA) as a polymer base in the composition of the WCS. PAA is a carbochain synthetic polymer characterized by high resistance to acid and oxidative destructors. And due to its unbranched linear structure, PAA is able to penetrate deep into the pore space of the formation, almost irreversibly clogging low-permeability areas.
Известен состав для вскрытия продуктивного пласта, содержащий, мас. %: оксиэтилцеллюлозу или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу 0,1-1,0, крахмал 0,05-3,0, хлорид калия, или натрия, или кальция 1,0-20,0 и воду - остальное (А.с. СССР №1724671).A known composition for opening a reservoir containing, by weight. %: hydroxyethyl cellulose or carboxymethyloxyethyl cellulose 0.1-1.0, starch 0.05-3.0, potassium chloride or sodium or calcium 1.0-20.0 and water - the rest (AS USSR No. 1724671) .
Известный состав имеет низкие значения показателя фильтрации, пониженное поверхностное натяжение на границе с породой, что позволяет использовать его для вскрытия продуктивного пласта.The known composition has low values of the filtration rate, reduced surface tension at the boundary with the rock, which allows it to be used to open the reservoir.
Существенным недостатком известного состава является его высокая проникающая способность в пласт, за счет низких значений вязкости и структурных свойств, низкая седиментационная устойчивость и газоудерживающая способность.A significant disadvantage of the known composition is its high penetration into the reservoir, due to low viscosity and structural properties, low sedimentation stability and gas retention.
Кроме того, известный состав не обладает достаточно высокой деструктурирующей способностью, что не позволяет полностью восстановить проницаемость продуктивного пласта после проведения ремонтных работ в скважине.In addition, the known composition does not have a sufficiently high destructive ability, which does not completely restore the permeability of the reservoir after repair work in the well.
Также известен вязкоупругий состав, содержащий реагент на основе полисахаридов, например, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), структурообразователь (бихроматы натрия, калия или аммония в сочетании с лигносульфонатами) деструктор (соль хлорноватой кислоты) и воду при следующем содержании ингредиентов, мас. %: КМЦ 1,0-2,5, хроматы 1,0-3,0, лигносульфонаты 0,2-0,7, соль хлорноватой кислоты 0,75-2,1 и вода - остальное (РД 39-0147035-236-89 "Инструкция по технологии глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта", М, 1988 г. с. 16-17).Also known is a viscoelastic composition containing a polysaccharide-based reagent, for example, carboxymethyl cellulose (CMC), a structure-forming agent (sodium, potassium or ammonium dichromates in combination with lignosulfonates), a destructor (perchloric acid salt) and water with the following ingredients, wt. %: CMC 1.0-2.5, chromates 1.0-3.0, lignosulfonates 0.2-0.7, salt of perchloric acid 0.75-2.1 and water - the rest (RD 39-0147035-236 -89 "Instructions for the technology of deep penetrating hydraulic fracturing", M, 1988, pp. 16-17).
Известный состав имеет высокие вязкоупругие свойства, высокую газоудерживающую способность и высокие деструктурирующие свойства.The known composition has high viscoelastic properties, high gas retention capacity and high destructive properties.
Однако этот известный состав не обеспечивает сохранение первоначальной проницаемости пласта, т.к. процесс структурообразования у известного состава (появление вязкоупругих свойств) происходит в течение длительного времени (не менее 8-10 ч), в результате чего известный состав успевает проникнуть в продуктивный пласт на большую глубину, образуя зону кольматации с низкой проницаемостью для нефти.However, this known composition does not ensure the preservation of the initial permeability of the reservoir, because the process of structure formation in a known composition (the appearance of viscoelastic properties) takes place over a long time (at least 8-10 hours), as a result of which the known composition manages to penetrate into the reservoir at a great depth, forming a zone of mudding with low permeability to oil.
Кроме того, в процессе деструкции происходит "усадка" состава с образованием хрупкого упругого осадка и отделением большого количества дисперсионной среды, характеризующейся низкой вязкостью и высокими фильтрационными свойствами. Это приводит к дополнительной кольматации продуктивного пласта.In addition, during the destruction process, the composition “shrinks” with the formation of a brittle elastic sludge and the separation of a large amount of dispersion medium, characterized by low viscosity and high filtration properties. This leads to additional mudding of the reservoir.
Вместе с этим, для приготовления известного состава необходим повышенный расход реагентов, в частности, структурообразователя и деструктора, а процесс приготовления требует значительных затрат времени.At the same time, for the preparation of a known composition, an increased consumption of reagents, in particular, a structurant and a destructor, is required, and the preparation process requires a significant investment of time.
В качестве структурообразователя в известном составе используют экологически опасные вещества, а именно: хроматы и лигносульфонаты.As a structure-forming agent in a known composition, environmentally hazardous substances are used, namely, chromates and lignosulfonates.
Наиболее близким к предлагаемому решению по технической сущности является вязкоупругий состав для заканчивания и капитального ремонта скважин (Патент РФ №2116433), содержащий реагент на основе полисахаридов, структурообразователь - сульфат алюминия или сульфат меди, гидроксид щелочного металла, деструктор - монопероксигидрат мочевины и воду. Указанный состав имеет высокие вязкоупругие свойства и высокую газоудерживающую способность.Closest to the proposed solution in technical essence is a viscoelastic composition for completion and overhaul of wells (RF Patent No. 2116433) containing a polysaccharide-based reagent, a structurant - aluminum sulfate or copper sulfate, an alkali metal hydroxide, a destructor - urea monoperoxyhydrate and water. The specified composition has high viscoelastic properties and high gas retention capacity.
Существенным недостатком указанного известного состава являются нерегулируемые сроки деструкции, за счет наличия в составе монопероксигидрата мочевины, который является высокоактивным деструктором, начинающим действовать сразу же после его введения в ВУС, в результате чего снижение вязкости происходит через 10-24 часа, в то время как процесс ремонта может занимать несколько суток.A significant drawback of this known composition is unregulated terms of destruction, due to the presence of urea monoperoxyhydrate, which is a highly active destructor that begins to act immediately after its introduction into the WC, as a result of which the viscosity decreases after 10-24 hours, while the process Repair may take several days.
Единым техническим результатом, достигаемым при осуществлении заявляемой группы изобретений, является повышение эффективности глушения скважин за счет придания используемому в способе ВУС свойства регулирования сроков деструкции в широком временном диапазоне, технологически необходимом для проведения работ, исключение отказов скважинного оборудования за счет полной деструкции ВУС со снижением вязкости до уровня воды, при одновременном сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора за счет сохранения у ВУС низкого проницающего и кольматирующего воздействия на пласт, технологически приемлемого времени структурообразования, низкой фильтрации и вязкости и высокой газоудерживающей способности.The single technical result achieved in the implementation of the claimed group of inventions is to increase the efficiency of killing wells by imparting to the method used in the TU method the ability to control the timing of the destruction in a wide time range technologically necessary for work, eliminating failure of downhole equipment due to the complete destruction of the TU with a decrease in viscosity to the water level, while preserving the reservoir properties of the reservoir due to the low permeability of the WCS and conductive bridging stimulation technologically acceptable time pattern formation, filtration and low viscosity and high gas-retaining ability.
Дополнительным техническим результатом является экологичность состава.An additional technical result is the environmental friendliness of the composition.
Указанный технический результат достигается предлагаемым Вязкоупругим составом - ВУС для глушения скважин, включающим эфир целлюлозы, гидроксид щелочного металла, комплексообразователь, внутренний деструктор и воду, при этом новым является то, что ВУС содержит в качестве комплексообразователя - растворимую соль алюминия или меди, внутреннего деструктора - капсулированный перкарбонат или перборат натрия и дополнительно утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия или хлорид кальция или нитрат натрия или реагент МНК, регулятор pH - уксусную кислоту или щавелевую кислоту или лимонную кислоту и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты, при следующем соотношении компонентов, мас. %:The specified technical result is achieved by the proposed Viscoelastic composition - WCS for killing wells, including cellulose ether, alkali metal hydroxide, a complexing agent, an internal destructor and water, while the new one is that the WCS contains as a complexing agent a soluble salt of aluminum or copper, an internal destructor - encapsulated percarbonate or sodium perborate and additionally a weighting agent - sodium chloride or potassium chloride or calcium chloride or sodium nitrate or MNC reagent, pH regulator - vinegar acid or oxalic acid or citric acid and a water-retaining water-repellent additive - ethylene glycol and / or glycerin, or higher dioxane alcohols, in the following ratio, wt. %:
В качестве эфира целлюлозы ВУС содержит гидроксиэтилцеллюлозу, или полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу.As a cellulose ether, the WCS contains hydroxyethyl cellulose, or polyanionic cellulose, or carboxymethyl cellulose.
В качестве гидроксида щелочного металла ВУС содержит гидроксид натрия или гидроксид калия.As an alkali metal hydroxide, the WCS contains sodium hydroxide or potassium hydroxide.
В качестве растворимой соли меди ВУС содержит реагент Блустоун, активной составляющей которого является сульфат меди, или уксуснокислую медь.As a soluble salt of copper, the WCS contains Bluestone reagent, the active component of which is copper sulfate, or copper acetate.
В качестве растворимой соли алюминия ВУС содержит сернокислый алюминий или щавелевокислый алюминий.As a soluble aluminum salt, the WCS contains aluminum sulfate or oxalic aluminum.
Указанный технический результат также достигается предлагаемым способом глушения скважин с использованием указанным ВУС характеризующимся тем, что осуществляют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку указанного ВУС одновременно - раздельной закачкой состава 1, содержащего 50% от общего количества эфира целлюлозы, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество от общего эфира целлюлозы, остальное количество от общего количества воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор pH, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем после проведения закачки для разрушения ВУС активирующего состава - АС, содержащего, мас. %:The specified technical result is also achieved by the proposed method of killing wells using the specified WUS characterized by the fact that they carry out the injection of a buffer of mineralized water, then the injection of the specified WUS at the same time - separate injection of composition 1 containing 50% of the total amount of cellulose ether, about 50% of the total amount of water and alkali metal hydroxide, and composition 2, containing the rest of the total cellulose ether, the rest of the total amount of water, weighting agent, complex ovatel, pH regulator, and an inner water-holding destructor hydrophobing additive and then after the injection for the destruction activating composition VSL - AU comprising wt. %:
при соотношении АС:ВУС, равном 1:3-4.with the ratio of AC: VUS equal to 1: 3-4.
Способ дополнительно предусматривает использование утяжелителя в активирующем составе в виде нитратов кальция или натрия или формиатов щелочных металлов, - до 34,0 мас. %.The method further provides for the use of a weighting agent in an activating composition in the form of calcium or sodium nitrates or alkali metal formates, up to 34.0 wt. %
Приведенный технический результат обеспечивается за счет следующего.The technical result is provided due to the following.
Благодаря тому, что перед закачкой ВУС производят закачку буфера в виде минерализованной воды, преимущественно, в объеме труб, обеспечивает полное замещение жидкостью глушения скважинного флюида и сокращение временных затрат на процесс промывки скважины.Due to the fact that prior to the injection of the HSS, the buffer is injected in the form of mineralized water, mainly in the volume of the pipes, it provides complete replacement of the well fluid with the kill fluid and reduces the time spent on flushing the well.
Благодаря закачке смеси 1, состоящей из гидроксида щелочного металла, растворенного в водном растворе эфира целлюлозы, одновременно-раздельно со смесью 2 в скважину, за счет присутствия указанного комплексообразователя в смеси 2, содержащим ионы переходных металлов, за счет резкого изменения pH системы и соответствующего перехода металла из одной валентности в другую происходит реакция «сшивки» молекул эфира целлюлозы ионами металла с формированием сплошной полимерной массы с трехмерной пространственной структурой, обуславливающей составу комплекс вязкоупругих аномалий.Due to the injection of mixture 1, consisting of an alkali metal hydroxide dissolved in an aqueous solution of cellulose ether, simultaneously and separately with mixture 2 into the well, due to the presence of this complexing agent in mixture 2 containing transition metal ions, due to a sharp change in the pH of the system and the corresponding transition metal from one valency to another, the reaction of “crosslinking” of cellulose ether molecules by metal ions occurs with the formation of a continuous polymer mass with a three-dimensional spatial structure, causing Tavua complex viscoelastic anomalies.
Введение в ВУС регулятора pH, в виде органической кислоты (уксусная кислота или щавелевая кислота или лимонная кислота), обеспечивает исходное снижение pH системы до значения не менее 3,8, что позволяет регулировать валентность сшивающего металла в независимости от типа и концентрации утяжелителя. Целенаправленное регулирование процесса изменения pH системы на стадии «сшивки» состава обеспечивает возможность получения ВУС с широким диапазоном плотности: 1,05-1,20 г/см3 без использования нерастворимых утяжелителей, вызывающих необратимую кольматацию пласта.The introduction of a pH regulator in the HCL, in the form of an organic acid (acetic acid or oxalic acid or citric acid), provides an initial decrease in the pH of the system to a value of at least 3.8, which allows you to adjust the valency of the crosslinking metal regardless of the type and concentration of weighting agent. Purposeful regulation of the process of changing the pH of the system at the stage of “crosslinking” the composition makes it possible to obtain a WCS with a wide density range: 1.05-1.20 g / cm 3 without the use of insoluble weighting agents, causing irreversible mudding of the formation.
Благодаря тому, что в качестве утяжелителей используются хлориды и нитраты щелочных и щелочноземельных металлов, характеризующиеся высокой растворимостью в воде, исключается кольматация порового пространства продуктивного пласта нерастворимыми твердыми частицами.Due to the fact that alkali and alkaline earth metal chlorides and nitrates are used as weighting agents, which are characterized by high solubility in water, clogging of the pore space of the reservoir by insoluble solid particles is excluded.
Наличие водоудерживающей гидрофобизирующей добавки в виде многоатомных спиртов (этиленгликоль и/или глицерин или высшие диоксановые спирты) обеспечивает получение ВУС с высокой водоудерживающей способностью и, как следствие, отсутствием у него «усадки» и водоотделения. Введение добавки обеспечивает также замедление процесса гелеобразования и, как следствие, более ровное образование «сшитых» связей в структуре полимера.The presence of a water-retaining water-repellent additive in the form of polyhydric alcohols (ethylene glycol and / or glycerin or higher dioxane alcohols) ensures the production of WCS with high water-holding ability and, as a result, the absence of “shrinkage” and water separation. The introduction of the additive also ensures a slowdown in the gelation process and, as a result, a more even formation of “crosslinked” bonds in the polymer structure.
Регулируемые сроки деструкции вязкоупругого состава, использующегося согласно заявляемого способа глушения, обеспечивается следующим. В ВУС на этапе приготовления вводится деструктор пролонгированного действия, находящийся в нереакционно-способном состоянии. После проведения необходимых работ производят спуск в скважину насоса на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Сверху на «голову» ВУС закачивают комплексный состав - активирующий состав, активирующий действие внутреннего деструктора в вязкоупругом составе и вызывающий практически мгновенное разрушение ВУС по всему объему с получением жидкости с вязкостью на уровне вязкости воды. Благодаря органической кислоте (лимонной или сульфаминовой кислотам) в активирующем составе, разрушаются связи, образующие ВУС, и активируется внутренний деструктор, а присутствие перекисного соединения разрушает цепочку полимеров, снижая вязкость до вязкости воды.Adjustable timing of the destruction of the viscoelastic composition used according to the proposed method of killing, is provided as follows. At the preparation stage, a prolonged-action destructor, which is in a non-reactive state, is introduced into the WCS. After carrying out the necessary work, a pump is lowered into the well on a string of tubing (tubing). From above, a complex composition is pumped onto the “head” of the WCS — an activating composition that activates the action of the internal destructor in a viscoelastic composition and causes almost instant destruction of the WCS throughout the volume to produce a liquid with a viscosity at the level of water viscosity. Thanks to the organic acid (citric or sulfamic acids) in the activating composition, the bonds forming the WCS are destroyed and the internal destructor is activated, and the presence of a peroxide compound destroys the polymer chain, reducing the viscosity to the viscosity of water.
Введение, согласно заявляемому способу, в активирующий состав дополнительно комплекса «НПАВ - деэмульгатор», способствует минимизации влияния жидкости, получаемой после разрушения ВУС, на коллекторские свойства продуктивного пласта.The introduction, according to the claimed method, in the activating composition of an additional complex of "nonionic surfactants - demulsifier", helps to minimize the influence of the liquid obtained after the destruction of the WCS on the reservoir properties of the reservoir.
Оптимально подобранный комплекс «ВУС - активирующий состав» позволяет сократить время выдержки для химического разложения «вязкоупругого» пакера до минимально возможного (2-3 часа) и предотвратить отказы скважинного оборудования, связанные с его засорением резиноподобными неразрушенными остатками ВУС за счет полной деструкции вязкоупругого состава.The optimally selected complex “VUS - activating composition” allows to reduce the exposure time for the chemical decomposition of the “viscoelastic” packer to the minimum possible (2-3 hours) and to prevent downhole equipment failures associated with its clogging with rubber-like unbroken residues of the VUS due to the complete destruction of the viscoelastic composition.
Установка в перекрываемый интервал ВУС в расчетном объеме, обеспечивает высокую эффективность глушения скважин даже с высокопроницаемыми коллекторами и высоким газовым фактором, за счет высоких прочностных и газоудерживащих свойств ВУС и оптимального объема «вязкоупругого» пакера.Installation in the overlapping interval of hydraulic slurry in the calculated volume ensures high efficiency of well plugging even with highly permeable reservoirs and a high gas factor, due to the high strength and gas-holding properties of the hydraulic slurry and the optimal volume of a viscoelastic packer.
При реализации предлагаемого способа осуществлялись операции в следующей последовательности.When implementing the proposed method, operations were carried out in the following sequence.
Расчет требуемого объема ВУС осуществляется следующим образом. При глушении фонтанных скважин с высокопроницаемыми коллекторами, а также с высоким газовым фактором (более 200 м3/м3) ВУС готовится в объеме, необходимом для заполнения скважинного пространства высотой 150 м + интервал перфорации (открытый ствол); при глушении фонтанных скважин с низкопроницаемыми коллекторами, а также с небольшим газовым фактором (менее 200 м3/м3) ВУС готовится в объеме, необходимом для заполнения скважинного пространства высотой 100 м + интервал перфорации (открытый ствол); при глушении скважин, оборудованных подземными насосами, ВУС готовится в объеме, необходимом для заполнения скважинного пространства высотой 100 м.The calculation of the required volume of WCS is as follows. When killing fountain wells with highly permeable reservoirs, as well as with a high gas factor (more than 200 m 3 / m 3 ), the WUS is prepared in the volume necessary to fill the borehole space with a height of 150 m + perforation interval (open hole); when killing fountain wells with low-permeability reservoirs, as well as with a small gas factor (less than 200 m 3 / m 3 ), the WUS is prepared in the amount necessary to fill the borehole with a height of 100 m + perforation interval (open hole); when killing wells equipped with underground pumps, the slab is prepared in the amount necessary to fill the borehole space 100 m high.
Приготовление на скважине ВУС используемом в заявляемом способе глушения скважин осуществляют с использованием цементировочных агрегатов АНЦ-320 в количестве 2 единицы следующим образом. В емкость первого цементировочного агрегата набирают воду (50% от расчетного количества) и последовательно по циркуляции растворяют эфир целлюлозы (50% от расчетного количества) и гидроксид щелочного металла (образуется смесь 1). В емкости второго цементировочного агрегата в воде (остальное от расчетного количества) растворяют расчетное количество утяжелителя, оставшееся количество эфира целлюлозы, комплексообразователь, водоудерживающую добавку, регулятор pH и внутренний деструктор (образуется смесь 2).The preparation at the well of the WCS used in the claimed method of killing wells is carried out using cementing units ANTs-320 in an amount of 2 units as follows. Water (50% of the calculated amount) is collected in the capacity of the first cementing unit and cellulose ether (50% of the calculated amount) and alkali metal hydroxide are dissolved sequentially by circulation (mixture 1 is formed). In the capacity of the second cementing unit in water (the rest of the calculated amount), the calculated amount of weighting agent, the remaining amount of cellulose ether, the complexing agent, the water-retaining additive, the pH regulator and the internal destructor are dissolved (mixture 2 is formed).
Агрегаты обвязывают через тройник с нагнетательной линией. Насосы агрегатов должны иметь втулки одинакового диаметра для одинаковой подачи составов через тройник в соотношении 1:1. В зимних условиях предусматривается использование передвижная парогенерирующая установка (ППУ) для подогрева пресной воды.Units are tied through a tee with a discharge line. Unit pumps must have bushings of the same diameter for the same supply of compositions through a tee in a ratio of 1: 1. In winter conditions, it is planned to use a mobile steam generating unit (PPU) for heating fresh water.
После окончания операции глушения, с целью деструкции вязкоупругого состава в заявляемом способе используется активирующий состав, содержащий органическую кислоту, перекисное соединение, ПАВ, деэмульгатор, воду и, при необходимости, утяжелитель.After the operation of killing, in order to destroy the viscoelastic composition in the present method, an activating composition containing an organic acid, a peroxide compound, a surfactant, a demulsifier, water and, if necessary, a weighting agent is used.
При этом в качестве органической кислоты используются лимонная или сульфаминовая кислоты, в качестве перекисного соединения используют, преимущественно, персульфаты калия, аммония, пероксигидрат мочевины. В качестве НПАВ - соединение, снижающее поверхностное натяжение на границе «жидкость-нефть», в частности, неонол АФ9-12, Синоксол марки В, Реверсмол марки В, в качестве деэмульгатора используют промышленно выпускаемые деэмульгаторы для разрушения природных водонефтяных эмульсий, например, Диссолван 4411, СНПХ-4802. В качестве утяжелителя можно использовать нитраты кальция, натрия, формиаты щелочных металлов.In this case, citric or sulfamic acids are used as an organic acid, mainly potassium, ammonium persulfates, urea peroxyhydrate are used as the peroxide compound. As nonionic surfactants - a compound that reduces surface tension at the liquid-oil interface, in particular, neonol AF 9-12 , Sinoxol brand B, Reversmol brand B, industrial demulsifiers are used as a demulsifier for breaking natural water-oil emulsions, for example, Dissolvan 4411, SNPCH-4802. As a weighting agent, you can use calcium nitrates, sodium, alkali metal formates.
Вязкоупругий состав и активирующий состав, используемые в заявляемом способе, были испытаны в лабораторных условиях. Для их получения были использованы следующие вещества:The viscoelastic composition and activating composition used in the present method were tested in laboratory conditions. To obtain them, the following substances were used:
Вязкоупругий состав:Viscoelastic composition:
Эфир целлюлозы:Cellulose ether:
Гидроксиэтилцеллюлоза:Hydroxyethyl cellulose:
- Реоцел марки В, ТУ 2231-012-40912231-2003;- Reocel brand V, TU 2231-012-40912231-2003;
- Cellosize НЕС QP 100 МН по импорту;- Cellosize HEC QP 100 MN for import;
- Tylose ЕНН по импорту;- Tylose UNN for import;
- Целстракт марки А, ТУ 2231-008-38892610-2012;- Brand A cellulose, TU 2231-008-38892610-2012;
Полианионная целлюлозаPolyanionic cellulose
- Полианионная целлюлоза техническая высоковязкая, ТУ 2231-010-50277563-2003;- High viscosity polyanionic cellulose, TU 2231-010-50277563-2003;
Карбоксиметицеллюлоза:Carboxymethyl cellulose:
- Натрий-карбоксиметилцеллюлоза техническая, ТУ 2231-002-50277563-2000;- Technical sodium carboxymethyl cellulose, TU 2231-002-50277563-2000;
Комплексообразователь:Complexing agent:
- Реагент-комплексообразователь БЛУСТОУН (активное вещество - сульфат меди), ТУ 2141-007-38892610-2012;- Reagent complexing agent BLOSTOUN (active substance - copper sulfate), TU 2141-007-38892610-2012;
- Медь уксуснокислая, 1-водная, ГОСТ 5852-79;- Acetic copper, 1-water, GOST 5852-79;
- Алюминий сернокислый, 18-водный, ГОСТ 3758-75;- Aluminum sulfate, 18-water, GOST 3758-75;
- Алюминий щавелевокислый, водный, ТУ 6-09-09-688-76;- Oxalate aluminum, aqueous, TU 6-09-09-688-76;
Прототип и аналог:Prototype and analog:
- Полиакриламид марки Праестол 2530, ТУ 2216-001-40910172-98;- Polyacrylamide brand Praestol 2530, TU 2216-001-40910172-98;
- Калия бихромат технический, ГОСТ 2652-78;- Potassium dichromate technical, GOST 2652-78;
- Хром сернокислый, 6-водный, ГОСТ 4472-78;- Chromium sulfate, 6-water, GOST 4472-78;
- Натрий серноватистокислый {тиосульфат натрия), ГОСТ 27068-86- Sodium sulfate (sodium thiosulfate), GOST 27068-86
Гидроокись щелочного металлаAlkali metal hydroxide
- Натрия гидроокись, ГОСТ 4328-77;- Sodium hydroxide, GOST 4328-77;
- Калия гидроокись, ГОСТ 24363-80;- Potassium hydroxide, GOST 24363-80;
Утяжелитель:Weighting:
- Натрий хлористый, ГОСТ 4233-77;- Sodium chloride, GOST 4233-77;
- Калий хлористый, ГОСТ 4568-95;- Potassium chloride, GOST 4568-95;
- Кальций хлористый, ГОСТ 450-77;- Calcium chloride, GOST 450-77;
- Натрий азотнокислый, ГОСТ 4168-79;- Sodium nitrate, GOST 4168-79;
- Солевой состав МНК (активное начало - соли кальция и магния), ТУ 2143-046-38892610-2013;- The salt composition of MNCs (the active principle is calcium and magnesium salts), TU 2143-046-38892610-2013;
Регулятор pHPH regulator
- Уксусная кислота, ГОСТ 19814-74;- Acetic acid, GOST 19814-74;
- Лимонная кислота, ГОСТ 908-2004;- Citric acid, GOST 908-2004;
- Щавелевая кислота, ГОСТ 22180-76;- Oxalic acid, GOST 22180-76;
Внутренний деструкторInternal destructor
- Натрия перкарбонат технический капсулированный, ТУ 2144-002-24345844-2004;- Technical encapsulated sodium percarbonate, TU 2144-002-24345844-2004;
- Перборат натрия гранулированный, ТУ 6-04-02096651-01-5-89;- Sodium perborate granular, TU 6-04-02096651-01-5-89;
- Монопероксигидрат мочевины, ТУ 2123-040-05807977-97;- Urea monoperoxyhydrate, TU 2123-040-05807977-97;
Водоудерживаюшая гидрофобизирующая добавкаWater-retaining water-repellent additive
- Этиленгликоль, ГОСТ 19710-83;- Ethylene glycol, GOST 19710-83;
- Глицерин, ГОСТ 6824-96;- Glycerin, GOST 6824-96;
- Флотореагент-оксаль, ТУ 2452-029-05766801-94;- Flotoreagent-oxal, TU 2452-029-05766801-94;
Активирующий материал:Activating material:
Органические кислоты:Organic acids:
- Лимонная кислота, ГОСТ 908-2004- Citric acid, GOST 908-2004
- Сульфаминовая кислота техническая, ТУ 2121-278-00204197-2001;- Technical sulfamic acid, TU 2121-278-00204197-2001;
Перекисное соединение:Peroxide Compound:
- Калий надсернокислый, ГОСТ 4146-74;- Potassium sulfate, GOST 4146-74;
- Аммоний надсернокислый, ГОСТ 20478-75;- Ammonium sulfate, GOST 20478-75;
- Пероксигидрат мочевины - Реагент ДЕСТРОЙТ, ТУ 2382-037-38892610-2013- Urea peroxyhydrate - Reagent DESTROYT, TU 2382-037-38892610-2013
Неионогенный ПАВ:Nonionic surfactant:
- неонол АФ9-12, ТУ 2483-077-05766801-98- neonol AF9-12, TU 2483-077-05766801-98
- Синоксол марки В, ТУ 2458-082-40912231-2012- Sinoxol brand B, TU 2458-082-40912231-2012
- Реверсмол марки В, ТУ 2458-0102-38892610-2012- Reverse brand V, TU 2458-0102-38892610-2012
УтяжелительWeighting compound
Формиаты щелочных металловAlkali metal formates
- Натрий муравьинокислый, ТУ 6-09-1466-86;- Sodium formic acid, TU 6-09-1466-86;
- Калий муравьинокислый, 96%-ный, по импорту;- Potassium formate, 96%, by import;
Нитраты калия и натрия:Potassium and sodium nitrates:
- нитрат натрия ГОСТ 4142-48- sodium nitrate GOST 4142-48
- нитрат калия ГОСТ 4197-74- potassium nitrate GOST 4197-74
Деэмульгаторы:Demulsifiers:
- Диссолван 4411, по импорту.- Dissolvan 4411, for import.
- СНПХ 4802, ОАО «НИИнефтепромхим».- SNPKh 4802, OJSC NIIneftepromkhim.
Сущность предлагаемых изобретений поясняется следующими примерами.The essence of the invention is illustrated by the following examples.
Заявляемый вязкоупругий состав готовят следующим образомThe inventive viscoelastic composition is prepared as follows
В первый стакан наливали 100 см3 технической воды, при перемешивании растворяли 1 г Реоцел марки В, после перемешивания в течение 1 часа добавляли 0,92 г гидроксида натрия. Во второй стакан наливали 82,56 см3 технической воды, при перемешивании растворяли 38 г кальция хлористого, после полного растворения последовательно добавляли 1 г Реоцел марки В, 0,46 г реагента БЛУСТОУН виде 20%-ного раствора, 10 г флотореагент-оксаль, 0,24 г капсулированного перкарбоната натрия, 0,4 г лимонной кислоты. Далее в содержимое первого стакана при перемешивании вводили содержимое второго стакана, после интенсивного перемешивания в течение 20 секунд и выдерживания на время структурообразования в течение 1,5 часов получили состав следующего содержания, мас. %: эфир целлюлозы - 0,8, комплексообразователь - 0,2, гидроксид щелочного металла - 0,4, утяжелитель - 16,2, водоудерживающая добавка - 4,3, внутренний деструктор - 0,1, регулятор pH - 0,2, вода - 77,8.100 cm 3 of industrial water was poured into the first glass, 1 g of Reocel B grade was dissolved with stirring, after stirring for 1 hour 0.92 g of sodium hydroxide was added. 82.56 cm 3 of industrial water was poured into the second glass, 38 g of calcium chloride was dissolved with stirring, after complete dissolution 1 g of Reocel brand B was added sequentially, 0.46 g of BLUSTONE reagent in the form of a 20% solution, 10 g of flotation reagent-oxal, 0.24 g of encapsulated sodium percarbonate, 0.4 g of citric acid. Then, the contents of the second glass were introduced into the contents of the first glass with stirring, after vigorous stirring for 20 seconds and holding for a period of structure formation for 1.5 hours, the composition was as follows. %: cellulose ether - 0.8, complexing agent - 0.2, alkali metal hydroxide - 0.4, weighting agent - 16.2, water-retaining additive - 4.3, internal destructor - 0.1, pH regulator - 0.2, water - 77.8.
Активирующий состав, использующийся в заявляемом способе, готовили следующим образом. В 38,74 см3 воды последовательно растворяли 15 г солевого состава МНК, 5 г лимонной кислоты, 5 г реагента ДЕСТРОЙТ, 0,01 г Реверсмол марки В, 0,1 г Диссолван 4411. После полного растворения получили активирующий состав со следующей концентрацией компонентов, мас. %: органическая кислота-лимонная кислота - 7,8, перекисное соединение-ДЕСТРОЙТ - 7,8, утяжелитель - солевой состав МНК - 23,48, НПАВ-Реверсмол марки В - 0,02, деэмульгатор-Диссолван 4411 - 0,2, вода - 60,7. Получили массовое соотношение «активирующий состав : вязкоупругий состав» - 1:4 соответственно. Но можно использовать и другое массовое соотношение, например, как 1:(3-4). Использование «активирующий состав : вязкоупругий состав» в другом соотношении несет за собой следующие недостатки, например, массовое соотношение 1:2 - экономически нецелесообразно, а при соотношении 1:5 - увеличивается время химического разложения ВУС.The activating composition used in the present method was prepared as follows. 15 g of the salt composition of MNCs, 5 g of citric acid, 5 g of DESTROYT reagent, 0.01 g of Reversmol grade B, 0.1 g of Dissolvan 4411 were successively dissolved in 38.74 cm 3 of water. After complete dissolution, an activating composition was obtained with the following concentration of components wt. %: organic acid-citric acid - 7.8, peroxide compound-DESTROYT - 7.8, weighting agent - salt composition of MNCs - 23.48, nonionic surfactants-Reversmol grade B - 0.02, demulsifier-Dissolvan 4411 - 0.2, water - 60.7. Got a mass ratio of "activating composition: viscoelastic composition" - 1: 4, respectively. But you can use another mass ratio, for example, as 1: (3-4). The use of “activating composition: viscoelastic composition” in a different ratio carries the following disadvantages, for example, a mass ratio of 1: 2 is not economically feasible, and with a ratio of 1: 5, the time of chemical decomposition of HCS increases.
Таким же образом готовили предлагаемый вязкоупругий состав и активирующий состав с другим компонентным содержанием.In the same way, the proposed viscoelastic composition and activating composition with a different component content were prepared.
В процессе лабораторных исследований устанавливали следующие свойства составов согласно предлагаемому и известному по прототипу и аналогу изобретениям:In the process of laboratory research, the following properties of the compositions were established according to the proposed and known invention according to the prototype and analogue:
- плотность, г/см3;- density, g / cm 3 ;
- прочность на сдвиг, Па;- shear strength, Pa;
- водоотделение, см3;- water separation, cm 3 ;
- показатель фильтрации, см3,- rate of filtration, cm 3 ,
- время полной деструкции вязкоупругого состава, мин;- time of complete destruction of the viscoelastic composition, min;
- динамическая вязкость вязкоупругого состава после разрушения, сПз;- dynamic viscosity of the viscoelastic composition after fracture, cPz;
- глубинный показатель коррозии активирующего состава, мм/год;- depth indicator of corrosion of the activating composition, mm / year;
- поверхностное натяжение вязкоупругого состава после разрушения на границе с керосином, мН/м;- surface tension of the viscoelastic composition after fracture at the border with kerosene, mN / m;
- динамическая вязкость смеси «вязкоупругий состав после разрушения - нефть», сПз.- dynamic viscosity of the mixture "viscoelastic composition after fracture - oil", SPZ.
Содержание компонентов в вязкоупругом составе представлено в таблице 1, в активирующем материале - в таблице 2.The content of components in the viscoelastic composition is presented in table 1, in the activating material in table 2.
Данные о свойствах этих составов, полученные в ходе исследований, приведены в таблицах 3-5.Data on the properties of these compounds obtained in the course of research are shown in tables 3-5.
Прочность на сдвиг вязкоупругих составов через 1,5 часа (среднее время структурообразования ВУС) и через 24 часа после приготовления определяли согласно стандарту ISO 10414-1:2001, с помощью трубки широметра.The shear strength of viscoelastic compositions after 1.5 hours (average time of structure formation of WCS) and 24 hours after preparation was determined according to the standard ISO 10414-1: 2001, using a chirometer tube.
Водоотделение вязкоупругих составов через 1,5 часа (среднее время структурообразования ВУС) и через 24 часа после приготовления определяли по следующей методике. Сформированный вязкоупругий состав, приготовленный в объеме 100 см3, переносят на сито с размером ячеек 1 мм. Отфильтровавшуюся через сито жидкость количественно переносят в цилиндр и замеряют величину водоотделения в см3.The water separation of viscoelastic compositions after 1.5 hours (average time of structure formation of WCS) and 24 hours after preparation was determined by the following method. Formed viscoelastic composition prepared in a volume of 100 cm 3 is transferred to a sieve with a mesh size of 1 mm The liquid filtered through a sieve is quantitatively transferred to a cylinder and the water separation value is measured in cm 3 .
Показатель фильтрации (Пф, см3 при перепаде давления 1,5 МПа) через керамический пористый фильтр с диаметром пор 190 микрон (проницаемость 75 Дарси) замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI.The filtration rate (P f , cm 3 at a pressure drop of 1.5 MPa) through a ceramic porous filter with a pore diameter of 190 microns (permeability 75 Darcy) was measured on an OFI dynamic filter press.
Время полной деструкции ВУС определяли по времени от начала контакта активирующего состава с вязкоупругим составом до момента исчезновения остатка ВУС при фильтрации на сите с размером ячеек 1 мм.The time of complete degradation of the WCS was determined by the time from the beginning of the contact of the activating composition with the viscoelastic composition until the disappearance of the residue of the WCS during filtration on a sieve with a mesh size of 1 mm.
Динамическую вязкость вязкоупругого состава после разрушения и смеси «вязкоупругий состав после разрушения - нефть» определяли на вискозиметре Брукфильда при скорости вращения шпинделя 100 об/мин. Смесь «вязкоупругий состав после разрушения - нефть» готовили путем добавления 100 см3 жидкости, образующейся после разрушения ВУС, к 100 см3 нефти (нефть Павловского месторождения) и перемешивания на лабораторной мешалке при скорости 600 об/мин в течение 30 минут.The dynamic viscosity of the viscoelastic composition after fracture and the mixture “viscoelastic composition after fracture - oil” were determined on a Brookfield viscometer at a spindle speed of 100 rpm. A mixture of “viscoelastic composition after destruction — oil” was prepared by adding 100 cm 3 of the liquid generated after the destruction of the WCS to 100 cm 3 of oil (oil from the Pavlovsk field) and mixing on a laboratory mixer at a speed of 600 rpm for 30 minutes.
Глубинный показатель коррозии активирующего состава определяли по скорости коррозии стальных пластинок марки СТ 3 при выдержке пластинок в среде активирующих составов в течение 24 часов согласно ГОСТ Р 9.905-2007.The depth indicator of the corrosion of the activating composition was determined by the corrosion rate of steel plates of the CT 3 brand when the plates were aged in the medium of activating compositions for 24 hours according to GOST R 9.905-2007.
Влияние вязкоупругого состава с регулируемыми сроками деструкции по предлагаемому изобретению и известных составов на восстановление проницаемости керновых моделей изучали по следующей методике. На установке AFS-300 определяли коэффициент проницаемости Кпр1 по керосину для составной модели пласта (СМП) в направлении «пласт-скважина» с регистрацией расхода и давления. Осуществляли установку ВУС на торец СМП с выдержкой ВУС на время структурообразования при ΔР = 0 атм в течение от 1,5 часов. Далее моделировали репрессию на пласт, создаваемую при глушении скважины, путем повышения давления со стороны входного для ВУСа торца модели на 1,5 МПа. Модель пласта с ВУС выдерживали при постоянном перепаде давления ΔР = 1,5 МПа до установления динамического равновесия, но не менее 6 часов. В течении всей выдержки производилась регистрация объема вытесненного из модели керосина. Оценка проникающей способности рецептур составов производилась по отношению объема вытесненного керосина к объему пор модели.The effect of a viscoelastic composition with adjustable destruction times according to the invention and known compositions on the restoration of core model permeability was studied by the following method. At the AFS-300 installation, the kerosene permeability coefficient K pr1 was determined for a composite reservoir model (NSR) in the reservoir-well direction with flow and pressure registration. The WCS was installed on the end of the NSR with the exposure of the WCS for the time of structure formation at ΔР = 0 atm for 1.5 hours. Next, repression was simulated on the formation created by killing the well by increasing the pressure from the inlet side of the model for the VUS by 1.5 MPa. The reservoir model with WCS was maintained at a constant pressure drop ΔР = 1.5 MPa until dynamic equilibrium was established, but not less than 6 hours. Throughout the entire exposure, the volume of kerosene displaced from the model was recorded. The penetration of formulations of the formulations was evaluated by the ratio of the volume of extruded kerosene to the pore volume of the model.
Для определения водоизолирующей способности состава на модель пласта с ВУС производилось задавливание пластовой воды в течение 1 часа при перепаде давления ΔР = 1,5 МПа. При определении водоизолирующей способности ВУС велась регистрация вышедшего объема керосина и воды.To determine the water-insulating ability of the composition on the model of the reservoir with WCS, the formation water was crushed for 1 hour at a pressure drop ΔP = 1.5 MPa. When determining the water-insulating ability of the WCS, the released volume of kerosene and water was recorded.
После этого на торец модели со стороны установки ВУС производили фильтрацию активирующего состава прямой закачкой (без циркуляции) при расходе 0,1 см3/мин. Производилась непрерывная регистрация давления. После появления на выходе керосина фильтрация активирующего состава продолжалась до выхода керосина в количестве половины порового объема модели. Далее закачка деструктора прекращалась, и модель оставлялась на реакцию в течение 3-х часов с поддержанием текущего давления на протяжении всего времени выдержки. После окончания реакции повторно определяли Кпр2 по керосину в направлении «пласт-скважина». На основании результатов исследований рассчитывали коэффициент восстановления по модели - отношение Кпр2/Кпр1. В исследовании использовались керны бобриковских отложений проницаемостью 800 мДарси.After that, on the end face of the model from the VUS installation, the activating composition was filtered by direct injection (without circulation) at a flow rate of 0.1 cm 3 / min. The pressure was continuously recorded. After the appearance of kerosene at the exit, the filtering of the activating composition continued until the exit of kerosene in the amount of half the pore volume of the model. Next, the injection of the destructor stopped, and the model was left to react for 3 hours, maintaining the current pressure throughout the entire exposure time. After the completion of the reaction, K pr2 was re-determined by kerosene in the “formation-well” direction. Based on the research results, the recovery coefficient was calculated according to the model — the ratio K pr2 / K pr1 . The study used cores of Bobrikov deposits with a permeability of 800 mDarsi.
Данные по показателям свойств вязкоупругих составов (таблица 3) свидетельствуют, что предлагаемый ВУС характеризуется высокими структурными свойствами, позволяющими создать надежный блокирующий экран в перекрываемом интервале на этапе глушения скважин. В отличие от известного состава, предлагаемый ВУС набирает конечную прочность в течение достаточно короткого времени - 1,5 часа, что сокращает временные затраты на выдержку состава для структурообразования. Отсутствие водоотделения у предлагаемого ВУС свидетельствует о том, что состав не подвергается «усадке» и сохраняет высокие адгезионные свойства со стенкой скважины, необходимые для обеспечения необходимой газо- и флюидо-блокирующей способности.The data on the properties of viscoelastic compositions (table 3) indicate that the proposed WCS is characterized by high structural properties, which allow to create a reliable blocking screen in the overlapping interval at the stage of killing wells. In contrast to the known composition, the proposed WCS gains final strength in a fairly short time - 1.5 hours, which reduces the time required to maintain the composition for structure formation. The lack of water separation in the proposed WCS indicates that the composition does not undergo "shrinkage" and maintains high adhesive properties with the well wall, which are necessary to provide the necessary gas and fluid blocking ability.
Данные по показателям разрушения вязкоупругих составов свидетельствуют (таблица 4), что использование предлагаемого активирующего состава позволяет полностью деструктурировать ВУС в минимально короткие сроки (120-180 минут) с получением низковязкой жидкости, характеризующейся низким поверхностным натяжением и высокими деэмульгирующими свойствами, что способствует минимизации негативного воздействия процесса глушения на коллекторские свойства пласта. Исключение из рецептуры активирующего состава одного из основных ингредиентов: перекисного соединения или органической кислоты, приводит к резкому снижению скорости деструкции вязкоупругого состава, что повлечет за собой увеличение временных затрат на время реакции химического разложения «мягкого пакера» (ВУС).The data on the fracture indices of viscoelastic compositions indicate (table 4) that the use of the proposed activating composition allows the WCS to be completely degraded in a very short time (120-180 minutes) to obtain a low-viscosity fluid characterized by low surface tension and high demulsifying properties, which helps to minimize the negative impact the process of killing on reservoir reservoir properties. The exclusion from the formulation of the activating composition of one of the main ingredients: peroxide compound or organic acid, leads to a sharp decrease in the rate of destruction of the viscoelastic composition, which will entail an increase in the time required for the chemical decomposition of the “soft packer” (WCS).
Данные по коэффициентам восстановления проницаемости после использования вязкоупругих составов (таблица 5) подтверждают практически полное восстановление фильтрационно-емкостных свойств коллектора при использовании предлагаемого ВУС.Data on the recovery coefficients of permeability after using viscoelastic compositions (table 5) confirm the almost complete restoration of the reservoir properties of the reservoir when using the proposed WCS.
Исследования показали, что предлагаемый вязкоупругий состав, используемый в заявляемом способе, имеет следующие преимущества перед прототипом:Studies have shown that the proposed viscoelastic composition used in the inventive method has the following advantages over the prototype:
- возможность формирования в стволе скважине высокопрочного блокирующего состава на этапе глушения скважин: прочность на сдвиг предлагаемого состава в 1,8 раз выше по сравнению с прототипом;- the possibility of forming in the wellbore a high-strength blocking composition at the stage of killing wells: the shear strength of the proposed composition is 1.8 times higher compared to the prototype;
- возможность использования состава для глушения скважин в различных геолого-технических условиях: в отличие от прототипа возможно получение вязкоупругого состава с широким диапазоном плотности - 1,05-1,20 г/см3;- the ability to use the composition for killing wells in various geological and technical conditions: in contrast to the prototype, it is possible to obtain a viscoelastic composition with a wide density range of 1.05-1.20 g / cm 3 ;
- улучшение показателей разрушения вязкоупругого состава: сокращение времени полной деструкции по сравнению с прототипом в 32 раза;- improvement in the fracture indices of the viscoelastic composition: a 32-fold reduction in the time of complete destruction compared to the prototype;
- исключение процесса коррозии оборудования: глубинный показатель коррозии активирующего материала, согласно предлагаемому изобретению, меньше по сравнению с прототипом более, чем в 8 раз;- the exception of the process of corrosion of equipment: the depth index of corrosion of the activating material, according to the invention, is less than 8 times less than the prototype;
- коэффициент восстановления проницаемости керновой модели высокопроницаемого терригенного коллектора после воздействия вязкоупругим составом в 21 раз выше по сравнению с прототипом.- the recovery coefficient of the permeability of the core model of a highly permeable terrigenous reservoir after exposure to a viscoelastic composition is 21 times higher compared to the prototype.
Указанные технические преимущества предлагаемого способа глушения скважин с использованием вязкоупругого состава при использовании в промысловых условиях позволят:These technical advantages of the proposed method of killing wells using a viscoelastic composition when used in field conditions will allow:
- повысить эффективность глушения скважин за счет предупреждения газо- и флиюдопроявления, а также поглощения состава в процессе глушения для высокопроницаемых скважин, для скважин с высоким газовым фактором;- to increase the efficiency of killing wells by preventing gas and fluid manifestations, as well as absorption of the composition during killing for highly permeable wells, for wells with a high gas factor;
- сократить затраты времени на операцию глушения и вывода скважины на режим за счет ускорения времени структурообразования, сокращения времени деструкции вязкоупругого состава после окончания операции по глушению скважин;- reduce the time spent on the operation of killing and putting the well into operation by accelerating the time of structure formation, reducing the time of destruction of the viscoelastic composition after the completion of the operation to kill the wells;
- предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов за счет исключения проникновения состава в глубь пласта, полной деструкции состава после окончания глушения, исключения образования в пласте высоковязких эмульсий и осадков при взаимодействии с пластовыми флюидами;- to prevent the deterioration of the reservoir properties of productive formations by eliminating the penetration of the composition deep into the reservoir, complete destruction of the composition after killing, eliminating the formation of highly viscous emulsions and sediments in the formation when interacting with reservoir fluids;
- предупредить осложнения, связанные с отказами скважинного оборудования за счет попадания в него неразрушенных структурированных остатков вязкоупругого состава, а также исключения процессов коррозии;- to prevent complications associated with downhole equipment failures due to the ingress of intact structured residues of viscoelastic composition into it, as well as the exclusion of corrosion processes;
- предупредить отрицательное влияние на окружающую среду за счет исключения из состава высокотоксичных хромсодержащих соединений.- to prevent a negative impact on the environment by eliminating highly toxic chromium-containing compounds from the composition.
Claims (7)
при соотношении АС:ВУС, равном 1:3-4.6. The method of killing wells using WCS according to claim 1, characterized in that the mineralized water buffer is injected, then the specified WCS is injected simultaneously and separately by injection of composition 1 containing 50% of the total amount of cellulose ether, about 50% of the total amount of water and an alkali metal hydroxide, and composition 2, containing the rest of the total amount of cellulose ether, the rest of the total amount of water, weighting agent, complexing agent, pH adjuster, internal destructor and water retention hydrophobizing additive, and then after injection to destroy the WCS of the activating composition - AS containing, by weight. %:
with the ratio of AC: VUS equal to 1: 3-4.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2575384C1 true RU2575384C1 (en) | 2016-02-20 |
Family
ID=
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724725C1 (en) * | 2019-10-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for neutralization of hydrochloric acid residues after treatment of bottomhole formation zone |
| RU2792390C1 (en) * | 2022-05-06 | 2023-03-21 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Composition based on a crosslink polymer system for limiting water inflow in production wells and leveling the injectivity profile in injection wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4630679A (en) * | 1985-03-27 | 1986-12-23 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for treatment and/or workover of injection wells |
| SU1724671A1 (en) * | 1989-05-11 | 1992-04-07 | Производственное Геологическое Объединение По Разведке Нефти И Газа "Полтавнефтегазгеология" | Compound for opening up productive seams |
| RU2114985C1 (en) * | 1998-02-11 | 1998-07-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи (НП ИСИПН) | Method for killing of producing well |
| RU2116433C1 (en) * | 1996-09-27 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells |
| RU2190753C1 (en) * | 2001-06-21 | 2002-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Process of temporary insulation of interval of active pool |
| RU2413839C2 (en) * | 2007-06-28 | 2011-03-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Intraformation acid thinner for vicous elastic surface active fluids in salt water |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4630679A (en) * | 1985-03-27 | 1986-12-23 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for treatment and/or workover of injection wells |
| SU1724671A1 (en) * | 1989-05-11 | 1992-04-07 | Производственное Геологическое Объединение По Разведке Нефти И Газа "Полтавнефтегазгеология" | Compound for opening up productive seams |
| RU2116433C1 (en) * | 1996-09-27 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells |
| RU2114985C1 (en) * | 1998-02-11 | 1998-07-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи (НП ИСИПН) | Method for killing of producing well |
| RU2190753C1 (en) * | 2001-06-21 | 2002-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Process of temporary insulation of interval of active pool |
| RU2413839C2 (en) * | 2007-06-28 | 2011-03-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Intraformation acid thinner for vicous elastic surface active fluids in salt water |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724725C1 (en) * | 2019-10-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for neutralization of hydrochloric acid residues after treatment of bottomhole formation zone |
| RU2792390C1 (en) * | 2022-05-06 | 2023-03-21 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Composition based on a crosslink polymer system for limiting water inflow in production wells and leveling the injectivity profile in injection wells |
| RU2812302C1 (en) * | 2022-07-27 | 2024-01-29 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Viscoelastic composition for well killing |
| RU2805696C1 (en) * | 2023-05-11 | 2023-10-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing hydrophilicity of carbonate reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9982520B2 (en) | Oil recovery method | |
| EA006086B1 (en) | Method for completing injection wells | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| GB2442002A (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| CA2908906A1 (en) | Method for hydraulic fracking of an underground formation | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2184221C1 (en) | Method of complex action on face zone of well | |
| RU2616632C1 (en) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions | |
| RU2575384C1 (en) | Method of well killing and visco-elastic composition for its realisation | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2475622C1 (en) | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells | |
| RU2665494C2 (en) | Method for shut off of watered intervals of productive formations in horizontal wells at fields with low-permeable reservoirs | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2618543C1 (en) | Method for reducing watering of oil extracting wells | |
| RU2788935C1 (en) | Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2744325C1 (en) | Method for impact on bedding with inhomogeneous collectors | |
| RU2754552C1 (en) | Production well killing method (options) | |
| RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 | |
| CN113429952B (en) | Alkaline blocking remover, preparation method thereof and alkaline blocking removing method for near-oil well zone | |
| RU2733561C2 (en) | Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working |