RU2626097C1 - Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells - Google Patents
Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2626097C1 RU2626097C1 RU2016114549A RU2016114549A RU2626097C1 RU 2626097 C1 RU2626097 C1 RU 2626097C1 RU 2016114549 A RU2016114549 A RU 2016114549A RU 2016114549 A RU2016114549 A RU 2016114549A RU 2626097 C1 RU2626097 C1 RU 2626097C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- magnesium
- hydrochloric acid
- sand
- Prior art date
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 33
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract description 38
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 28
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000796533 Arna Species 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000102542 Kara Species 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical group [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical group [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин.The present invention relates to the oil industry and can be used to prevent the removal of sand during the operation of oil wells.
Известен способ предотвращения притока пластовых вод и выноса песка из пласта в призабойную зону добывающих нефтяных скважин, основанный на том, что в пласте создают водоизолирующий и укрепляющий экран путем закачки в него песчано-цементной смеси [Г.А. Зотов и др. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987, с. 15].A known method of preventing the influx of formation water and the removal of sand from the formation into the bottom-hole zone of producing oil wells, based on the fact that a water-insulating and strengthening screen is created in the formation by pumping sand-cement mixture into it [G.A. Zotov et al. Operation of wells in unstable reservoirs. M .: Nedra, 1987, p. fifteen].
Недостатком способа является относительно низкая эффективность, обусловленная низкой фильтруемостью песчано-цементной смеси, что не позволяет создать необходимого по глубине проникновения в пласт водоизолирующего и укрепляющего пласт экрана.The disadvantage of this method is the relatively low efficiency due to the low filterability of the sand-cement mixture, which does not allow you to create the required depth of penetration into the formation of a water-insulating and reinforcing layer of the screen.
Кроме того, способ трудоемок и требует разбуривания оставленной в интервале призабойной зоны скважины пробки, образующейся из цементно-песчаного раствора и повторной перфорации скважины.In addition, the method is time-consuming and requires drilling the plugs formed in the interval of the bottomhole zone of the well, formed from cement-sand mortar and repeated perforation of the well.
Известен также способ [RU 1461868 A1, Е21В 33/138, 28.02.1989], основанный на том, что производят крепление призабойной зоны пескопроявляющих нефтяных скважин путем создания в заколонном пространстве скважины искусственного отвержденного пористого полимерного фильтра, который создают путем закачки полимерного состава в призабойную зону, причем после отверждения состава его обрабатывают теплогенерирующим пенообразующим составом в количестве, обеспечивающем 30-100% объема порового фильтра, и содержащим в своем составе следующие компоненты при их соотношении, мас. %: хлористый аммоний 23-25; нитрит натрия 20-30; кислота 0,05-2,0; сульфонол 0,2-1,0; вода - остальное, а после истечения времени реагирования состава скважину промывают для выноса из фильтровой зоны закупоривающих поровое пространство частиц.There is also known a method [RU 1461868 A1, ЕВВ 33/138, 02/28/1989], based on the fact that the bottom-hole zone of sand-producing oil wells is fixed by creating an artificial cured porous polymer filter in the annulus of the well, which is created by pumping the polymer composition into the bottom-hole zone, and after curing the composition, it is treated with a heat-generating foam-forming composition in an amount providing 30-100% of the volume of the pore filter, and containing the following components when they are shenii wt. %: ammonium chloride 23-25; sodium nitrite 20-30; acid 0.05-2.0; sulfonol 0.2-1.0; water - the rest, and after the expiration of the reaction time of the composition, the well is washed to remove particles from the filter zone that clog the pore space.
Недостатком этого способа является относительно высокая сложность, связанная с проведением операции закачки в заколонное пространство скважины отверждающего многокомпонентного полимерного состава, промывкой и обработкой данного состава различными растворителями и пенообразователями с целью вымывания из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью.The disadvantage of this method is the relatively high complexity associated with the operation of injecting a curing multicomponent polymer composition into the annulus of the well, washing and treating this composition with various solvents and foaming agents in order to wash out the individual components from the composition to obtain a cured filter with a given porosity.
Кроме того, известен способ [RU 1506066 A1, Е21В 43/08, 07.09.1989], основанный на образовании и регулировании обратного потока внутри бурильной колонны труб и вне ее, согласно которому создают циркуляцию промывочной жидкости в керноприемнике путем периодического создания в нем перепада давления и образования обратной циркуляции, при этом, периодическое создание перепада давлений в зоне осуществляют возбуждением волнового процесса в промывочной жидкости.In addition, a method is known [RU 1506066 A1, ЕВВ 43/08, 09/09/1989], based on the formation and regulation of the reverse flow inside the drill pipe string and outside it, according to which the circulation of flushing fluid in the core receiver by periodically creating a pressure drop in it and the formation of reverse circulation, while periodically creating a pressure differential in the zone is carried out by exciting the wave process in the washing liquid.
Недостатком способа являются его относительно высокая сложность и относительно низкая эффективность.The disadvantage of this method is its relatively high complexity and relatively low efficiency.
Помимо указанных выше известен способ [RU 1795087 A1, Е21В 43/08, 15.02.1993], заключающийся в обсаживании фильтром интервала вскрытия пласта в скважине, вводе в зафильтровую полость пласта зернистого материала с нейтральной плавучестью в пластовой жидкости и размером зерен больше отверстий фильтра и периодическое воздействие на фильтровую зону импульсами давления в процессе последующего отбора из скважины жидкости.In addition to the above methods, a method is known [RU 1795087 A1, ЕВВ 43/08, 02/15/1993], which consists in filtering the interval between the opening of the formation in the well by a filter, introducing into the filter cavity of the formation granular material with neutral buoyancy in the formation fluid and grain size larger than the filter openings and periodic exposure to the filter zone by pressure pulses during the subsequent selection of fluid from the well.
Недостатком этого способа также является его относительно низкая эффективность, обусловленная низкими пескоизолирующими свойствами у жидкостного суспензионного фильтра с нейтральной плавучестью твердых частиц.The disadvantage of this method is its relatively low efficiency, due to the low sand insulating properties of a liquid suspension filter with neutral buoyancy of solid particles.
К известным можно отнести и способ [US 4091868, Е21В 33/138, 30.05.1978], включающий закачку в высокопроницаемые слабосцементированные участки пласта состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважину - предварительно катализированной смолы, твердения его и формирования в зоне перфорации скважины гидрофобного фильтрующего материала, проницаемого для нефти и малопроницаемого для воды с вытеснением его водой в зону закупорки, и эксплуатацию скважинThe known method can also be attributed to [US 4091868, ЕВВ 33/138, 05/30/1978], which includes injection into a highly permeable, low-cemented sections of the formation, which isolates the flow of water and the removal of sand from the formation into the well — pre-catalyzed resin, its hardening and formation in the zone perforation of a well with a hydrophobic filter medium permeable to oil and poorly permeable to water with water displacing it in the blockage zone, and well operation
Недостатком этого известного способа также является относительно низкая эффективность.The disadvantage of this known method is also relatively low efficiency.
Наиболее близким по технической сущности к предложенному является способ, [RU 2108454 C1, Е21В 43/32, 33/138, 10.04.1998], включающий закачку в обводненный нефтяной пласт двух реагентов, реагирующих с образованием нерастворимого в воде осадка, причем в пласт закачивают 35-40% водный раствор едкого натра, буферную пачку пресной воды и аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК) при соотношении едкий натр: АРНК 1-1,5: 2-3 по объему.The closest in technical essence to the proposed one is the method, [RU 2108454 C1, ЕВВ 43/32, 33/138, 04/10/1998], including the injection of two reagents into a water-flooded oil reservoir that react with the formation of a water-insoluble sediment, and they are pumped into the reservoir 35-40% aqueous solution of caustic soda, a buffer pack of fresh water and an ammoniated solution of calcium nitrate (ARNA) with a caustic soda: ARNA ratio of 1-1.5: 2-3 by volume.
По сравнению с описанными выше способами этот способ обладает рядом преимуществ, в частности, отсутствует необходимость прогревания скважины, т.к. разогрев происходит в процессе химической реакции, подачу суспензии в пласты осуществляют за счет давления, создаваемого выделяющимся водородом, который способствует и образованию пор, а выделение в ходе реакции тепла, обеспечивает возможность спекание суспензии с песком, приводящее к образованию фильтрующей силикатной структуры в призабойной зоне.Compared with the methods described above, this method has several advantages, in particular, there is no need to warm the well, because heating occurs during the chemical reaction, the suspension is supplied to the formations due to the pressure created by the hydrogen released, which also contributes to the formation of pores, and the release of heat during the reaction allows the sintering of the suspension with sand, which leads to the formation of a filtering silicate structure in the bottomhole zone.
Однако наиболее близкое техническое решение обладает относительно высокой сложностью, обусловленной, в частности, сложностью выполнения операции закачки реагентов в обводненный нефтяной пласт, поскольку это требует обеспечения давления закачки от 80 атм и более, и низкой эффективностью относительно снижения уровня выноса песка.However, the closest technical solution has a relatively high complexity, due, in particular, to the difficulty of performing the operation of pumping reagents into a flooded oil reservoir, since this requires providing an injection pressure of 80 atm or more, and low efficiency with respect to reducing the level of sand removal.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности относительно снижения уровня (интенсивности) выноса песка в нефтедобывающих скважинах.The problem to which the invention is directed, is to increase the efficiency with respect to reducing the level (intensity) of sand removal in oil wells.
Требуемый технический результат заключается в повышении эффективности и обеспечении, на этой основе, снижения уровня (интенсивности) выноса песка в нефтедобывающих скважинах.The required technical result is to increase the efficiency and ensure, on this basis, a decrease in the level (intensity) of sand removal in oil wells.
Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что в способе, заключающемся в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента, согласно изобретению в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти и раствор соляной кислоты с концентрацией 24%, при этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти, после чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти, затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм, при этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70.The problem is solved, and the required technical result is achieved by the fact that in the method consisting in the fact that two reagents are pumped into an oil production well, according to the invention, granular magnesium mixed with anhydrous oil in the ratio of 50 kg Mg per 1 m 3 is used as reagents anhydrous oil and a solution of hydrochloric acid with a concentration of 24%, while first, granular magnesium sealed on anhydrous oil is pumped into the oil production well, after which an intermediate buffer is created by pumping oil production well 0.3 m 3 of commercial oil, then a solution of hydrochloric acid is pumped through an intermediate buffer at a pressure of 20-70 atm, while the molar ratio of magnesium to hydrochloric acid is in the range from 1: 2.25 to 1: 2.70.
На чертеже представлены: на фиг. 1 - динамика забойного давления с начала разработки; на фиг. 2 - динамика изменения обводненности по скважине №5015; на фиг. 3 - график изменения забойного давления по скважине №5015,горизонт: 475 Тульский за 01.01.2015-05.11.2015, на фиг. 4 - пример технологической реализации способа, где обозначены 1 - эксплуатационная колонна, 2 - продавочная жидкость, 3 - безводная нефть (буфер), 4 - соляная кислота, 5 - безводная нефть (верхний слой), 6 - гранулированный магний + безводная нефть, 7 - безводная нефть (нижний слой), 8 - пласт песчаника, 9 - нефтевоз, 10 - насосный агрегат, 11 - кислотный агрегат, 12 - технологическая жидкость (соль-вода), 13 - трубы НКТ.The drawing shows: in FIG. 1 - bottomhole pressure dynamics since the beginning of development; in FIG. 2 - dynamics of changes in water cut in well No. 5015; in FIG. 3 is a graph of the bottomhole pressure change for well No. 5015, horizon: 475 Tula for 01/01/2015-05.11.2015, in FIG. 4 - an example of the technological implementation of the method, where 1 - production casing, 2 - supply liquid, 3 - anhydrous oil (buffer), 4 - hydrochloric acid, 5 - anhydrous oil (top layer), 6 - granular magnesium + anhydrous oil, 7 - anhydrous oil (lower layer), 8 - sandstone formation, 9 - oil transportation, 10 - pumping unit, 11 - acidic unit, 12 - process fluid (salt-water), 13 - tubing pipes.
Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин осуществляется следующим образом.A method of preventing sand removal during the operation of oil wells is as follows.
Способ предотвращения выноса песка в добывающих нефтяных скважинах заключается в закачке в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта состава, создающего блокирующий флюидопроницаемый экран, состоящий из смеси солей магния и песчаника (фиг. 4).A method of preventing sand removal in producing oil wells consists in pumping a composition creating a blocking fluid-permeable screen consisting of a mixture of magnesium salts and sandstone into highly permeable, poorly cemented sections of the formation reservoir (Fig. 4).
Обработку пласта осуществляют при последовательной закачке в нефтяную добывающую скважину гранулированного магния (применяется гранулированный магний МГП-99 согласно ТУ 1714-004-43055164-2004, размер частиц 1,0-2,0 мм, содержание Mg-99,8%, который, например, в мерной емкости 6 м3 механически перемешивается с безводной нефтью в пропорциях на 1 м3 нефти 50 кг Mg) и закачке соляной кислоты (стандартной концентрации 24%) под давлением 20-70 атм. Давление закачки при реализации способа может изменяться от Р=20 атм до Р=70 атм, что определяется коллекторскими свойствами пласта, его пористостью и проницаемостью. При таком диапазоне давлений все компоненты гарантированно прокачиваются в пласт, где происходит основная реакция. Если произойдет резкий скачок давления, то обратной промывкой компоненты можно вымыть в желобную систему. Приемистость пласта от агрегата ЦА-320 желательна в диапазоне от 2,5 л/сек и выше и давление от Р=20 атм до Р=70 атм.The formation treatment is carried out during sequential injection of granular magnesium into the oil production well (granulated magnesium MGP-99 is used according to TU 1714-004-43055164-2004, the particle size is 1.0-2.0 mm, the Mg-content is 99.8%, which for example, in a measuring container of 6 m 3 it is mechanically mixed with anhydrous oil in proportions per 1 m 3 of
При продавливании в пласт магния, затворенного на безводной нефти, и соляной кислоты следят за изменением давления: после добавления кислоты давление в скважине поднимается до 150-180 атм, держится на данном уровне 10-15 мин, последующий момент падения давления до 30-50 атм служит признаком завершения реакции.When pushed into the reservoir, magnesium shut off on anhydrous oil and hydrochloric acid, the pressure changes are monitored: after adding acid, the pressure in the well rises to 150-180 atm, remains at this level for 10-15 minutes, the subsequent moment of pressure drop to 30-50 atm serves as a sign of completion of the reaction.
Реакция металлического магния с соляной кислотой является сильно экзотермическим процессом:The reaction of metallic magnesium with hydrochloric acid is a highly exothermic process:
Mg(тв)+2HCl(р⋅р)→MgCl2(тв)+H2(г)+Q.Mg (tv) + 2HCl (p⋅p) → MgCl 2 (tv) + H 2 (g) + Q.
Расчеты показывают, что при 35°С на 1 моль магния выделяется 320 кДж тепла. Для 200 кг магния эта величина составляет 2630 МДж.Calculations show that at 35 ° C per 1 mol of magnesium, 320 kJ of heat is released. For 200 kg of magnesium, this value is 2630 MJ.
Уравнение реакции Mg+2HCl→MgCl2+H2. Reaction equation Mg + 2HCl → MgCl 2 + H 2.
1. Расчет выделенной теплоты при Т=25°С1. The calculation of the released heat at T = 25 ° C
Mg(тв)+2HCl(р⋅р)→MgCl2(тв)+H2(г), Mg (tv) + 2HCl (p⋅p) → MgCl 2 (tv) + H 2 (g),
ΔQ=-ΔН,ΔQ = -ΔH,
ΔQ - тепловой эффект химической реакции,ΔQ is the thermal effect of a chemical reaction,
ΔН - энтальпия образования соответствующего вещества, табличные величиныΔН - enthalpy of formation of the corresponding substance, tabular values
ΔН=ΔН[продукты]-ΔН[исходные]=(ΔH[MgCl2]+ΔН[H2])-(ΔH[Mg]+2*ΔН[HCl])=(-644,8+0)-(0+2*(-163,5))=-317,8 кДж/моль.ΔH = ΔH [ products ] -ΔH [ initial ] = (ΔH [MgCl 2 ] + ΔH [ H2 ]) - (ΔH [Mg] + 2 * ΔH [HCl]) = (- 644.8 + 0) - (0 +2 * (- 163.5)) = - 317.8 kJ / mol.
При 25°С на 1 моль магния выделяется 317,8 кДж теплаAt 25 ° C per 1 mol of magnesium, 317.8 kJ of heat is released
2. Расчет выделенной теплоты при Т=35°С2. Calculation of the released heat at T = 35 ° C
Учитывается изменение энтальпии при повышении температуры.The change in enthalpy with increasing temperature is taken into account.
Поскольку температура повышается незначительно (ΔТ=35-25=10°С), энтальпия и теплоемкость Ср изменяются также незначительно:Since the temperature rises insignificantly (ΔТ = 35-25 = 10 ° С), the enthalpy and specific heat С p also change insignificantly:
ΔН35=ΔН25+СРΔТ.ΔН 35 = ΔН 25 + С Р ΔТ.
Для Mg: Ср=0,0246 кДж/(моль*К), и ΔН35=ΔН25+СРΔТ=0+0,0246*10=0,246 кДж/моль.For Mg: C p = 0.0246 kJ / (mol * K), and ΔН 35 = ΔН 25 + С P ΔТ = 0 + 0.0246 * 10 = 0.246 kJ / mol.
Получаются изменения порядка десятых долей, а общая погрешность порядка единицы.The result is changes in the order of tenths, and the total error of the order of unity.
При 35°С на 1 моль магния выделяется примерно 320 кДж тепла; 200 кг магния - 8,23*1000 моль.At 35 ° C, approximately 320 kJ of heat is released per mole of magnesium; 200 kg of magnesium - 8.23 * 1000 mol.
При 35°С на 200 кг магния выделяется примерно 2630 МДж тепла.At 35 ° C, about 2630 MJ of heat is released per 200 kg of magnesium.
Часть этой энергии уходит на нагревание и ее составляющих, а также прилежащих пород.Part of this energy is spent on heating and its components, as well as adjacent rocks.
При закачке раствора соляной кислоты в скважину, наполненную соответствующим количеством магния, происходит экзотермическая реакция, приводящая к повышению давления до 150-180 атм., вследствие выделения газообразного водорода, а также к повышению температуры внутри скважины. В данных условиях происходит формирование хлорида магния, который спекается с песком, формируя твердую пористую фильтрующую систему, проницаемую для нефти и малопроницаемую для песка.When a hydrochloric acid solution is injected into a well filled with an appropriate amount of magnesium, an exothermic reaction occurs, leading to an increase in pressure to 150-180 atm, due to the release of gaseous hydrogen, as well as to an increase in temperature inside the well. Under these conditions, magnesium chloride forms, which is sintered with sand, forming a solid porous filtering system that is permeable to oil and impermeable to sand.
Мольное соотношение магния и соляной кислоты составляет от 1:2,25 до 1:2,70. Точная стехиометрия реакции составляет 1:2 (Mg:HCl), но поскольку реакция экзотермическая, происходит разогрев смеси и HCl может улетучиваться из раствора, поэтому необходим некоторый избыток кислоты. Экспериментально установлено, что достаточно в интервале от 1:2,25 до 1:2,70, поскольку увеличение избытка кислоты вызывает ухудшение экономических показателей способа, а наличие непрореагировавшей кислоты может препятствовать образованию пористого экрана.The molar ratio of magnesium to hydrochloric acid is from 1: 2.25 to 1: 2.70. The exact stoichiometry of the reaction is 1: 2 (Mg: HCl), but since the reaction is exothermic, the mixture is heated and HCl can escape from the solution, so some excess acid is necessary. It has been experimentally established that it is sufficient in the range from 1: 2.25 to 1: 2.70, since an increase in the excess of acid causes a deterioration in the economic performance of the method, and the presence of unreacted acid can prevent the formation of a porous screen.
Как следует из описания регламента обработки скважины предлагаемым способом, он достаточно прост в исполнении, а для его осуществления не требуется применения каких- либо дефицитных или дорогостоящих реагентов. Реализация предлагаемого способа осуществляется с помощью стандартного нефтепромыслового оборудования: бригада капитального ремонта скважин, агрегаты ЦА-320 (цементировочный насосный агрегат высокого давления), кислотовоз, нефтевоз, водовоз.As follows from the description of the well treatment regulations of the proposed method, it is quite simple to implement, and its implementation does not require the use of any scarce or expensive reagents. Implementation of the proposed method is carried out using standard oilfield equipment: a team of overhaul wells, CA-320 units (high-pressure cementing pumping unit), acid carrier, oil tanker, water carrier.
Расход материалов при данной технологии:Consumption of materials with this technology:
1. Гранулированный магний 40-60 кг на 1 метр мощности перфорированного пласта.1. Granular magnesium 40-60 kg per 1 meter of power perforated formation.
2. Кислота соляная (HCl 24%) от 0,5-0,77 м3.2. Hydrochloric acid (
3. Количество нефти товарной от 0,5 до 0,75 м3.3. The amount of commercial oil from 0.5 to 0.75 m 3 .
4. Количество образующегося вещества MgCl2 от 157 до 235 кг.4. The amount of the resulting substance MgCl 2 from 157 to 235 kg
Предварительно в скважину закачивается «буфер» на основе товарной нефти в количестве 0,3 м3, затворяется расчетное количество магния на товарной нефти («буфер» 0,3 м3 нефти, расчетное количество соляной кислоты HCl 24%).Previously, a “buffer” based on marketable oil in the amount of 0.3 m 3 is pumped into the well, the estimated amount of magnesium on the marketable oil is shut (a “buffer” 0.3 m 3 oil, the estimated amount of hydrochloric acid HCl is 24%).
Буфер на основе безводной нефти закачивается, чтобы смесь нефть + магний, до того как закачивалась в пласт, не реагировали с пластовой водой.An anhydrous oil based buffer is injected so that the oil + magnesium mixture does not react with the produced water before it is injected into the formation.
Обратная промывка пластовой водой обязательна. Она производится после того, как полностью пройдет реакция магния с кислотой. Трубы НКТ-2,5 допускаются до забоя, производится промывка до чистой воды.Backwash with formation water is required. It is produced after the reaction of magnesium with acid has completely passed. Pipes NKT-2.5 are allowed before slaughter, flushing to clean water is performed.
Способ характеризуется относительной дешевизной используемых конструкций и материалов, недолгим временем воздействия (~2 часа).The method is characterized by the relative cheapness of the structures and materials used, short exposure time (~ 2 hours).
Примеры использования предложенного способаExamples of the use of the proposed method
Вышеописанная технология по устранению выноса песка была произведена на добывающей скважине №1405 Урнякского месторождения, НГДУ ЗАО «Предприятие Кара Алтын», республика Татарстан.The above-described technology for the removal of sand was produced at production well No. 1405 of the Urnyakskoye field, NGDU ZAO “Kara Altyn Enterprise”, the Republic of Tatarstan.
Скважиной №1405 вскрыт продуктивный пласт на глубине 1385-1388 м (бобриковский горизонт).Well No. 1405 uncovered a reservoir at a depth of 1385–1388 m (Bobrikov horizon).
Перфорированная мощность составила 3 м, терригенная порода содержит несцементированные песчаники.Perforated thickness was 3 m, terrigenous rock contains non-cemented sandstones.
В процессе освоения и эксплуатации скважины происходил вынос песка, что приводило к неоднократным ремонтам глубинно-насосного оборудования. Перед проведением капитального ремонта с применением предлагаемой технологии, были произведены две обработки призабойной зоны с использованием технологии закачки хлористого кальция, которые не дали стабильного эффекта.In the process of development and operation of the well, sand was removed, which led to repeated repairs of downhole pumping equipment. Before overhaul using the proposed technology, two bottom-hole treatments were performed using calcium chloride injection technology, which did not give a stable effect.
Регламент обработки скважины с целью предотвращения выноса песка включал следующие операции:The rules for processing the well in order to prevent the removal of sand included the following operations:
- обратную промывку скважины пластовой водой удельного веса 1,160 г/см3 с доспуском пера до забоя скважины;- backwash the well with produced water with a specific gravity of 1.160 g / cm 3 with the pen inlet until the bottom of the well;
- определение приемистости пласта при Р 30-40 атм, приемистость составила 47,5 м3/час;- determination of the injectivity of the formation at P 30-40 atm, the injectivity was 47.5 m 3 / hour;
- подъем НКТ на 50 м выше кровли пласта на глубину 1335 м;- tubing rise 50 m above the formation roof to a depth of 1335 m;
- закачка «буфера» в V=l м3 безводной нефти при открытой затрубной задвижке;- injection of "buffer" in V = l m 3 anhydrous oil with an open annular valve;
- приготовление и закачка в НКТ реагирующего состава на основе безводной нефти в V=2 м3 добавлением 100 кг гранулированного магния, диаметр гранул 1-2 мм;- preparation and injection into the tubing of a reactive composition based on anhydrous oil in V = 2 m 3 by adding 100 kg of granular magnesium, the diameter of the granules is 1-2 mm;
- закрытие затрубной задвижки;- closing the annular valve;
- закачка «буфера» на основе безводной нефти в V=0,5 м3;- injection of a "buffer" based on anhydrous oil in V = 0.5 m 3 ;
- закачка по НКТ HCl-24% в V=2,5 м3 и продавка реагентов в пласт пластовой водой в V=5 м3 при Рнач=0 атм, Ркон=70 атм;- HCl-24% tubing injection at V = 2.5 m 3 and injection of reagents into the formation with produced water at V = 5 m 3 at P beg = 0 atm, P con = 70 atm;
- закрытие скважины на реагирование на 1 час (после реагирования давление снизилось до 50 атм);- well shutdown for response for 1 hour (after response, the pressure decreased to 50 atm);
- стравливание избыточного давления до Р=0 атм;- venting overpressure to P = 0 atm;
- спуск НКТ до забоя скважины, обратная промывка в V=10 м3; освоение скважины методом свабирования, до получения скважинной продукции с нейтральным рН и обводненностью 4%;- tubing run to the bottom of the well, backwash at V = 10 m3; well development by swabbing, to obtain well products with a neutral pH and a water cut of 4%;
- спуск глубинно-насосного оборудование ВНШ-10 с верхним приводом.- descent of the pumping equipment VNSh-10 with top drive.
Для выполнения технологии применяется стандартное нефтепромысловое оборудование с использованием агрегата ЦА-320 и кислотовоза с насосным агрегатом, водовоз, нефтевоз.To implement the technology, standard oilfield equipment using the CA-320 aggregate and an acid carrier with a pumping unit, a water carrier, an oil tanker are used.
Скважину запустили в эксплуатацию в декабре 2012 г. с режимом <Qж=5 м3/сут (из них 4,4 т в сутки нефть), что не отличается от начального дебета после освоения скважины.The well was put into operation in December 2012 with a regime of <Q W = 5 m 3 / day (of which 4.4 tons per day is oil), which does not differ from the initial debit after well development.
За послеремонтный период эксплуатации скважина работает со стабильным дебетом. Вынос песка по результатам контрольных проб нефти не наблюдается. В динамике забойных давлений и процентного содержания воды в продукции не прослеживается значительных изменений и даже наблюдается стабильность с момента ремонта, что в дальнейшем предусматривает проведение мероприятий по увеличению отбора скважинной жидкости. В настоящее время скважина находится в эксплуатации.During the post-repair period, the well operates with a stable debit. Sand removal according to the results of control oil samples is not observed. There are no significant changes in the dynamics of bottomhole pressures and the percentage of water in the products, and even stability is observed from the moment of repair, which further provides for measures to increase the selection of well fluid. The well is currently in operation.
По той же методике провели закрепление песка в эксплуатационной скважине №5015 Тавельского месторождения НГДУ ЗАО «Предприятие Кара Алтын». Объект разработки Тульский горизонт нижнего карбона, перфорированная мощность пласта 4 м.Following the same method, sand was fixed in production well No. 5015 of the Tavel field of NGDU CJSC Kara Altyn Enterprise. Development object Tula horizon of the Lower Carboniferous, perforated reservoir thickness 4 m.
Скважина была пробурена в январе 2015 года, сразу после ввода в эксплуатацию выявилось активное пескопроявление, что привело к выходу из строя глубинно-насосного оборудования. При ремонте было принято решение произвести ликвидацию выноса песка с применением технологии «хлористого кальция», что не дало ожидаемого результата, и при свабировании скважины произошел прихват и обрыв сваба в НКТ. После дополнительной промывки скважины от песка было принято решение произвести закрепление песка методом термохимической реакции с использованием магния и HCl. После спуска глубинно-насосного оборудования скважина эксплуатируется.The well was drilled in January 2015, immediately after commissioning, active sand development was revealed, which led to the failure of the downhole pumping equipment. During the repair, it was decided to liquidate the removal of sand using the technology of "calcium chloride", which did not give the expected result, and when swabbing the well, the swab in the tubing was seized and broken. After an additional washing of the well from sand, it was decided to fix the sand by a thermochemical reaction using magnesium and HCl. After the descent of the pumping equipment, the well is operated.
Изменение от первоначально запланированного дебета при запуске скважины составляет порядка: Qж=2,5 м3/сутки, 
По приведенной диаграмме (фиг. 2) рост обводненности прослеживался только в период запуска скважины после работ по закреплению от выноса песка, далее скважина вышла на постоянный режим работы.According to the diagram (Fig. 2), water cut growth was observed only during the start-up of the well after work on fixing from sand removal, then the well came to a constant mode of operation.
В графике изменения забойного давления (фиг. 3) к концу года прослеживается положительная динамика, это указывает на то, что скважина работает в стабильном режиме.In the graph of changes in bottomhole pressure (Fig. 3), positive dynamics can be traced by the end of the year, this indicates that the well is operating in a stable mode.
Предложенный способ эффективен за счет того, что образуется прочный, неразрушаемый, флюидопроницаемый каркас, который предотвращает полностью вынос песка в скважину. Этим самым достигается требуемый технический результат.The proposed method is effective due to the fact that a strong, indestructible, fluid-permeable skeleton is formed, which prevents the complete removal of sand into the well. This thereby achieves the required technical result.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016114549A RU2626097C1 (en) | 2016-04-15 | 2016-04-15 | Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016114549A RU2626097C1 (en) | 2016-04-15 | 2016-04-15 | Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2626097C1 true RU2626097C1 (en) | 2017-07-21 |
Family
ID=59495759
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016114549A RU2626097C1 (en) | 2016-04-15 | 2016-04-15 | Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2626097C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814948C2 (en) * | 2022-08-17 | 2024-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of structural reinforcement of terrigenous reservoir (embodiments) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4091868A (en) * | 1977-03-07 | 1978-05-30 | Diversified Chemical Corporation | Method of treating oil wells |
| RU2108454C1 (en) * | 1995-08-15 | 1998-04-10 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное объединение "Бурение" | Method for isolation of brine water inflow to well |
| RU2167284C2 (en) * | 2000-08-29 | 2001-05-20 | Шаевский Олег Юрьевич | Method of thermochemical cleaning of bottom-hole zone |
| RU2440490C2 (en) * | 2009-04-24 | 2012-01-20 | Виктор Борисович Заволжский | Development method of bottom-hole formation zone |
-
2016
- 2016-04-15 RU RU2016114549A patent/RU2626097C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4091868A (en) * | 1977-03-07 | 1978-05-30 | Diversified Chemical Corporation | Method of treating oil wells |
| RU2108454C1 (en) * | 1995-08-15 | 1998-04-10 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное объединение "Бурение" | Method for isolation of brine water inflow to well |
| RU2167284C2 (en) * | 2000-08-29 | 2001-05-20 | Шаевский Олег Юрьевич | Method of thermochemical cleaning of bottom-hole zone |
| RU2440490C2 (en) * | 2009-04-24 | 2012-01-20 | Виктор Борисович Заволжский | Development method of bottom-hole formation zone |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814948C2 (en) * | 2022-08-17 | 2024-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of structural reinforcement of terrigenous reservoir (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2386787C2 (en) | Construction method of deep well, plugging solution for its implementation and structure of deep well | |
| CA2744556A1 (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US10718184B1 (en) | Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| CA2908906A1 (en) | Method for hydraulic fracking of an underground formation | |
| US3438443A (en) | Silica-dissolution prevention in oil recovery | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2645058C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking | |
| RU2626097C1 (en) | Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| US5088555A (en) | Consolidation agent and method | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
| Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2691229C1 (en) | Method for isolation of beds with manifestations of high-mineralization polymineral waters | |
| US5211233A (en) | Consolidation agent and method | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180115 Effective date: 20180115 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180416 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190821 |