RU2662721C1 - Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options) - Google Patents
Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662721C1 RU2662721C1 RU2017135377A RU2017135377A RU2662721C1 RU 2662721 C1 RU2662721 C1 RU 2662721C1 RU 2017135377 A RU2017135377 A RU 2017135377A RU 2017135377 A RU2017135377 A RU 2017135377A RU 2662721 C1 RU2662721 C1 RU 2662721C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- pack
- silicon dioxide
- vol
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 62
- 238000013016 damping Methods 0.000 title 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 88
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 69
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 63
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 44
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 31
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 31
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 30
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 28
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 10
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 6
- KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[Mn++].[Mn++].[Mn++] KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 69
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 41
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 37
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 8
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 6
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 6
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 claims description 6
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims description 6
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 33
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 208000011797 pustulosis palmaris et plantaris Diseases 0.000 description 8
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 3
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- -1 tertiary amine quaternary ammonium salt Chemical class 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 description 2
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- LIKFHECYJZWXFJ-UHFFFAOYSA-N dimethyldichlorosilane Chemical compound C[Si](C)(Cl)Cl LIKFHECYJZWXFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000002550 fecal effect Effects 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N protonated dimethyl amine Natural products CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.The invention relates to the oil industry, and in particular to technology for killing oil wells with a high gas factor, as well as oil and gas wells that have opened reservoirs with abnormally low or abnormally high reservoir pressure.
В соответствии с требованиями безопасности работ с целью предупреждения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин перед началом работ скважина должна быть заглушена. Основным условием возникновения газонефтеводопроявлений в ходе ремонтных работ является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного.In accordance with the safety requirements of work, in order to prevent gas and oil manifestations and open fountains during the current and overhaul of oil and gas wells, the well must be shut off before starting work. The main condition for the occurrence of gas and oil manifestations during the repair work is the flow of formation fluid into the wellbore due to the excess of bottomhole pressure by the formation.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования и газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.All wells with reservoir pressure above hydrostatic and wells in which the conditions of flowing and gas and oil and gas occurrences at reservoir pressures below hydrostatic are maintained are muffled. The exception is wells, where, in accordance with the technology, work is carried out without jamming according to a special plan with the mouth of the preventive installation and a lubricator.
Нефтяные скважины с высоким газовым фактором - это скважины, в которых содержание газа в нефти превышает 600 м3/т.High gas factor oil wells are wells in which the gas content in oil exceeds 600 m 3 / t.
Аномально-высокое пластовое давление - это пластовое давление, превышающее на 10 и более процентов давление гидростатическое. Условия глушения в данном случае будут соблюдены при создании противодавления на пласт жидкостью с гораздо большей плотностью, чем в случае с нормальным пластовым давлением. Недостатком применения жидкостей высокой плотности является их фильтрация в пласт в процессе глушения, где при контакте с пластовыми водами происходит выпадение осадков солей и гидрофилизация горной породы.Abnormally high reservoir pressure is reservoir pressure that is 10% or more higher than hydrostatic pressure. The jamming conditions in this case will be observed when creating back pressure on the reservoir with a liquid with a much higher density than in the case with normal reservoir pressure. The disadvantage of using high-density fluids is their filtration into the reservoir during the killing process, where, upon contact with the formation water, salt precipitation and rock hydrophilization occur.
Аномально-низкое пластовое давление является одной из основных причин поглощений жидкостей глушения. Скважины с аномально-низким пластовым давлением не могут быть заглушены традиционными жидкостями глушения в связи с их низкой вязкостью, низкой способностью к тампонированию и повышенной плотностью. Для борьбы с такого рода Abnormally low reservoir pressure is one of the main causes of absorption of kill fluids. Wells with abnormally low reservoir pressures cannot be plugged with conventional kill fluids due to their low viscosity, low plugging ability and increased density. To deal with this kind
осложнением необходимо применять технологические жидкости, которые обладают повышенными вязкостными свойствами и относительно невысокой плотностью.a complication, it is necessary to use technological fluids that have high viscosity properties and relatively low density.
Основным общим недостатком всех традиционных жидкостей глушения на водной основе является ухудшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) после проведения операций по глушению.The main common drawback of all traditional water-based killing fluids is the deterioration of the reservoir properties of the bottom-hole formation zone (PZP) after killing operations.
Под традиционными жидкостями глушения понимаются наиболее широко применяемые для глушения скважин солевые растворы хлористого калия и хлористого кальция. При необходимости глушения скважин с аномальными условиями применение только традиционных жидкостей глушения неэффективно. В связи с этим для глушения скважин с аномальными условиями применяются особые технологические жидкости, называемые блокирующими составами или блокирующими пачками, физико-химические свойства которых отличаются от свойств традиционных жидкостей глушения.Under the traditional fluids killing refers to the most widely used for killing wells salt solutions of potassium chloride and calcium chloride. If killing wells with abnormal conditions is necessary, the use of only traditional killing fluids is inefficient. In this regard, special technological fluids called blocking compositions or blocking packs are used for killing wells with abnormal conditions, the physicochemical properties of which differ from those of traditional killing fluids.
Степень проявления процессов, осложняющих глушение, зависит от горногеологических условий месторождения, геолого-физических параметров ПЗП и геолого-технических параметров скважины. Наиболее интенсивно осложняющие факторы проявляются в следующих условиях:The degree of manifestation of the processes complicating the jamming depends on the mining and geological conditions of the field, the geological and physical parameters of the PZP and the geological and technical parameters of the well. The most intensely complicating factors are manifested in the following conditions:
- при глушении скважины, на которой проводился гидравлический разрыв пласта (ГРП), или имеется развитая естественная трещиноватость;- when killing a well on which hydraulic fracturing was performed, or there is a developed natural fracturing;
- в ходе глушения более легкие пластовые нефть и газ по созданным трещинам быстро проникают из пласта в скважину, что сопровождается нефтегазопроявлениями, а более тяжелая жидкость глушения поглощается пластом;- during killing, lighter formation oil and gas quickly penetrate from the formation into the well along the created cracks, which is accompanied by oil and gas manifestations, and the heavier killing fluid is absorbed by the formation;
- при глушении скважин, расположенных в зонах с пластовым давлением ниже гидростатического (в этих условиях происходит поглощение жидкости глушения в больших объемах, сопровождаемое последующей кольматацией ПЗП, ухудшением фазовой проницаемости по нефти и длительным выводом скважины на режим после ремонта);- when killing wells located in zones with reservoir pressure below hydrostatic pressure (in these conditions, killing fluid is absorbed in large volumes, followed by subsequent mudding of the bottomhole formation zone, deterioration of the phase permeability of the oil and long-term completion of the well after repair);
- при глушении скважин, расположенных в зонах с повышенным пластовым давлением относительно гидростатического (применение в этих условиях тяжелых водных растворов хлористого натрия или хлористого кальция приводит к необратимому ухудшению фильтрационных свойств ПЗП из-за невысокого коэффициента восстановления проницаемости по нефти после закачки больших объемов водных растворов);- when killing wells located in areas with high reservoir pressure relative to hydrostatic pressure (the use of heavy aqueous solutions of sodium chloride or calcium chloride under these conditions leads to an irreversible deterioration in the filtration properties of the PPP due to the low recovery coefficient of oil permeability after injection of large volumes of aqueous solutions) ;
- при глушении скважин, эксплуатирующих объекты с высоким газовым фактором и высоким давлением насыщения;- when killing wells operating facilities with a high gas factor and high saturation pressure;
- при глушении скважин, эксплуатирующих объекты с интервалом перфорации большой протяженности.- when killing wells operating objects with an interval of perforation of large length.
Для решения задачи глушения скважин, осложненных аномальными условиями, необходимо применение технологических жидкостей с особыми реологическими и поверхностно-активными свойствами, которые могут противоречить одному или нескольким пунктам требований, предъявляемых к традиционным жидкостям глушения.To solve the problem of killing wells complicated by abnormal conditions, it is necessary to use technological fluids with special rheological and surface-active properties, which may contradict one or more points of the requirements for traditional killing fluids.
Из уровня техники известен способ глушения нефтяных и газовых скважин (патент РФ на изобретение №2047745, МПК Е21В 43/12, C09K 7/06, опубликован 10.11.1995), включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости, блокирующей жидкости и жидкости для глушения. При этом в качестве буферной жидкости используют поверхностно-активное вещество (далее - ПАВ) или водоуглеводородную эмульсию с содержанием ПАВ. В качестве блокирующей жидкости используют гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор, стабилизатор. В качестве жидкости для глушения используют минерализованную воду или солевой раствор. Недостатком способа является отсутствие в технологических жидкостях тампонирующих частиц. В связи с этим, применение способа будет неэффективно в высокопроницаемых коллекторах, т.к. реологические свойства углеводородных эмульсий не обеспечат достаточную для затухания процесса фильтрации блокировку трещин и других высокопроницаемых каналов фильтрации в ПЗП.The prior art method of killing oil and gas wells (RF patent for the invention No. 2047745, IPC ЕВВ 43/12,
Из патента РФ на изобретение №2616632 (МПК E21B 43/12, C09K 8/48, C09K 8/493, опубликован 18.04.2017) известен способ глушения скважин после гидравлического разрыва пласта, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта солевого раствора на основе хлористого калия, вязкоупругого состава (солевой раствор на основе хлористого калия, каустическая сода и полимер-загуститель с наполнителем) и солевого раствора. Недостатком способа является применение полимера-загустителя с содержанием ксантановой камеди и вермикулита для создания вязкоупругого состава. Применение полимеров-загустителей с содержанием вермикулита приводит к неконтролируемому снижению проницаемости принимающих интервалов и невыполнению одного из основных условий глушения скважин - временное снижение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП. Также закачка в продуктивный пласт водного раствора хлористого калия на первом этапе реализации способа и его продавка вглубь ПЗП на второй и третьей стадиях отрицательно влияет на фазовую проницаемость продуктивного пласта.From the patent of the Russian Federation for invention No. 2616632 (IPC E21B 43/12, C09K 8/48, C09K 8/493, published 04/18/2017), a method for killing wells after hydraulic fracturing is known, which includes sequential injection of a salt solution based on chloride in the bottomhole zone of the formation potassium, viscoelastic composition (saline based on potassium chloride, caustic soda and a thickening polymer with a filler) and saline. The disadvantage of this method is the use of a polymer thickener containing xanthan gum and vermiculite to create a viscoelastic composition. The use of polymeric thickeners with vermiculite content leads to an uncontrolled decrease in the permeability of the receiving intervals and the failure of one of the main conditions for killing wells - a temporary decrease in the filtration-capacitance characteristics of the bottom hole. Also, the injection into the reservoir of an aqueous solution of potassium chloride at the first stage of the method and its pushing deeper into the PPP at the second and third stages negatively affects the phase permeability of the reservoir.
Из патента РФ на изобретение №2184839 (МПК E21B 43/12, опубликован 10.07.2002) известен способ глушения скважин, включающий закачку в призабойную зону пласта инвертной эмульсионно-суспензионной системы, содержащей минерализованную водную дисперсную фазу, углеводородную дисперсионную фазу - в частности, нефть или продукты ее переработки, эмульгатор, стабилизатор - гидрофобный модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем. Недостатком способа является то, что добавка химически модифицированного кремнезема не изменяет фазовую проницаемость поверхности поровых каналов, а лишь увеличивает стабильность эмульсионно-суспензионной системы. А также недостатком является отсутствие в инвертной эмульсионно-суспензионной системе тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно-емкостных характеристик трещиноватых высокопроницаемых коллекторов.From the RF patent for invention No. 2184839 (IPC E21B 43/12, published July 10, 2002), a well-killing method is known, which includes injecting an invert emulsion-suspension system containing a mineralized aqueous dispersed phase, a hydrocarbon dispersed phase, in particular oil, into the bottomhole formation zone or products of its processing, emulsifier, stabilizer - hydrophobic silica modified with vapors of dimethyldichlorosilane. The disadvantage of this method is that the addition of chemically modified silica does not change the phase permeability of the surface of the pore channels, but only increases the stability of the emulsion-suspension system. A disadvantage is the absence of plugging particles in the invert emulsion-suspension system, which are used to reduce the filtration-capacitive characteristics of fractured highly permeable reservoirs.
Из патента СА 2765192 (МПК C09K 8/36, C09K 8/467, E21B 7/00, опубликован 23.12.2010) известен способ приготовления инвертной эмульсии для глушения скважин. Эмульсия содержит углеводороды, водный раствор, эмульгатор, разлагаемые частицы и тампонирующие частицы. Недостатком способа является технологически необоснованное объемное содержание в инвертной эмульсии водной фазы в интервале от 1 до 70% об. Содержание водной фазы в указанном интервале не обеспечит эмульсии вязкость, достаточную для блокировки высокопроницаемых интервалов ПЗП. Также применение волокнистых материалов в совокупности с крупными частицами со средним диаметром от 1 до 1500 мкм неэффективно в коллекторах со средними и низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, т.к. диаметр крупных частиц не обеспечит достаточное проникновение эмульсии вглубь ПЗП для предотвращения перетоков в системе пласт-скважина.From CA 2765192 patent (IPC
Из патента РФ на изобретение №2441975 (МПК E21B 43/12, опубликован 10.02.2012) известен способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей композиции с последующей ее продавкой продавочной жидкостью, жидкости глушения, технической воды, тампонирующего состава с последующей продавкой, и снова жидкости глушения, вымывающей из затрубного пространства скважины остатки тампонирующего состава, продавочной жидкости и технической воды. В качестве блокирующей композиции используют, в частности, загущенный инвертно-эмульсионный раствор. В качестве продавочной жидкости используют водометанольный раствор, в качестве жидкости глушения - эмульсионный раствор или водный раствор хлорида натрия. В качестве тампонирующего состава используют глинистый раствор. Недостатком способа является технологическая сложность осуществления способа - технологические жидкости закачиваются в 4 стадии, что увеличивает продолжительность проведения операции по глушению, количество агрегатов и стоимость операции по глушению. Также недостатком является применение глинистого раствора в качестве тампонирующего раствора, т.к. набухающая способность субкапиллярных частиц глины при взаимодействии с пластовыми и закачиваемыми водами приведет к кольматации фильтрационных каналов ПЗП на длительный период времени.From the RF patent for the invention No. 2441975 (IPC E21B 43/12, published 02.10.2012), a method is known for killing gas and gas condensate wells in complicated conditions, which includes sequential injection of a blocking composition into the bottom-hole zone of the formation, followed by its sale by selling fluid, kill fluid, technical water, plugging composition with subsequent selling, and again a kill fluid, washing away from the annulus of the well the remains of the plugging composition, selling fluid and process water. As a blocking composition, in particular, a thickened invert emulsion solution is used. A water-methanol solution is used as a squeezing liquid, an emulsion solution or an aqueous solution of sodium chloride is used as a quenching liquid. As the plugging composition, a clay solution is used. The disadvantage of this method is the technological complexity of the method - process fluids are pumped in 4 stages, which increases the duration of the killing operation, the number of units and the cost of the killing operation. Another disadvantage is the use of a clay solution as a plugging solution, because the swelling ability of subcapillary clay particles when interacting with produced and injected waters will lead to the clogging of the PZP filtering channels for a long period of time.
Для решения указанных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений предлагается способ глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором или нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым To solve these problems in the development of oil and gas fields, a method for killing oil wells with a high gas factor or oil and gas wells that have opened reservoirs with an abnormally low or abnormally high reservoir is proposed.
давлением, основанный на последовательной закачке в ПЗП эмульсионной системы, эмульсионно-суспензионной системы и водного раствора хлористого кальция или хлористого калия с содержанием ПАВ.pressure, based on the sequential injection into the PZP of an emulsion system, an emulsion-suspension system and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a surfactant content.
Сущность изобретения заключается в том, что способ согласно первому варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин ниже 350 м3/сут., включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества -гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об., причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, вода -остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте -остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.The essence of the invention lies in the fact that the method according to the first embodiment, used for injectivity of wells below 350 m 3 / day., Includes sequential injection into the bottom-hole zone of the formation of a blocking block, fixing blocks and squeezing fluid, while an emulsion system is used as a blocking block containing (% vol.): diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping oil - 20-30, emulsifier - 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1, an aqueous solution of fecal chloride tsiya or potassium chloride - the rest, as a fixing pack use an emulsion-suspension system containing (% vol.): diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping oil - 10-20, emulsifier - 2-3, colloidal solution of dioxide nanoparticles silicon with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5-1, dry amorphous silicon dioxide with a particle size of 5 to 500 nm - 1-3, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest, an aqueous solution of calcium chloride is used as a selling liquid or chloride potassium containing a surfactant-hydrophobizing agent of the IVV-1 or ChAS-M grades with a content of 1-2% vol., and in a blocking pack and in a fixing pack an emulsifier using a composition containing (% vol.): higher esters: unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high molecular weight organic thermal stabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest, in a blocking packet and in a fixing packet, as a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, a composition containing (% b.): silicon dioxide - 31-32.5 in propylene glycol monomethyl ether - 67-69, water - the rest, or silicon dioxide - 30-31 in isopropanol - 67-69 and methyl alcohol - the rest, or silicon dioxide - 29-31 in ethylene glycol - the rest.
Способ согласно второму варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин выше 350 м3/сут., включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, The method according to the second embodiment, used when the injectivity of the wells is higher than 350 m 3 / day., Comprising sequentially injecting a blocking block, fixing blocks and squeezing fluid into the bottomhole zone of the formation, using an emulsion system containing (% vol.) As a blocking block : diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 20-30, emulsifier - 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest, in As a fixing pack, an emulsion-suspension system containing (% vol.) is used: diesel fuel or prepared oil from the oil preparation and pumping station - 10-20, emulsifier - 2-3, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5-1,
микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об., причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.microparticles of ilmenite or trimanganese tetroxide with a size from 0.2 to 4 microns - 3-8, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a surfactant containing a water-repellent IVB- 1 or HOUR-M with a content of 1-2% vol., And in the blocking pack and in the fixing pack as an emulsifier use a composition containing (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, oxideamine - 0.7-1, high molecular weight organic thermal stabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest, in a blocking pack and in a fixing pack as a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles use a composition containing (% vol.): silicon dioxide - 31-32.5 in propylene glycol monomethyl ether - 67-69, water - the rest, or silicon dioxide - 30-31 in isopropanol - 67-69 and methyl alcohol - the rest, or silicon dioxide - 29-31 in ethylene glycol - the rest.
Техническим результатом изобретения является повышение технологической эффективности работ по глушению нефтяных скважин с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважин, осложненных аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.The technical result of the invention is to increase the technological efficiency of killing oil wells with a high gas factor and oil and gas wells complicated by abnormally low or abnormally high reservoir pressure.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.The invention is illustrated by the following graphic materials.
На фиг. 1 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки технологических жидкостей.In FIG. 1 is a table showing the technique and equipment for the preparation and injection of process fluids.
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3).In FIG. 2 is a table illustrating the results of density measurements of systems used for killing oil wells with a high gas factor and killing oil and gas wells with anomalously high reservoir pressure (the density of the water component is 1300 kg / m 3 ).
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности систем, применяемых для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1050 кг/м3).In FIG. Figure 3 is a table illustrating the results of density measurements of systems used for killing oil and gas wells with abnormally low reservoir pressure (the density of the water component is 1050 kg / m 3 ).
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3).In FIG. Figure 4 is a table illustrating the results of measurements of the aggregate stability of systems used for killing oil wells with a high gas factor and killing oil and gas wells with anomalously high reservoir pressure (the density of the water component is 1300 kg / m 3 ).
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением.In FIG. 5 is a table illustrating the results of measurements of the aggregate stability of systems used for killing oil wells with a high gas factor and killing oil and gas wells with anomalously low reservoir pressure.
На фиг. 6 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором In FIG. 6 is a table illustrating the results of measurements of the kinematic viscosity of systems used for killing oil wells with a high gas factor
и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3).and killing oil and gas wells with abnormally high reservoir pressure (water component density - 1300 kg / m 3 ).
Положенная в основу способа последовательность радиального размещения двух видов пачек в ПЗП предусматривает усиление их блокирующих свойств по мере приближения к околоскважинной зоне пласта из глубины ПЗП, т.к. по мере приближения к околоскважинной зоне пласта увеличивается действующая депрессия. В удаленной части ПЗП депрессия минимальна и на определенном расстоянии от скважины стремится к нулю. Для блокировки этой зоны пласта применяется блокирующая пачка, представленная эмульсионной системой (ЭС) с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, которая обладает градиентом сдвига, достаточным, чтобы препятствовать прорыву закачиваемых следом рабочих агентов вглубь пласта и наоборот при репрессии препятствующая прорыву пластовых флюидов по высокопроницаемым интервалам из глубины пласта в околоскважинную зону пласта. По мере увеличения депрессии при приближении к околоскважинной зоне пласта требования к прочности закрепления блокирующей пачки возрастают, поэтому в ПЗП вслед за блокирующей пачкой закачивается закрепляющая пачка, представленная ЭСС с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния и сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. или микрочастиц, представленных ильменитом или тетраоксидом тримарганца, которая обладает повышенным градиентом сдвига.The basis of the method for the sequence of radial placement of two types of packs in the bottomhole formation zone provides for the enhancement of their blocking properties as they approach the near-wellbore zone of the formation from the depth of the bottomhole zone, because as you approach the near-wellbore zone of the reservoir, the current depression increases. In the remote part of the bottomhole formation zone, the depression is minimal and tends to zero at a certain distance from the well. To block this zone of the formation, a blocking pack is used, which is represented by an emulsion system (ES) with the content of colloidal silicon dioxide nanoparticles, which has a shear gradient sufficient to prevent the penetration of working agents injected by the agent deep into the reservoir and vice versa during repression, preventing breakthrough of the formation fluids at high permeability intervals from formation depths in the near-wellbore zone of the formation. As the depression increases, approaching the near-wellbore zone of the formation, the requirements for the strength of fastening of the blocking pack increase, therefore, in the PPZ, after the blocking pack, the fixation pack, represented by an ESA containing a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles and dry amorphous silicon dioxide with a particle size of 5 to 500 nm or microparticles represented by ilmenite or trimanganese tetroxide, which has an increased shear gradient.
Содержание сухой аморфной двуокиси кремния составляет 92-99% масс., оставшаяся часть - это примеси, остающиеся после выработки. В качестве примесей могут быть, в частности, следующие вещества (% масс.): нелетучие с фтористо-водородной кислотой вещества (0.2-0.5), нитраты (0.002-0.005), сульфаты (0.015), хлориды (0.001-0.005), железо (0.002-0.005), тяжелые металлы (0.003-0.007) и др. согласно ГОСТ 9428-73 «Реактивы. Кремний (IV) оксид. Технические условия (с Изменениями N 1, 2)». Какие именно содержатся примеси в сухой аморфной двуокиси кремния в настоящем изобретении - не является его существенным признаком, поскольку не влияет на достижение его технического результата.The content of dry amorphous silicon dioxide is 92-99 wt.%, The remainder is the impurities remaining after development. The following substances (% wt.) Can be used as impurities, in particular: substances (0.2-0.5), non-volatile with hydrofluoric acid, nitrates (0.002-0.005), sulfates (0.015), chlorides (0.001-0.005), iron (0.002-0.005), heavy metals (0.003-0.007), etc. according to GOST 9428-73 "Reagents. Silicon (IV) oxide. Technical conditions (as Amended by
Закрепляющая пачка формирует экран, который благодаря комплексу высоких адгезионных и реологических характеристик способен противостоять высокому перепаду давлений (до 200 атм.) без прорыва пластового флюида и поглощения технологических жидкостей. Кроме того, селективность воздействия ЭС и ЭСС на наиболее проницаемые интервалы ПЗП и большие радиальные размеры блокирующей пачки, которая закреплена высоковязкой пачкой, препятствует выносу эмульсионных систем из ПЗП при освоении и эксплуатации скважины после ремонта, что обеспечивает эксплуатацию скважины без прорывов газа по наиболее проницаемым интервалам ПЗП, перераспределение фильтрационных потоков и высокую длительность технологического эффекта.The fastening bundle forms a screen, which, thanks to a combination of high adhesive and rheological characteristics, can withstand high pressure drops (up to 200 atm.) Without breaking the formation fluid and absorbing process fluids. In addition, the selectivity of the effects of ES and ESS on the most permeable PZP intervals and the large radial dimensions of the blocking packet, which is fixed by a highly viscous packet, prevents the emulsion systems from being removed from the PZP during development and operation of the well after repair, which ensures well operation without gas breaks at the most permeable intervals PPP, redistribution of filtration flows and a high duration of the technological effect.
При движении ЭС и ЭСС в пористой среде ее эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в системе и скорости фильтрации системы в пористой среде, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это приводит к тому, что при движении ЭС и ЭСС в пористой среде происходит саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации в глубь пласта. Эти реологические свойства ЭС и ЭСС позволяют сформировать радиальный экран, который преимущественно блокирует наиболее проницаемые интервалы ПЗП.When ES and ESS move in a porous medium, its effective viscosity depends on the volumetric water content in the system and the filtration rate of the system in the porous medium, increasing with increasing volumetric water content and a decrease in the filtration rate. This leads to the fact that during the movement of ES and ESA in a porous medium, self-regulation of viscosity properties, velocity and direction of filtration into the depth of the formation occurs. These rheological properties of ES and ESA allow the formation of a radial screen, which mainly blocks the most permeable PZP intervals.
Выбор скважины и требования к объекту воздействияWell selection and target requirements
Для осуществления способа выбираются следующие скважины:To implement the method, the following wells are selected:
- нефтяные скважины с высоким газовым фактором (выше 600 м3/т);- oil wells with a high gas factor (above 600 m 3 / t);
- нефтяные скважины с высоким буферным давлением (выше 50 атм.), вследствие прорыва газа по наиболее проницаемым пропласткам (образование конуса газа в монолитном пласте);- oil wells with high buffer pressure (above 50 atm.), due to gas breakthrough in the most permeable interlayers (formation of a gas cone in a monolithic formation);
- нефтяные и газовые скважины, вскрывшие пласты с аномально-низким пластовым давлением;- oil and gas wells that have discovered formations with abnormally low reservoir pressure;
- нефтяные и газовые скважины, вскрывшие пласты с аномально-высоким пластовым давлением.- oil and gas wells that have opened formations with abnormally high reservoir pressure.
К скважинам-кандидатам предъявляются следующие основные требования:Candidate wells have the following basic requirements:
- интервал перфорации и зумпф скважины должны быть свободны от осадков и посторонних предметов;- the interval of perforation and sump wells should be free from precipitation and foreign objects;
- обсадная колонна должна быть герметична;- the casing must be tight;
- пластовая температура не лимитируется, но должна быть определена до начала работ;- formation temperature is not limited, but must be determined before the start of work;
- приемистость скважины по воде должна быть не менее 150 м3/сут. при давлении нагнетания на устье не более 120 атм, при недостаточной приемистости проводят обработку ПЗП одним из стандартных методов увеличения приемистости скважины;- the injectivity of the well in water should be at least 150 m 3 / day. when the injection pressure at the wellhead is not more than 120 atm, with insufficient injectivity, the PPP is treated with one of the standard methods for increasing the injectivity of the well;
- верхний предел приемистости не лимитируется.- The upper pickup limit is not limited.
Приготовление ЭС и ЭСС производится на установках приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» (емкость с лопастной мешалкой и внешним центробежным насосом). Необходимое оборудование для приготовления эмульсионных систем представлено на фиг. 1.The preparation of ES and ESS is carried out at the solution preparation plants: “BPR” solution preparation unit (container with a paddle mixer and an external centrifugal pump). The necessary equipment for preparing emulsion systems is shown in FIG. one.
В емкость для приготовления систем набирается дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30% об. Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3% об., коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1% об. и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.Diesel fuel or prepared oil from the point of oil preparation and pumping is collected in a tank for preparing systems - 20-30% vol. Next, a centrifugal circulation pump and a paddle stirrer are started. After this, the emulsifier is dispersed sequentially in diesel fuel - 2-3% vol., The colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1% vol. and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
Приготовление закрепляющей пачки производится на установке «БПР».The preparation of the fixing pack is carried out at the BPR installation.
В емкость для приготовления систем набирается дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20% об. Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3% об., коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1% об., сухая аморфная двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. - 1-3% об. или микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца размером от 0.2 до 4 мкм -3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.Diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil is collected in the tank for preparing systems - 10-20% vol. Next, a centrifugal circulation pump and a paddle stirrer are started. After that, the emulsifier is dispersed sequentially in diesel fuel - 2-3% vol., The colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1% vol., Dry amorphous silicon dioxide with a particle size of 5 to 500 nm. - 1-3% vol. or microparticles of ilmenite or trimanganese tetraoxide ranging in size from 0.2 to 4 microns -3-8, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
Ввод составляющих в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга. Скорость загрузки составляющих лимитируется всасывающей производительностью эжектора.The components are introduced into the hydrocarbon base through an ejector using a vacuum hose. The loading speed of the components is limited by the suction capacity of the ejector.
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания свойств стабильности систем рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.Technological containers should be equipped with vane, providing a constant and uniform distribution of reagents throughout the volume. To ensure the receipt and maintenance of the stability properties of systems, it is recommended to use paddle mixers with a reverse direction of rotation.
Качество приготовления и стабильность свойств систем зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической).The quality of the preparation and the stability of the properties of the systems depends on the completeness of the mixing of the entire volume of the preparation capacity, the purity of the containers, the input speed of the components and the dispersion time. It is recommended to use a container with “beveled” corners (the shape is close to cylindrical).
Контроль качества приготовления ЭС и ЭСС проводится путем проверки седиментационной устойчивости систем. Тест считается положительным, если при выдержке систем при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение водной или углеводородной фазы не более 2% от объема эмульсионной системы.The quality control of the preparation of ES and ESA is carried out by checking the sedimentation stability of the systems. The test is considered positive if, when the systems were kept at room temperature for 2 hours, the aqueous or hydrocarbon phases separated no more than 2% of the emulsion system volume.
Количество и вид специальной техники и оборудования для проведения работ на скважине представлены на фиг. 1. Расчет произведен при условии приготовления систем на растворном узле «БПР». Представленный перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.The number and type of special machinery and equipment for carrying out work on the well are presented in FIG. 1. The calculation was made on condition that the systems were prepared on the “BPR” solution unit. The presented list of equipment and special equipment is basic and may include additional names depending on the conditions of work, location of the mud unit, technological parameters and design features of the well.
Осуществляют следующие подготовительные работы на скважине:Carry out the following preparatory work at the well:
- До начала глушения останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.- Before killing begins, stop the well, discharge it, check the health of the shutoff valves on the wellhead equipment.
- Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение по варианту закачки технологических жидкостей.- Check for circulation in the well and decide on the option of pumping process fluids.
- Определяют величину текущего пластового давления.- Determine the value of the current reservoir pressure.
- Производят расстановку техники для глушения согласно утвержденной схемы.- Make the arrangement of equipment for jamming according to the approved scheme.
- Производят обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза, соблюдая меры безопасности. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.- Bind the equipment and pressure test the pressure line to a pressure exceeding the expected working one by 1.5 times, observing safety measures. The discharge line is equipped with a check valve.
Для поддержания непрерывности глушения, комплекс по глушению на кустовой площадке должен иметь достаточное количество автоцистерн, с необходимым объемом жидкостей для глушения конкретной скважины.To maintain continuity of jamming, the jamming complex at the cluster site should have a sufficient number of tankers, with the necessary volume of fluids to kill a particular well.
При полном отсутствии циркуляции в скважине восстановление циркуляции и глушение скважины производят по специально разработанным планам. Способ осуществляют следующим образом.In the complete absence of circulation in the well, the restoration of circulation and killing of the well is carried out according to specially developed plans. The method is as follows.
Порядок закачки технологических жидкостей при глушении нефтяных и газовых скважин следующий:The procedure for pumping process fluids when killing oil and gas wells is as follows:
1) Производят закачку в ПЗП ЭС в качестве блокирующей пачки в объеме 5-20 м3 на метр перфорированной мощности пласта (м3/м). ЭС содержит дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.1) Generate a download ES PPP as a blocking screen packs of 5-20 m 3 per meter of perforated seam thickness (m 3 / m). ES contains diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil, an emulsifier, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride.
2) Производят закачку в ПЗП ЭСС в качестве закрепляющей пачки в объеме 3-10 м3/м. ЭСС содержит дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.2) Make an injection in the PPP ESS as a fixing pack in the amount of 3-10 m 3 / m An ESA contains diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping station, an emulsifier, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, dry amorphous silicon dioxide, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride.
3) Производят продавку блокирующей и закрепляющей пачек и заполнение скважины продавочной жидкостью - водным раствором хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - в частности, гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М в объеме 2-7 м3/м.3) They sell blocking and fixing packs and fill the well with a squeezing liquid - an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a surfactant content - in particular, IVB-1 or ChAS-M water repellent in a volume of 2-7 m 3 / m.
Гидрофобизатор «ИВВ-1» выпускается по ТУ 2482-111-56856807-2016 и представляет собой смесь алкилдиметилбензиламоний хлорида и четвертичной амониевой соли третичного амина, получаемый путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида.The IVB-1 water repellent is produced according to TU 2482-111-56856807-2016 and is a mixture of alkyldimethylbenzylammonium chloride and tertiary amine quaternary ammonium salt, obtained by condensation of alkyldimethylamine and benzyl chloride.
Гидрофобизатор «ЧАС-М» выпускается по ТУ 20.41.20-125-56856807-2017 и представляет собой водно-спиртовой раствор четвертичных аммониевых солей алкилдиметиламина.Water repellent CHAS-M is produced according to TU 20.41.20-125-56856807-2017 and is a water-alcohol solution of quaternary ammonium salts of alkyl dimethylamine.
При глушении нефтяной скважины с высоким газовым фактором и глушении нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением в качестве водной составляющей систем и продавочной жидкости выбирается водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с плотностью не менее 1250 кг/м3.When killing an oil well with a high gas factor and killing oil and gas wells with an abnormally high reservoir pressure, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a density of at least 1250 kg / m 3 is selected as the water component of the systems and selling fluid.
При глушении нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением в качестве водной составляющей систем и продавочной жидкости выбирается водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с плотностью не более 1100 кг/м3.When killing oil and gas wells with an abnormally low reservoir pressure, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a density of not more than 1100 kg / m 3 is selected as the water component of the systems and selling fluid.
Конкретный объем закачиваемых в ПЗП блокирующей, закрепляющей пачек и продавочной жидкости находится в зависимости от приемистости скважины.The specific volume of blocking, securing packs and squeezing fluid injected into the BCP depends on the injectivity of the well.
При приемистости скважин ниже 350 м3/сут. в качестве блокирующей пачки можно использовать ЭС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия -остальное. В качестве закрепляющей пачки можно использовать ЭСС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора можно использовать композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать:When the injectivity of the wells is below 350 m 3 / day. as a blocking packet, one can use an ES containing (% vol.): diesel fuel or prepared oil from the oil preparation and pumping station - 20-30, emulsifier - 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1, an aqueous solution of chloride calcium or potassium chloride is the rest. An ESS containing (% vol.): Diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping station — 10–20, emulsifier — 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm can be used as a fixing pack - 0.5-1, dry amorphous silicon dioxide with a particle size of 5 to 500 nm - 1-3, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest. In the blocking pack and in the fixing pack as an emulsifier, you can use a composition containing (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high molecular weight organic thermal stabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest. In a blocking pack and in a fixing pack, as a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, you can use:
- двуокись кремния - 31-32.5% об. в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69% об., вода - остальное, или- silicon dioxide - 31-32.5% vol. in propylene glycol monomethyl ether - 67-69% vol., water - the rest, or
- двуокись кремния - 30-31% об. в изопропаноле - 67-69% об. и метиловом спирте -остальное, или- silicon dioxide - 30-31% vol. in isopropanol - 67-69% vol. and methyl alcohol, the rest, or
- двуокись кремния - 29-31% об. в этиленгликоле - 69-71% об.- silicon dioxide - 29-31% vol. in ethylene glycol - 69-71% vol.
В продавочной жидкости в качестве поверхностно-активного вещества можно использовать гидрофобизатор марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об.In the selling liquid, as a surfactant, it is possible to use a water repellent of the IVV-1 or ChAS-M grades with a content of 1-2% vol.
При приемистости скважин выше 350 м3/сут. в качестве блокирующей пачки можно использовать ЭС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия остальное. В качестве закрепляющей пачки можно использовать ЭСС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора можно использовать When the injectivity of the wells is above 350 m 3 / day. as a blocking packet, one can use an ES containing (% vol.): diesel fuel or prepared oil from the oil preparation and pumping station - 20-30, emulsifier - 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1, an aqueous solution of chloride calcium or potassium chloride the rest. An ESS containing (% vol.): Diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping station — 10–20, emulsifier — 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm can be used as a fixing pack - 0.5-1, microparticles of ilmenite or trimanganese tetraoxide with a size of 0.2 to 4 microns - 3-8, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest. In the blocking pack and in the fixing pack as an emulsifier can be used
композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать:a composition containing (% vol.): esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high molecular weight organic thermal stabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest. In a blocking pack and in a fixing pack, as a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, you can use:
- двуокись кремния - 31-32.5% об. в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69% об., вода - остальное, или- silicon dioxide - 31-32.5% vol. in propylene glycol monomethyl ether - 67-69% vol., water - the rest, or
- двуокись кремния - 30-31% об. в изопропаноле - 67-69% об. и метиловом спирте - остальное, или- silicon dioxide - 30-31% vol. in isopropanol - 67-69% vol. and methyl alcohol - the rest, or
- двуокись кремния - 29-31% об. в этиленгликоле - 69-71% об.- silicon dioxide - 29-31% vol. in ethylene glycol - 69-71% vol.
В продавочной жидкости в качестве поверхностно-активного вещества можно использовать гидрофобизатор марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об.In the selling liquid, as a surfactant, it is possible to use a water repellent of the IVV-1 or ChAS-M grades with a content of 1-2% vol.
Регулирование основных физических параметров систем и водных растворов солей производится на основе расчета плотности, обеспечивающем необходимое противодавление на пласт с учетом результатов лабораторных экспериментов на совместимость с минералами коллектора, пластовыми флюидами (пластовой водой, нефтью, попутным газом).The basic physical parameters of the systems and aqueous solutions of salts are regulated based on a density calculation that provides the necessary back pressure on the formation, taking into account the results of laboratory experiments on compatibility with reservoir minerals, formation fluids (formation water, oil, associated gas).
Кроме основных физических свойств технологических жидкостей необходимо определить:In addition to the basic physical properties of process fluids, it is necessary to determine:
- количество циклов;- the number of cycles;
- способ закачки технологических жидкостей;- a method for pumping process fluids;
- скорости закачки технологических жидкостей.- the rate of injection of process fluids.
Могут применяться два варианта закачки технологических жидкостей в скважину: прямой или обратный. Традиционно, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямая закачка). Но для закачки блокирующей и закрепляющей пачек предпочтительным вариантом является обратная закачка через кольцевое межтрубное пространство. Не рекомендуется производить глушение прямой закачкой при наличии спущенного электроцентробежного насоса (ЭЦН)/штангового насоса (ШГН) в связи с риском обрыва колонны труб с ростом давления при передавливании блокирующего и закрепляющего составов через отверстие сбивного клапана.Two options for pumping process fluids into the well can be used: direct or reverse. Traditionally, the process of injecting the killing fluid should be carried out in the pipe space of the well (direct injection). But for the injection of blocking and fixing packs, the preferred option is reverse injection through the annular annular space. It is not recommended to suppress by direct injection in the presence of a deflated electric centrifugal pump (ESP) / sucker rod pump (SHG) due to the risk of pipe string breaking with increasing pressure when blocking and fixing compounds are pressed through the opening of the knockdown valve.
Прямая закачка осуществляется посредством нагнетания технологических жидкостей в трубное пространство насосно-компрессорных труб (НКТ) и обладает следующими преимуществами:Direct injection is carried out by injecting process fluids into the tubing space of tubing and has the following advantages:
- меньшая продолжительность операции;- shorter duration of the operation;
- меньшее рабочее давление, создаваемое насосным агрегатом;- lower working pressure created by the pump unit;
- отсутствие риска повреждения колонны при повышении давления закачки;- no risk of damage to the column with increasing injection pressure;
- отсутствие риска поглощения через негерметичности колонны;- no risk of absorption through leakage of the column;
- отсутствие эффекта смывания отложений с поверхности колонны и НКТ на забой;- the absence of the effect of washing away deposits from the surface of the column and tubing to the bottom;
- отсутствие противодвижения жидкостей: закачиваемых технологических жидкостей и всплывающей скважинной жидкостью.- lack of fluid counterflow: injected process fluids and pop-up well fluid.
Обратная закачка технологических жидкостей через затрубное пространство применяется при следующих условиях:Re-injection of process fluids through the annulus is used under the following conditions:
- невозможности сбить сбивной клапан;- the inability to bring down the knockdown valve;
- наличии пробок в НКТ (отсутствии циркуляции через НКТ);- the presence of plugs in the tubing (lack of circulation through the tubing);
- рисках не прохождения технологических жидкостей через НКТ.- the risks of not passing process fluids through the tubing.
Для глушения скважин с аномально-низким пластовым давлением при установке блокирующих пачек на вскрытый интервал возможно одновременное использование и прямого и обратного способа закачки.For killing wells with abnormally low reservoir pressure when installing blocking packs in the open interval, simultaneous use of both direct and reverse injection methods is possible.
Блокирующий и закрепляющий составы с указанным в данном изобретении соотношением компонентов, составляющих систему, не предназначены для глушения скважин с негерметичностью эксплуатационной колонны.Blocking and fixing compositions with the ratio of the components constituting the system specified in this invention are not intended for killing wells with leaky production casing.
Закачка технологических жидкостей должна производиться непрерывно с производительностью, предотвращающей снижение плотности технологических жидкостей всплывающими газом и нефтью, а также при давлении на агрегате, исключающем поглощение жидкости. Процесс глушения в пределах одного цикла должен быть непрерывным.Injection of process fluids should be carried out continuously with a capacity that prevents a decrease in the density of process fluids by pop-up gas and oil, as well as at a pressure on the unit that excludes liquid absorption. The jamming process within one cycle should be continuous.
Скорость закачки технологических жидкостей определяется величиной пластового давления:The rate of injection of process fluids is determined by the value of reservoir pressure:
- В случае высокого газового фактора и аномально высокого пластового давления скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны).- In the case of a high gas factor and an abnormally high reservoir pressure, the injection rate should be maximum, exceeding the productivity of the well, provided that the pressure does not exceed the maximum allowable (according to the conditions of the pressure of the casing).
- В случае аномально низкого пластового давления в целях минимизации репрессии на продуктивный пласт и снижения объемов поглощения скважинной жидкости продуктивным пластом оптимальна закачка от 200 до 500 литров раствора глушения в минуту (3-8 л/с).- In the case of an abnormally low reservoir pressure, in order to minimize repression on the reservoir and reduce the absorption of the wellbore fluid by the reservoir, injection from 200 to 500 liters of killing solution per minute (3-8 l / s) is optimal.
Требуемая плотность технологических жидкостей определяется на основе расчета исходя из условия создания столбом технологических жидкостей давления, превышающего текущее пластовое давление на коэффициент безопасности.The required density of process fluids is determined on the basis of the calculation based on the condition that a column of process fluids create a pressure that exceeds the current reservoir pressure by a safety factor.
Количество сухого хлористого калия или хлористого кальция, требуемого для приготовления необходимого объема водного раствора определенной плотности, рассчитывается по следующей формуле:The amount of dry potassium chloride or calcium chloride required to prepare the required volume of an aqueous solution of a certain density is calculated by the following formula:
где:Where:
Мр - количество реагента, кг;M p - the amount of reagent, kg;
Yр - удельный вес реагента, г/см3;Y p - the specific gravity of the reagent, g / cm 3 ;
Yжг - удельный вес технологических жидкостей глушения, г/см3;Y zh - the specific gravity of the process fluids, g / cm 3 ;
Yв - удельный вес технической воды, применяемой для приготовления технологических жидкостей, г/см3;Y in - the proportion of process water used for the preparation of process fluids, g / cm 3 ;
Vр - требуемый объем водного раствора, м3.V p - the required volume of an aqueous solution, m 3 .
Расчет необходимой плотности технологических жидкостей при полной замене скважинной жидкости определяется по следующей формуле:The calculation of the required density of process fluids with a complete replacement of the well fluid is determined by the following formula:
где:Where:
ρ - расчетная плотность технологических жидкостей, кг/м3;ρ is the calculated density of process fluids, kg / m 3 ;
Рпл - пластовое давление, МПа;P PL - reservoir pressure, MPa;
П - коэффициент безопасности удельного веса технологических жидкостей, определяемый Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 №101;P - safety factor for the specific gravity of process fluids, determined by the Federal norms and rules in the field of industrial safety “Safety rules in the oil and gas industry”, approved by order of Rostekhnadzor dated 12.03.2013 No. 101;
Н - расстояние от устья до кровли пласта по вертикали, м.N is the vertical distance from the mouth to the top of the formation, m
Для скважины, в которой вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями, и расстояние между ними составляет более 50 м, в расчетах принимается величина Н от устья скважины до кровли пласта с более высоким пластовым давлением. Независимо от того, всплывает поднасосная жидкость или нет, или ее плотность и плотность технологических жидкостей изменятся при смешивании, расчетной плотности должно быть достаточно для глушения скважины.For a well in which several formations with different reservoir pressures have been opened, and the distance between them is more than 50 m, the calculation takes the value of H from the wellhead to the top of the reservoir with a higher reservoir pressure. Regardless of whether the sub-pumping fluid emerges or not, or its density and the density of the process fluids will change when mixed, the calculated density should be sufficient to kill the well.
Для определения объема продавочной жидкости рассчитывается внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ и глубины спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) (формулы 3-6). Требуемый объем продавочной жидкости V можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы:To determine the volume of displacement fluid, the internal volume of the well is calculated taking into account the pipe wall thickness, the volume of deflated tubing and the depth of descent of the pumping equipment (GNO) (formulas 3-6). The required volume of displacement fluid V can be defined as the difference between the internal volume of the well and the volume of tubing along the pipe body:
где:Where:
Vэк - объем эксплуатационной колонны, м3;V EC - the volume of production casing, m 3 ;
Vнкт - объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3;V tubing - the volume of fluid displaced by the tubing metal, m 3 ;
Vшт - объем жидкости, вытесняемый металлом штанг, м3 (при наличии);V pc - the volume of fluid displaced by the metal rods, m 3 (if any);
1,1 - коэффициент запаса.1,1 - safety factor.
При этом:Wherein:
где:Where:
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;D is the inner diameter of the production casing, m;
Н - глубина скважины, м3.N - well depth, m 3 .
где:Where:
d и d1 - соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м;d and d 1 - respectively, the outer and inner diameters of the tubing, m;
Нсп - глубина спуска насоса, м.N SP - the depth of the descent of the pump, m
где:Where:
dшт.ср. _ средневзвешенный диаметр штанг, определяется по формуле:d pc _ weighted average diameter of the rods, determined by the formula:
где:Where:
dшт.1,2,3 _ диаметры ступеней колонны штанг, м;d pcs 1,2,3 _ the diameters of the steps of the rod string, m;
hшт.1,2,3 _ длины ступеней колонны штанг, м.h pcs 1,2,3 _ the length of the steps of the rod string, m
В качестве заключительных мероприятий на скважине необходимо произвести следующие работы:As the final measures at the well, the following work must be done:
1. Проверить закрытие всех задвижек на фонтанной арматуре.1. Check the closure of all valves on the fountain fittings.
2. Разрядить нагнетательную линию, убедиться в отсутствии избыточного давления.2. Discharge the discharge line, make sure there is no excess pressure.
3. Демонтировать нагнетательную линию, не допуская розливов технологической жидкости (использовать экологические поддоны).3. Dismantle the discharge line, preventing the spillage of the process fluid (use environmental trays).
4. Разрядить давление до атмосферного в трубопроводе от скважины до групповой замерной установки (ГЗУ).4. To discharge atmospheric pressure in the pipeline from the well to the group metering unit (GZU).
Лабораторные исследования физических свойств систем (ЭС и ЭСС). Для исследования физических свойств ЭС и ЭСС были подготовлены образцы блокирующей и закрепляющей пачек с различным объемным содержанием компонентов.Laboratory studies of the physical properties of systems (ES and ESA). To study the physical properties of ES and ESA, samples of blocking and fastening packs with different volume contents of the components were prepared.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры систем:As a result of the experiments, the following system parameters were determined:
- плотность;- density;
- агрегативная устойчивость;- aggregative stability;
- термостабильность;- thermal stability;
- кинематическая вязкость.- kinematic viscosity.
После приготовления образцов систем производилась их выдержка не менее 4 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.After preparing the samples of the systems, they were held for at least 4 hours at room temperature before the experiments.
Измерение плотности системSystem Density Measurement
Результаты измерения плотности ЭС и ЭСС (пикнометрический метод), применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3), представлены на фиг. 2.The results of measuring the density of ES and ESS (pycnometric method) used for killing oil wells with a high gas factor and killing oil and gas wells with anomalously high reservoir pressure (the density of the water component is 1300 kg / m 3 ) are presented in FIG. 2.
Результаты измерения плотности ЭС и ЭСС, применяемых для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением (плотность водной составляющей -1050 кг/м3), представлены на фиг. 3.The results of measuring the density of ES and ESS used to shut off oil and gas wells with abnormally low reservoir pressure (density of the water component -1050 kg / m 3 ) are presented in FIG. 3.
Измерение агрегативной устойчивости системMeasurement of the aggregate stability of systems
Агрегативная устойчивость - это способность систем сохранять степень дисперсности внутренней фазы.Aggregate stability is the ability of systems to maintain the degree of dispersion of the internal phase.
Оценку проводили по показателю электростабильности - измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения систем, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN.The assessment was carried out according to the indicator of electrical stability - measuring the voltage values corresponding to the moment of destruction of the systems enclosed between the electrodes of the measuring cell of the device. The experiments were conducted on a device brand FANN.
Результаты измерения агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3), представлены на фиг. 4.The results of measuring the aggregate stability of systems used for killing oil wells with a high gas factor and killing oil and gas wells with anomalously high reservoir pressure (density of the water component is 1300 kg / m 3 ) are presented in FIG. four.
Измерение термостабильности системMeasurement of thermal stability of systems
Измерение термостабильности систем проводили путем их выдержки в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 24 часов при заданном температурном режиме 80°C. Тест считался положительным (образец стабилен), если после 6 ч термостатирования из эмульсионной системы отделилось не более 2 об. % воды от общего объема водной составляющей систем. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.The thermal stability of the systems was measured by holding them in measured hermetically sealed cylinders in a heating cabinet for 24 hours at a predetermined temperature regime of 80 ° C. The test was considered positive (the sample is stable), if after 6 hours of temperature control no more than 2 vol. % water of the total water component of the systems. As a result of thermal stability experiments, it was determined that all samples were stable for 24 hours.
Измерение кинематической вязкости системMeasurement of kinematic viscosity of systems
Результаты измерения кинематической вязкости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3), представлены на фиг. 5. Измерения проводились при температуре 20°C (погрешность измерения температуры ± 0,1°C) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами системы перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1200 об/мин в течение 20 минут.The results of measuring the kinematic viscosity of systems used for killing oil wells with a high gas factor and killing oil and gas wells with anomalously high reservoir pressure (water density is 1300 kg / m 3 ) are presented in FIG. 5. The measurements were carried out at a temperature of 20 ° C (temperature measurement error ± 0.1 ° C) on a VPZh-2 viscometer with a viscometer constant of 0.09764. Before experiments, the systems were mixed in a mechanical stirrer at a given speed of 1200 rpm for 20 minutes.
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭС и ЭСС подтвердили высокие технологические свойства разработанных составов. Особенно важными параметрами являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость систем, а также возможность регулировать вязкостные свойства ЭС и ЭСС в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП.The results of a set of basic laboratory studies of the physical properties of ES and ESA confirmed the high technological properties of the developed compounds. Particularly important parameters are the high thermal stability and aggregative stability of the systems, as well as the ability to control the viscosity properties of ES and ESS depending on the filtering and capacitive characteristics of the PPP.
Далее приведены примеры осуществления способа в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважинах с аномально-высоким пластовым давлением при приемистости скважин ниже и выше 350 м3/сут.The following are examples of the method in oil wells with a high gas factor and oil and gas wells with abnormally high reservoir pressure with a well injection rate below and above 350 m 3 / day.
Claims (46)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017135377A RU2662721C1 (en) | 2017-10-05 | 2017-10-05 | Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options) |
| PCT/RU2018/050120 WO2019070165A1 (en) | 2017-10-05 | 2018-10-05 | Method for killing oil and gas wells under difficult conditions (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017135377A RU2662721C1 (en) | 2017-10-05 | 2017-10-05 | Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2662721C1 true RU2662721C1 (en) | 2018-07-27 |
Family
ID=62981804
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017135377A RU2662721C1 (en) | 2017-10-05 | 2017-10-05 | Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options) |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2662721C1 (en) |
| WO (1) | WO2019070165A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753440C1 (en) * | 2020-12-23 | 2021-08-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Интех" | Method for controlling parameters of liquids injected into well |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047745C1 (en) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Well killing method |
| RU2184839C2 (en) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Composition for well killing |
| RU2257863C1 (en) * | 2004-03-09 | 2005-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дальневосточная медицинская компания" | Disposable gynecological mirror |
| RU2279462C1 (en) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Oil-and-gas well kill fluid |
| CA2765192A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills |
| RU2441975C1 (en) * | 2010-06-28 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells |
| US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
| RU2616632C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2184836C2 (en) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Method of selective restriction inflows in development wells |
| RU2631460C1 (en) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Treatment method of bottom-hole formation zone |
-
2017
- 2017-10-05 RU RU2017135377A patent/RU2662721C1/en active
-
2018
- 2018-10-05 WO PCT/RU2018/050120 patent/WO2019070165A1/en active Application Filing
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047745C1 (en) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Well killing method |
| RU2184839C2 (en) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Composition for well killing |
| RU2257863C1 (en) * | 2004-03-09 | 2005-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дальневосточная медицинская компания" | Disposable gynecological mirror |
| RU2279462C1 (en) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Oil-and-gas well kill fluid |
| CA2765192A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills |
| RU2441975C1 (en) * | 2010-06-28 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells |
| US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
| RU2616632C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753440C1 (en) * | 2020-12-23 | 2021-08-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Интех" | Method for controlling parameters of liquids injected into well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2019070165A1 (en) | 2019-04-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3378074A (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| AU2014281205B2 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| RU2670307C1 (en) | Method for preventing manifestations in the construction of oil and gas wells | |
| RU2659046C1 (en) | Method of damping oil and gas wells | |
| EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
| RU2662720C1 (en) | Method of damping oil and gas wells with highly permeable fractures of the hydraulic fracturing (variants) | |
| RU2700851C1 (en) | Method of selective treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2670308C1 (en) | Method of elimination of drilling solution absorption in construction of oil and gas wells | |
| RU2662721C1 (en) | Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options) | |
| RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
| EP3713892A1 (en) | High density microfine cement for squeeze cementing operations | |
| RU2728168C9 (en) | Method of prevention of formation water breakthroughs to faces of gas, gas-condensate or gas hydrate wells | |
| RU2166614C1 (en) | Process of liquidation of interstring gas manifestations in well | |
| EA040038B1 (en) | METHOD FOR MULTIVATION OF OIL AND GAS WELLS | |
| EA040894B1 (en) | METHOD FOR INCREASING OIL RECOVERY OF FORMATIONS (VERSIONS) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20181031 |