SU853092A1 - Well-starting method - Google Patents
Well-starting method Download PDFInfo
- Publication number
- SU853092A1 SU853092A1 SU792800660A SU2800660A SU853092A1 SU 853092 A1 SU853092 A1 SU 853092A1 SU 792800660 A SU792800660 A SU 792800660A SU 2800660 A SU2800660 A SU 2800660A SU 853092 A1 SU853092 A1 SU 853092A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- foam
- well
- water
- zone
- formation
- Prior art date
Links
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
- C09K8/60—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
- C09K8/94—Foams
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)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
Description
в приэабойнзю зону пласта пенообразующего состава, содер.жащего воду и пенообразующее поверхностно-активное вещество, выдерживание его в -пласте и осуш,ествление вызова .притока пластового флюида лутем циркул ции в скважине пеиы, включающей воду, пенообразователь и газовую фазу с постепенным повыщением степени аэрации 2.in the near-abyssal zone of the reservoir of a foaming composition containing water and a foaming surfactant, keeping it in the -plast and drying, evacuating the flow of formation fluid by circulating in the borehole, including water, a frother and a gas phase with a gradual increase in the degree aeration 2.
Недостатком способа вл етс низка эффективность удалени кольматируюн1,его пласт материала в процессе вызова прнто ,ка пластового флюида.The disadvantage of this method is the low removal efficiency of the colmatiruon1, its layer of material in the process of calling the formation fluid.
Цель изобретени - повышение эффективности удалени кольматирующего пласт матери-ала в процессе вызова притока пластовото флюида.The purpose of the invention is to increase the removal efficiency of the clogging layer of the mother-ala in the process of invoking the inflow of the plastototal fluid.
Это достигаетс тем, что дополнительно пенообразующий состав содержит NaOH, ГКЖ-11 и метанол, причем компоненты вз ты при следующем количественном соотнощении , вес. %:This is achieved by the fact that in addition the foaming composition contains NaOH, NGL-11 and methanol, and the components are taken at the following quantitative ratio, weight. %:
Пенообразующее поверхностно-активное вещество1 -2Foaming surfactant1 -2
NaOH3-5NaOH3-5
ГКЖ-111-3GKZH-111-3
Метанол20-30Methanol20-30
Вода.Остальное.Water.The rest.
В предлагаемом способе до начала вызова притока пластового флюида из пласта в призабойную зону через НКТ закачивают многокомпонентную пену, содержащую кроме известных компонентов (газова фаза, вода, пенообразователь) специальные добавки , обеспечивающие пептизацию ,и гидрофобизацию кольматирующих веществ, дегидратацию поверхности лоровых каналов.In the proposed method, prior to initiating the flow of reservoir fluid from the reservoir into the bottomhole zone, a multi-component foam is injected through the tubing, which contains, in addition to the known components (gas phase, water, foaming agent), special peptides and hydrophobization of clogging substances, dehydration of the surface of loric channels.
В .процессе вызова притока при течении нефти (газа) из .пласта в скважину кольматирующий материал и вода полностью вынос тс из пласта благодар физико-химическому воздействию закаченной ранее многокомпонентной пеиы.In the call flow process, when the oil (gas) flows from the plastic into the well, clogging material and water are completely removed from the reservoir due to the physicochemical effects of the previously injected multi-component fluid.
В качестве .пептизатора и диспергатора предлагаетс использовать гидроокись натри , действие которой усиливаетс в сочетании с ПАВ, служащим пенообразователем .It is proposed to use sodium hydroxide as a peptizer and dispersant, the effect of which is enhanced in combination with a surfactant serving as a frother.
Концентрацию ПАВ принимают в 5-10 раз выше, чем в известном способе, т. е. выше критической концентрации мицеллообразовани , так как мицеллы способны поглощать некоторое количество твердых частиц и т желых углеводородов благодар влению солюбилизации, что способствует лучшей очистке призабойной зоны. В качестве пенообразовател можно .примен ть ПАВ ионогенного (на-пример, ДС-РАС) и иеионогенното (например, ОП-10) типов.The surfactant concentration is taken 5-10 times higher than in the known method, i.e., above the critical micelle concentration, since the micelles are capable of absorbing a certain amount of solid particles and heavy hydrocarbons due to solubilization, which contributes to a better bottomhole cleaning. As a blowing agent, it is possible to use surfactants of ionic (for example, DS-PAC) and ionogenically (for example, OP-10) types.
В качестве гидрофобизатора предлагаетс использовать метилсиликонат натри (выпускаемый иод маркой жидкость ГКЖ-11). Гидрофобизатор, обеспечива It is proposed to use sodium methylsiliconate as a water-repellent agent (manufactured by NGL-11 liquid brand). Water repellent, providing
гидрофобизацию твердых частиц, улучщает прилипание твердых частиц к пузырькам пены, что способствует очистке призабойной зоны при вызове притока. Кроме того, гидрофобизаци поверхности поровых каналов позвол ет более эффективно удал ть воду из .призабойной зоны при вызове притока . В качестве дегидрататора поверхностиhydrophobicization of solid particles, improves the adhesion of solid particles to foam bubbles, which contributes to cleaning the bottom-hole zone when calling the inflow. In addition, the hydrophobization of the surface of the pore channels makes it possible to more effectively remove water from the near-well zone when invoking the inflow. As a surface dehydrator
поровых каналов предлагаетс использовать :метанол, снижающий силу адгезии воды к твердой поверхности, способству , тем самым, очистке призабойной зоны от воды и повышению фазовой проницаемости поIt is proposed to use pore channels: methanol, which reduces the adhesion force of water to a solid surface, thus helping to clean the bottom-hole zone from water and increase the phase permeability of
нефти.of oil.
Лабораторными экснеримента.ми установлены оптимальные концентрации комнонентов пенообразующего раствора дл многокомпонентной пены, вес. %:Laboratory exa riency. I found the optimal concentrations of the components of the foaming solution for the multicomponent foam, weight. %:
Пенообразователь (ПАВ)1-2Frother (surfactant) 1-2
Пептизатор (например, NaOH) 3-5 Гидрофобизатор (например,Peptizer (for example, NaOH) 3-5 Water repellent (for example,
ГКЖ-11)1-3GKZH-11) 1-3
Дегидрататор (например,Dehydrator (e.g.
метаиол)20-30metaiol) 20-30
Вода (пресна илиWater (fresh or
пластова )Остальное.layer) The rest.
После приготовлени пенообразующего раствора указанного состава его вспенивают и закачивают в .призабойную зону. Степень аэрации (в пластовых услови х) принимают равной 0,5-1,5. В качестве газовой фазы Примен ют воздух, природный газ, азот. Закачка этих компонентов в призабойную зону пласта в виде пены способствует повышению охвата воздействием менее проницаемых зон пласта благодар структурно-механическим свойствам пены. После закачки многокомпонентной пеныAfter preparation of the foaming solution of the specified composition, it is foamed and pumped into the well-bottom zone. The degree of aeration (in reservoir conditions) is taken equal to 0.5-1.5. Air, natural gas, and nitrogen are used as the gas phase. The injection of these components into the bottomhole formation zone in the form of foam contributes to an increase in the coverage of less permeable zones of the formation due to the structural and mechanical properties of the foam. After injection of multi-component foam
до начала вызова нритока ее выдерживают в призабойной зоне пласта в течение 3-4 ч дл протекани необходимых физико-химических процессов, после чего приступают к вызову притока, в процессе которого иризабойна зона .полностью очищаетс от кольматирующего материала и воды.prior to the initiation of the call, it is kept in the bottomhole formation zone for 3-4 hours to perform the necessary physicochemical processes, after which they begin to call in the inflow, during which the irrigation zone is completely cleaned of clogging material and water.
Закачка многокомпонентной пены в призабойную зону пласта ведетс через НКТ до достижени на забое скважины давлени выше гидростатического на 30- 60 кгс/см2, что, как установлено промыслово-экопериментальными работами по закачке пены в пласт при пластовом давлении не выше гидростатического, обеспечивает -продавливание в призабойную зону достаточного количества пены.Multicomponent foam injection into the bottomhole formation zone is carried out through tubing until pressure reaches 30-36 kgf / cm2 above the hydrostatic bottom hole, which, as established by the field-experimental work on foam injection into the formation at a reservoir pressure not higher than hydrostatic, provides - pressing bottomhole zone of sufficient foam.
Освоение скважины пеной в соответствии с предлагаемым способом провод т в следующей .последовательности.The development of the well foam in accordance with the proposed method is carried out in the following sequence.
Готов т расчетные объемы пенообраз}пощих растворов дл приготовлени однокомпонентной и многокомпонентной пены. Обв зывают наземное оборудование (комПрессор , Промывочный агрегат, аэратор) с устьем скважины.Prepare calculated volumes of foam-like foaming solutions for preparing one-component and multi-component foam. The ground equipment (compressor, flushing unit, aerator) is tied up with the wellhead.
На первом этапе жидкость, заполн ющую скважину, замен ют на двухфазную однокомпонентную -пену, причем закачку ведут ПО схеме пр мой Промывки: пену закачивают в НКТ, а жидкость вытесн етс через затрубное пространство. По сравнению с известным способом .при такой закачке -пены создаютс меньшие забойные давлени , что предотвращает проникновение в пласт излишних количеств воды. Степень аэрации на этом этапе 1принимают равной 5-10, чтобы не вызывать притока. Расход жидкости принимают равным 4-6 л/с.At the first stage, the fluid filling the well is replaced with a two-phase one-component foam, and the injection is carried out according to the Direct Flushing scheme: the foam is pumped into the tubing and the fluid is displaced through the annulus. Compared with the known method. With such injection, smaller bottomhole pressures are created in the foams, which prevents the ingress of excess amounts of water into the formation. The degree of aeration at this stage 1 is equal to 5-10, so as not to cause an influx. The fluid flow is taken equal to 4-6 l / s.
После замены жидкости, заполн вшей скважину, на однокомпонентную лену при степени аэрации а 5-10 приступают к закачке в НКТ многокомпонентной пены прн расходе пенообразующего раствора 4-6 л/с и степени аэрации (при пластовом давлении) равной 0,5-1,5. После выхода многокомпонентной лены в затрубное пространство закрывают затрубную задвижку и продолжают закачивать многокомпонентную пену в НКТ до достижени на забое скважины давлени на 30- 60 кгс/см выше гидростатического, что обеспечивает продавливание пены в лризабойную зону пласта. Затем закрывают скважину на 3-4 ч дл Протекани необходимых физико-химических процессов в призабойной зоне.After replacing the fluid filling the lice well with one-component lena at aeration rate a 5-10, they begin to inject a multicomponent foam into the tubing with a consumption of foaming solution of 4-6 l / s and aeration rate (at reservoir pressure) of 0.5-1, five. After the multicomponent flax enters the annular space, the annular valve is closed and the multicomponent foam continues to be injected into the tubing until a pressure of 30–60 kgf / cm above the hydrostatic pressure is reached at the bottom of the well, which ensures the penetration of the foam into the bottom zone of the formation. Then, the well is closed for 3-4 hours to allow the necessary physicochemical processes in the bottomhole zone.
После выдержки скважины вызывают приток из пласта .путем обратной циркул ции двухфазной (однокомпонентной) пены с постепенным ловышением степени аэрации до достижени необходимой депрессии на пласт.After the well is aged, inflow from the formation is caused by reverse circulation of two-phase (one-component) foam with a gradual catch of aeration level until the required depression is reached on the formation.
При вызове притока в лроцессе отработки скважины будет обеспечена полна очистка призабойной зоны пласта от кольматирующего материала и воды.When an inflow is called in the well process, the well bottom zone of the reservoir will be cleaned of clogging material and water.
Экономический эффект от реализации предлагаемого изобретени на примере объединени «Татнефть (-при условии .применени данного способа на 75% фонда осваиваемых в объединении скважин) составит свыше 1 млн. руб. в расчете на 1 год.The economic effect from the implementation of the proposed invention on the basis of the TATNEFT association (on the condition that this method is applied to 75% of the fund of wells being drilled in the combination) will exceed 1 million rubles. in the calculation for 1 year.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU792800660A SU853092A1 (en) | 1979-07-23 | 1979-07-23 | Well-starting method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU792800660A SU853092A1 (en) | 1979-07-23 | 1979-07-23 | Well-starting method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU853092A1 true SU853092A1 (en) | 1981-08-07 |
Family
ID=20842516
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU792800660A SU853092A1 (en) | 1979-07-23 | 1979-07-23 | Well-starting method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU853092A1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2455476C1 (en) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Method of heavy oil production |
RU2464416C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of initiating inflow from bed |
RU2466272C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to call inflow of formation fluid from well |
RU2470150C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of causing fluid intrusion from well |
RU2485305C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
-
1979
- 1979-07-23 SU SU792800660A patent/SU853092A1/en active
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2455476C1 (en) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Method of heavy oil production |
RU2464416C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of initiating inflow from bed |
RU2466272C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to call inflow of formation fluid from well |
RU2470150C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of causing fluid intrusion from well |
RU2485305C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2071554C1 (en) | Method for recovery of liquid hydrocarbons (versions) | |
RU2341646C2 (en) | Removal of water obstruction with hydrocarbon liquid system on base of surface-active substance | |
US3893511A (en) | Foam recovery process | |
US6105672A (en) | Enhanced petroleum fluid recovery process in an underground reservoir | |
US5033547A (en) | Method for decreasing mobility of dense carbon dioxide in subterranean formations | |
SU853092A1 (en) | Well-starting method | |
GB2237309A (en) | Method for using foams to improve alkaline flooding oil recovery | |
US3817331A (en) | Waterflooding process | |
RU2480503C1 (en) | Composition for water-isolation works in gas wells | |
RU2127807C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2047745C1 (en) | Well killing method | |
RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
RU2383576C1 (en) | Composition for water insulation in gas-bearing seam | |
RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 | |
RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2405020C2 (en) | Compound for isolation of water inflow in gas wells | |
RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
RU2163292C2 (en) | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits | |
RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
RU2581854C1 (en) | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration | |
RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well |