WO2019039974A1 - Способ глушения нефтяных и газовых скважин - Google Patents

Способ глушения нефтяных и газовых скважин Download PDF

Info

Publication number
WO2019039974A1
WO2019039974A1 PCT/RU2018/050103 RU2018050103W WO2019039974A1 WO 2019039974 A1 WO2019039974 A1 WO 2019039974A1 RU 2018050103 W RU2018050103 W RU 2018050103W WO 2019039974 A1 WO2019039974 A1 WO 2019039974A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
vol
well
volume
oil
silicon dioxide
Prior art date
Application number
PCT/RU2018/050103
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Виталий Вячеславович СЕРГЕЕВ
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум"
Priority to MYPI2020000892A priority Critical patent/MY194079A/en
Priority to CA3073489A priority patent/CA3073489C/en
Priority to US16/639,601 priority patent/US11414953B2/en
Priority to EA202090358A priority patent/EA202090358A1/ru
Publication of WO2019039974A1 publication Critical patent/WO2019039974A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • 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
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/24—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing alkyl, ammonium or metal silicates; containing silica sols
    • 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
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • 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
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B33/00—Silicon; Compounds thereof
    • C01B33/113—Silicon oxides; Hydrates thereof
    • C01B33/12—Silica; Hydrates thereof, e.g. lepidoic silicic acid
    • C01B33/14—Colloidal silica, e.g. dispersions, gels, sols
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01P—INDEXING SCHEME RELATING TO STRUCTURAL AND PHYSICAL ASPECTS OF SOLID INORGANIC COMPOUNDS
    • C01P2004/00—Particle morphology
    • C01P2004/60—Particles characterised by their size
    • C01P2004/64—Nanometer sized, i.e. from 1-100 nanometer
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, and in particular to the technology of killing oil and gas wells.
  • the degree of manifestation of these processes depends on many factors affecting the reservoir system, including geological, physical and lithofacial conditions of the reservoir, the physicochemical properties of reservoir fluids, the mode of operation of the well, as well as the technological conditions for killing the well.
  • Hydrophilization of the surface of the pore channels, the formation of insoluble sediments and the swelling of the clay particles contained in the PPP, are among the main factors that have a negative impact on the filtration-capacitive parameters of the PPP as a result of killing the well.
  • the active compounds used as buffer packs prevent the interaction of aqueous salt solutions with the reservoir formation system.
  • the ability of active compounds to hydrophobicize the surface of rocks reduces the water content of wells and reduces the duration of technological operations for the development and conclusion of the well to the technological mode.
  • the method is aimed at reducing the temperature of crystallization of salts in high-density aqueous solutions, which are used in drilling and completion of oil and gas wells.
  • the disadvantage of this method is that the use of high-density water-based salt solutions during the initial opening of oil and gas reservoirs has a negative effect on the phase permeability of the reservoir in oil and gas.
  • the method does not provide for the prevention of the contact of technological compositions on a water basis with oil and gas porous medium.
  • the disadvantage of this method is that the use of a high-density water component in the emulsion will lead to an increase in the density of the emulsion, which is a negative factor during the passage of absorbing intervals in the drilling process and completion of wells, because leads to absorption of the emulsion by taking intervals and loss of control of the drilling process.
  • the composition contains diesel fuel or oil, emulsifier, hydrophobic chemically modified silica and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride.
  • 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.
  • the blocking liquid contains diesel fuel or oil, an emulsifier, organophilic clay, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride, a filtration regulator and a water repellent agent ADB.
  • the disadvantage of this method is the presence in the composition of particles of organophilic clay and chalk, because These solids are completely insoluble in water or hydrocarbons and will be clogging pore channels, reducing the permeability of rocks.
  • ES emulsion system
  • the essence of the invention lies in the fact that the method of killing oil and gas wells involves sequential injection into the bottomhole formation zone of the active pack and propellant, while the emulsion system containing (% by volume) diesel fuel or prepared oil from point oil preparation and transfer - 15-30, emulsifier - 2-3, colloidal solution of hydrophobic silica nanoparticles - 0.5-1, and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest, and as a liquid and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with the addition of the hydrophobizing marks "TRS-1" or "HR-M” 2.1% by volume.
  • a colloidal solution of hydrophobic silica nanoparticles may contain,% by vol.
  • composition of the following composition Can be used as an emulsifier: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic, oleic, linolenic) and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular organic thermal stabilizer - 0.5-1, diesel fuel (summer or winter) - the rest.
  • a high molecular organic stabilizer use a suspension of lime or bentonite in diesel fuel (% vol.): Diesel fuel - 45, lime or bentonite - 55%.
  • Water repellent "IVV-1" is produced according to TU 2482-111-56856807-2016 and is a mixture of alkyl dimethyl benzyl ammonium chloride and a quaternary ammonium salt of a tertiary amine, obtained by condensation of alkyl dimethyl amine and benzyl chloride.
  • 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.
  • the technical result of the invention is to improve the efficiency of geological and technical measures for killing oil and gas wells, high thermal stability and aggregative stability of the emulsion system for killing wells, as well as the ability to adjust the surface-active properties and viscosity of the emulsion system, depending on the reservoir and geological and physical characteristics of the bottomhole formation zone.
  • the invention is illustrated by the following graphic materials.
  • FIG. 1 is a table showing the technique and equipment for preparing and pumping the active pack.
  • FIG. 2 shows a table illustrating the results of measuring the density of ES with a density of water component 1200 kg / m 3 .
  • FIG. 3 shows a table illustrating the results of measuring the density of ES with a density of water component 1 100 kg / m 3 .
  • FIG. 4 shows a table illustrating the results of measurements of the aggregative stability (electrical stability) of the ES with a density of the water component of 1200 kg / m 3 .
  • FIG. 5 shows a table illustrating the results of measurements of the kinematic viscosity of the ES with a density of the water component of 1200 kg / m 3 .
  • ES with the content of a colloidal solution of hydrophobic silica nanoparticles as an active pack eliminates negative factors that may be caused by using the traditional method of killing wells with aqueous solutions.
  • Proposed in the invention of the ES in the form of an active pack (AP) prevents the interaction of the killing fluid on a water basis with the reservoir PPP system during killing the well.
  • AP active pack
  • the content of colloidal solution of hydrophobic nanoparticles of silicon dioxide in ES provides:
  • the invention provides an increase in the efficiency of geological and technical measures for plugging oil and gas wells.
  • the preparation of the AP is performed at the installation of the preparation of solutions: the unit for the preparation of solutions "BPR" (mixer with a stirrer and an external centrifugal pump).
  • BPR mixer with a stirrer and an external centrifugal pump.
  • the necessary equipment for the preparation and injection of the active pack into the well is presented in the table in FIG. one.
  • Diesel fuel or prepared oil from the preparation and pumping station is loaded into the tank for the preparation of AP - 15-30% vol.
  • the centrifugal pump starts to circulate and paddle agitator.
  • the emulsifier is dispersed successively in diesel fuel - 2-3% vol., A colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1% vol. and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
  • composition of the following composition Can be used as an emulsifier: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic, oleic, linolenic) and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular organic thermal stabilizer - 0.5-1, diesel fuel (summer or winter) - the rest.
  • hydrophobic silica nanoparticles As a colloidal solution of hydrophobic silica nanoparticles, a composition containing,% vol. : amorphous silicon dioxide - 30-32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67-69, water - the rest.
  • the input of the components of the AP in the hydrocarbon base is made through the ejector using a vacuum hose.
  • Technological tanks should be equipped with paddle mixers, providing a constant and uniform distribution of reagents throughout the volume. To ensure obtaining and maintaining stable properties of the AP it is recommended to use paddle mixers with reversible direction of rotation.
  • the quality of preparation and the stability of the properties of the AP depends on the complete coverage of the mixing of the entire volume of the cooking tank, the purity of the containers, the rate of input of the components and the time of dispersion. It is recommended to use a container with "beveled" corners (shape close to cylindrical). Quality control of preparation of AP
  • the control is carried out by checking the sedimentation stability of the AP.
  • the test is considered positive if, at the time of exposure of the AP at room temperature for 2 hours, the aqueous phase was separated by no more than 2% of the total volume of the ES.
  • the volume of the AP (V), m 3 is determined by the volumes of the opened perforation interval, the sump of the well and the safety margin, according to the formula:
  • h 3 an is the level of safe stock, m (with a production string with a depth of less than 500m ⁇ 25 meters);
  • Prodrodavki the amount of delivery of the AP in the reservoir, m 3 .
  • the amount of pushing the AP in the layer Upr 0 crush is determined by the formula:
  • Criteria for calculating the level of safe stock h 3an - the upper limit of the AP installation (with the production string with a depth of more than 500 m):
  • the AP is installed from the current bottom to the installation interval of the packer:
  • the AP is set from the current bottom to the packer installation interval in the same way as formula 4.
  • AP When using CT without packer, AP is installed from the bottom to the interval 50 m above the top perforation holes:
  • Excess amount AP wetting wall is defined based on a minimum norm of 1 m 3 per well, settlement AP Consumption by wetting 0.7 dm 3/1 meter lowered pipe.
  • the upper limit of the AP installation should be not less than 50 m below the intake of the low-flow pumping equipment (RTO) to ensure circulation when the well is balanced in the process of plugging.
  • the installation of the AP is carried out by standard methods: “direct injection” or “reverse injection”, depending on the availability, type of underground equipment of the well and design features of the well. Preferred is the method of "reverse injection” through the annular annular space.
  • the emulsion system with these components is not intended for killing wells with non-hermetic production strings.
  • the first stage is the injection of APs in the tubing to the bottom of the tubing (pump suspension) for circulation with the open annular gate valve.
  • NKT cut-off funnel
  • the second stage is the displacement of the AP on the bottomhole with the plug valve shut off with a killing fluid in volume:
  • V (prod) the volume of kill fluid pumped with the shut-off gate valve closed (for sale), m 3 ;
  • 0.001 is the conversion factor dm 3 (l) in m 3 ;
  • the first stage is the injection of the emergency pump into the tubing in the volume of the tubing hollow space (before the pump suspension) for circulation with the slit valve open.
  • U (AP-circus.) U (NKT) - U (bars) (8)
  • the second stage is the injection into the tubing of the remaining volume of the AP and its pushing to the bottomhole with the kill valve closed in the volume of:
  • At (prod) At (NKT) - At (rods) + V (ska. Under GNO) "At (AN) + 1 (9)
  • 0.001 is the conversion factor dm 3 (l) in m 3 ;
  • the kill operation ends with the replacement of the annular volume of the well fluid with the calculated volume of the kill fluid:
  • Y (substitute) is the volume of kill fluid injected into the tubing in the circulation to replace the annular fluid, m 3 ;
  • 0.001 is the conversion factor dm 3 (l) in m 3 ; Uzatrub. (Beats) - the specific volume of the annulus, dm 3 / m;
  • the first stage is the injection of the AP into the annular space and finishing up to the bottom of the tubing (or before the pump suspension) for circulation when the tubing is open for movement of the killing fluid in the volume.
  • the second stage is the displacement of the accident control system with the valve of the tubing closed with a killing fluid in the volume of:
  • 0.001 is the conversion factor dm 3 (l) in m 3 ;
  • the well is filled and washed “until clean” with the remaining volume (annular or tubular) with an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with the addition of a water repellent grade “IVV-1” or “CHAS-M” - 1-2% by volume, closed tube and annular valves, leave the well to be balanced for 1 hour.
  • IVV-1 a water repellent grade
  • CHAS-M water repellent grade
  • the AP is considered to be installed in a predetermined interval when pumping the estimated amount of kill fluid to the delivery on the elevator (in the circulation mode), and pushing the calculated amount of the kill fluid when it is installed on the bottom of the well (in the drive mode).
  • the wellhead pressure may increase by 15-20 atm when landing the AP on the bottom.
  • Aggregative stability is the ability of the ES to maintain the degree of dispersion of the internal phase.
  • the assessment was carried out by the indicator of electrical stability - measurements of the values of the electrical voltage corresponding to the moment of destruction of the ES, enclosed between the electrodes of the measuring cell of the device.
  • the experiments were carried out on the device brand FANN.
  • thermostability of the ES was measured by holding them in measuring hermetically sealed cylinders in a heating cabinet for 24 hours at a given temperature condition of 80 ° C. The test was considered positive (the sample is stable), if after 24 hours of thermostating, no more than 2% vol. water or hydrocarbon phase of the total ES. As a result of experiments on thermal stability, it was determined that all samples are stable for 24 hours.
  • the injection was made into the PPP ES in the volume of 2 m 3 / meter of the perforated thickness of the reservoir (m 3 / m) of the following composition,% vol. : diesel fuel - 15, emulsifier - 2, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1100 kg / m 3 - 82.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic acid) and resin acids - 40, amine oxide - 0.7, high molecular organic heat stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel (summer) - 58.8 .
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 30, propylene glycol monomethyl ether - 68.5, water - 1.5.
  • the well was plugged in one cycle without complications.
  • the water cut after the well is put on mode is 48%, the average after three months of the well is 51%.
  • the emulsifier contains (% vol.): esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 41, amine oxide - 0.9, high molecular weight organic thermal stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 0.7, diesel fuel (summer) - 57.4.
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 30.5% vol., Propylene glycol monomethyl ether - 69% vol., Water - 0.5% vol.
  • the well was plugged in one cycle without complications.
  • the water cut after the well is put on mode is 70%, the average after three months of the well is 73%.
  • the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 0.8, diesel fuel (summer) - 56.2 .
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 31.5, propylene glycol monomethyl ether - 68, water - 0.5.
  • the well was plugged in one cycle without complications.
  • the water cut after the well is put on mode is 39%, the average after three months of the well is 42%.
  • the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high-molecular organic heat stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 1, diesel fuel (winter) - 56
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic thermal stabilizer (suspension of bentonite in diesel fuel) - 1, diesel fuel (winter) - 56.
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): amorphous silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • % vol. diesel fuel - 30, emulsifier - 3, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 1, aqueous solution of potassium chloride with a density of 1180 kg / m 3 - 66.
  • the emulsifier contains (% vol.): esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic thermal stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 1, diesel fuel (winter) - 56.
  • Colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): amorphous silicon dioxide - 31.5, propylene glycol monomethyl ether - 68, water - 0.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 40, amine oxide - 0.7, high molecular organic thermal stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel (winter) - 58.8.
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 30.5, propylene glycol monomethyl ether - 68.5, water - 1.
  • the well was plugged in one cycle without complications.
  • the water cut after the well is put on mode is 59%, the average after three months of the well is 57%.
  • the emulsifier contains (% vol.): esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 40, amine oxide - 0.7, high-molecular organic heat stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel (summer) - 58.8.
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 41, amine oxide - 0.7, high molecular organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel (summer) - 42.2 .
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 30, propylene glycol monomethyl ether - 69, water - 1.
  • the well was plugged in one cycle without complications.
  • the water cut after the well is put on mode is 35%, the average after three months of the well is 33%.
  • % vol. prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 25, emulsifier - 2.5, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1200 kg / m 3 - 72.
  • the emulsifier contains (% by volume): higher unsaturated fatty acid (linolenic) acids and resin acids - 40, amine oxide - 0.7, high-molecular-weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel (summer) - 58.8.
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 31.5, propylene glycol monomethyl ether - 68, water - 0.5.
  • an aqueous solution of potassium chloride containing the water-repellent agent QAS-M (1.5 wt.%) With a density of 1180 kg / m 3 in a volume of 42 m 3 was pumped into the well.
  • the well was plugged in one cycle without complications.
  • the water cut after the well is put on mode is 50%, the average after three months of the well is 48%.
  • the injection was made into the PPP ES in the amount of 3.3 m 3 / m of the following composition,% vol. : prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 25, emulsifier - 2.5, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.7, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1180 kg / m 3 - 71.8.
  • the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.9, high molecular organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 0.8, diesel fuel (winter) - 56.3 .
  • the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles contains (% vol.): Amorphous silicon dioxide - 32, propylene glycol monomethyl ether - 67.5, water - 0.5.
  • the well was plugged in one cycle without complications.
  • the water cut after the well is put on mode is 73%, the average after three months of the well is 71%.
  • the invention provides an increase in the efficiency of geological and technical measures for plugging oil and gas wells, high thermal stability and aggregative stability of the emulsion system for well killing, as well as the ability to adjust the surface-active properties and viscosity of the emulsion system physical characteristics of the bottomhole formation zone.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости. В качестве активной пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти – 15-30, эмульгатор – 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния – 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия – остальное. При этом коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит, % об.: аморфную двуокись кремния – 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля – 67-69, вода – остальное. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марки «ИВВ-1» или «ЧАС-М» 1-2% об. В качестве эмульгатора применяют композицию следующего состава (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот – 40-42, окись амина – 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор – 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) – остальное. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин, высокая термостабильность и агрегативная устойчивость эмульсионной системы для глушения скважин, а также возможность регулировать вязкостные свойства эмульсионной системы в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик призабойной зоны пласта.

Description

СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин.
Под глушением понимается комплекс последовательных технологических операций, направленных на временное прекращение притока флюидов из пласта в скважину путем создания противодавления на пласт технологическими составами.
В настоящее время значительная часть нефтяных и газовых месторождений находится на стадии падающей добычи или завершающей стадии разработки. Естественный износ конструкций скважин и подземного оборудования приводит к сокращению межремонтных периодов, увеличению внеплановых ремонтов скважин и внедрению большого количества геолого-технических мероприятий, при проведении которых необходимо привлечение бригад текущего и капитального ремонта скважин для глушения скважин.
Согласно действующим требованиям по охране труда и технике безопасности при проведении ремонтных работ на нефтяных и газовых скважинах глушению подлежат скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых, согласно расчетам, сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
Опыт показывает, что во многих случаях после глушения скважины с применением технологических жидкостей на водной основе отмечается ухудшение фильтрационно- емкостных параметров призабойной зоны пласта (ПЗП), что в свою очередь оказывает отрицательное влияние на эффективность эксплуатации скважины.
Основными причинами ухудшения фильтрационно-емкостных параметров ПЗП являются:
• набухание глинистых компонентов пород-коллекторов в результате гидратации;
• блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
• образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия фильтратов и пластовых флюидов;
• закупоривание пор твердыми частицами, проникшими в пласт вместе с фильтратом; • закупоривание пор осадками высокоминерализованных водных растворов в результате выпадения в поровых каналах солей в кристаллической форме;
• снижение фазовой проницаемости ПЗП для нефти в результате воздействия водных растворов на поверхность пород.
Степень проявления этих процессов зависит от множества факторов, оказывающих влияние на пластовую систему, в том числе геолого-физических и литолого-фациальных условий пласта, физико-химических свойств пластовых флюидов, режима эксплуатации скважины, а также технологических условий глушения скважины.
Гидрофилизация поверхности поровых каналов, образование нерастворимых осадков и набухание глинистых частиц, содержащихся в ПЗП, являются одними из основных факторов, оказывающих негативное влияние на фильтрационно-емкостные параметры ПЗП в результате глушения скважины.
Для предотвращения негативного воздействия водных растворов на пластовую систему ПЗП при глушении скважин необходимо применять активные технологические составы в виде буферных пачек, которые обеспечивают сохранение или улучшение фильтрационно-емкостных свойств ПЗП и снижение фазовой проницаемости горных пород по воде.
Активные составы, применяемые в качестве буферных пачек, предотвращают взаимодействие водных растворов солей с пластовой системой ПЗП. Способность активных составов гидрофобизировать поверхность горных пород обеспечивает снижение обводненности продукции скважин и сокращение длительности технологических операций по освоению и выводу скважины на технологический режим.
Из патента US 2016/0017204 (МПК С09К 8/36, С09К 8/42, С09К 8/584, С09К 8/60, Е21В 43/16, опубликован 21.01.2016) известен способ приготовления эмульсии для обработки нефтяных и газовых скважин. Эмульсия содержит нефть, множество гидрофобных наночастиц двуокиси кремния, водный раствор соли. Недостатком способа является то, что эмульсия может содержать водную фазу в интервалах от 1 до 95 % об., что является нецелесообразным технологически, т.к. при содержании водной фазы более 85% об. эмульсия характеризуется высокой динамической вязкостью и повышенным предельным напряжением сдвига. Повышенные вязкостные характеристики эмульсии приводят к отказу насосных агрегатов при закачке и аварийным ситуациям, связанным с превышением допустимого давления закачки на технологической линии. Также снижение объемного водосодержания в эмульсии ниже 65 % об. приведет к расслоению эмульсии на составляющие фазы, т.е. потере стабильности системы и потере технологических свойств. Из патента US 2017/088762 А1 (МПК C09K 8/05, C09K 8/42, C09K 8/57, E21B 21/00, E21B 33/13, опубликован 30.03.2017) известен способ приготовления солевого раствора на водной основе с содержанием наночастиц двуокиси кремния. Способ направлен на снижение температуры кристализации солей в водных растворах высокой плотности, которые применяются при бурении и заканчивании нефтяных и газовых скважин. Недостатком способа является то, что применение солевых растворов на водной основе с высокой плотностью при первичном вскрытии нефтегазоносных пластов негативно влияет на фазовую проницаемость пласта по нефти и газу. Способ не предусматривает предотвращение контакта технологических составов на водной основе с нефтегазонасыщенной пористой средой.
Из патента WO 2016/196332 А1 (МПК С09К 8/05, С09К 8/48, С09К 8/504, опубликован 08.12.2016) известен способ приготовления солевого раствора на водной основе с содержанием наночастиц различных минералов. Способ направлен на снижение температуры кристализации солей в водных растворах высокой плотности, которые применяются при бурении и заканчивании нефтяных и газовых скважин. Способ предусматривает применение водного раствора высокой плотности с содержанием наночастиц различных минералов в качестве внутренней фазы эмульсии. Недостатком способа является то, что применение в эмульсии водной составляющей с высокой плотностью приведет к увеличению плотности эмульсии, что является отрицательным фактором при прохождении поглощающих интервалов в процессе бурения и заканчивании скважин, т.к. приводит к поглощению эмульсии принимающими интервалами и потере контроля процесса бурения.
Из а.с. СССР JVfe 1629501 (МПК Е21В 43/12, С09К 7/06, опубликовано 23.02.1991) известен способ глушения скважины. Способ предусматривает последовательную закачку в призабойную зону пласта трех композиций - водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), инвертной эмульсии и жидкости глушения. Недостатком способа является то, что в способе не предусмотрено предотвращение взаимодействия растворов на водной основе с пластовой системой. При закачке водного раствора в призабойную зону пласта, несмотря на наличие ПАВ в его составе, фазой, взаимодействующей с нефтегазонасыщенной пористой средой, будет являться вода. В связи с этим, последующая закачка пачки инвертной эмульсии не выполнит функцию активной пачки, а лишь ограничит проникновение следующей пачки водного раствора в призабойную зону пласта.
Из патента РФ JVfe 2348799 (МПК Е21В 43/12, С09К 8/42, опубликован 10.03.2009) известен способ глушения газовых скважин, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта трех композиций - жидкости глушения, жидкости блокирования и продавочной жидкости. При этом в качестве жидкости блокирования используют дизельное топливо или конденсат, эмульгатор, мел с асбестом, и водный раствор хлористого кальция. Недостатком способа является то, что после глушения скважины композицией с мелом, асбестом и карбоксиметилцеллюлозой необходимо проводить дополнительное геолого-техническое мероприятие - кислотную обработку, которая направлена на очистку призабойной зоны пласта от мела и асбеста.
Из патента РФ jVa 2184839 (МПК Е21В 43/12, опубликован 10.07.2002) известен способ приготовления композиции для глушения скважин. Композиция содержит дизельное топливо или нефть, эмульгатор, гидрофобный химически модифицированный кремнезем и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Недостатком способа является то, что добавка химически модифицированного кремнезема не изменяет фазовую проницаемость поверхности поровых каналов, а лишь увеличивает стабильность эмульсионно-суспензионной системы.
Из патента РФ jVa 2357997 (МПК С09К 8/42, опубликован 10.06.2009) известен способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин. Блокирующая жидкость содержит дизельное топливо или нефть, эмульгатор, органофильную глину, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия, регулятор фильтрации и гидрофобизатор АБР. Недостатком способа является наличие в композиции частиц органофильной глины и мела, т.к. данные твердые частицы полностью нерастворимы в воде или углеводородах и будут являться кольматантами поровых каналов, снижая проницаемость горных пород.
Из патента WO2017058492 (МПК С09К 8/36, опубликован 06.04.2017) известен способ приготовления композиции для глушения скважин. Композиция содержит дизельное топливо или нефть, твердые частицы гидрофобного коллоидной двуокиси кремния, органофильную глину, бентонит или другие глинистые частицы и солевой раствор. Недостатком способа является наличие в композиции твердых частиц органофильной глины, бентонита, которые снижают проницаемость горных пород призабойной зоны пласта и негативно влияют на фазовую проницаемость горных пород по нефти.
Из патента РФ jVa 2279462 (МПК С09К 8/42, опубликован 10.07.2006) известен способ приготовления композиции для глушения скважин, содержащей углеводороды, эмульгатор, эмульсию полимера, высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Недостатком способа является наличие в составе композиции эмульсии полимера (до 5% об.), который не растворяется в пластовых условиях и является синтетическим кольматантом пористой среды.
Для решения указанных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений предлагается способ глушения нефтяных и газовых скважин, основанный на последовательной закачке в ПЗП эмульсионной системы (ЭС) с содержанием коллоидного раствора гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и водного раствора хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора 1-2% об.
Сущность изобретения заключается в том, что способ глушения нефтяных и газовых скважин включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве активной пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0,5-1, и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, а в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марок «ИВВ-1» или «ЧАС-М» 1-2% об. При этом коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния может содержать, % об. : аморфную двуокись кремния - 30-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное. В качестве эмульгатора может применяться композиция следующего состава (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное. При этом в качестве высокомолекулярного органического термостабилизатора используют суспензию извести или бентонита в дизельном топливе (% об.): дизельное топливо - 45, известь или бентонит - 55%.
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.
Гидрофобизатор «ЧАС-М» выпускается по ТУ 20.41.20-125-56856807-2017 и представляет собой водно-спиртовой раствор четвертичных аммониевых солей алкилдиметиламина.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин, высокая термостабильность и агрегативная устойчивость эмульсионной системы для глушения скважин, а также возможность регулировать поверхностно-активные свойства и вязкость эмульсионной системы в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик призабойной зоны пласта.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведена таблица, показывающая технику и оборудование для приготовления и закачки активной пачки.
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности ЭС с плотностью водной составляющей 1200 кг/м3.
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности ЭС с плотностью водной составляющей 1 100 кг/м3.
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭС с плотностью водной составляющей 1200 кг/м3.
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭС с плотностью водной составляющей 1200 кг/м3.
Применение ЭС с содержанием коллоидного раствора гидрофобных наночастиц двуокиси кремния в качестве активной пачки исключает негативные факторы, которые могут быть вызваны применением традиционного способа глушения скважин водными растворами.
Предлагаемая в изобретении ЭС в виде активной пачки (АП) предотвращает взаимодействие жидкости глушения на водной основе с пластовой системой ПЗП в ходе глушения скважины. При фильтрации ЭС в поровые каналы и трещины ПЗП происходит их гидрофобизация, которая приводит к снижению скорости пропитки горной породы технологическими жидкостями на водной основе при глушении, а также в ходе освоения, вывода на режим и эксплуатации скважины.
Содержание в ЭС коллоидного раствора гидрофобных наночастиц двуокиси кремния обеспечивает:
• возможность регулирования реологических свойств ЭС в широком диапазоне путем изменения объемного содержания коллоидного раствора наночастиц в системе;
· двухкратное увеличение стабильности ЭС;
• изменение краевого угла избирательной смачиваемости горных пород, достигаемое за счет поверхностной активности наночастиц.
При движении ЭС в пористой среде ее эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в системе и скорости ее фильтрации в пористой среде, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это приводит к тому, что при движении ЭС в пористой среде происходит саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации в глубь ПЗП. Эти физические свойства ЭС позволяют сформировать цельный экран в ПЗП, который преимущественно проникает в наиболее проницаемые работающие интервалы ПЗП.
Изобретение обеспечивает повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин.
Приготовление активной пачки
Приготовление АП производится на установке приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» (миксер с мешалкой и внешним центробежным насосом). Необходимое оборудование для приготовления и закачки активной пачки в скважину представлено в таблице на фиг. 1.
В емкость для приготовления АП набирается дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30 % 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.
В качестве эмульгатора может применяться композиция следующего состава (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.
В качестве коллоидного раствора гидрофобных наночастиц двуокиси кремния может применяться композиция, содержащая, % об. : аморфная двуокись кремния - 30-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное.
Ввод составляющих АП в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга.
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными мешалками, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания стабильных свойств АП рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств АП 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). Контроль качества приготовления АП
Контроль проводится путем проверки седиментационной устойчивости АП. Тест считается положительным, если при выдержке АП при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение водной фазы не более 2% от всего объема ЭС.
Расчет объема активной пачки
Объем АП (V), м3 определяется объемами вскрытого интервала перфорации, зумпфа скважины и запаса безопасности, по формуле:
V= (hT3 - ПВД + Пзап) * Ууд + 0,0007 * hen + Упродавки, М3 ( 1 ) где:
Птз - уровень текущего забоя, м;
Ьвд - уровень верхней отметки интервала перфорации, м;
h3an - уровень безопасного запаса, м (при эксплуатационной колонне глубиной менее 500м ~ 25 метров);
УуД - удельный внутренний объем обсадной колонны, м3 на 1 п. метр;
0,0007 - коэффициент расхода АП на смачивание стенок труб;
hcn - глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);
Упродавки - объем продавки АП в пласт, м3.
Объем продавки АП в пласт Упр0давки определяют по формуле:
Упродавки = 1/Ка + 0,2*(hBCKp)1/2 , М3 , (2)
где:
вскр - вскрытый интервал перфорации, м
Ка - коэффициент аНОМаЛЬНОСТИ, причем Ка = Рпластовое / Ргидростатическое, Где Рпластовое ~ ПЛаСТОВОе Давление, Ргидростатическое - ГИДрОСТаТИЧеСКОе Давление.
Критерии расчета уровня безопасного запаса h3an - верхней границы установки АП (при эксплуатационной колонне глубиной более 500 м):
При наличии подвески электроцентробежного насоса (ЭЦН), АП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации, но ниже приема насоса на 50 м: h = (hed+50 м)-ктек.заб , (3)
где:
йвд- уровень верхних перфорационных отверстий, м;
ктек.заб. - уровень текущего забоя, м.
При наличии пакерного устройства, АП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера:
h= (h„aK. -h тек.за б) , (4)
где:
hnaK - уровень установки пакерного устройства, м;
ктек.заб. - уровень текущего забоя, м.
При применении гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с пакерным устройством, АП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера аналогично формуле 4.
При применении ГНКТ без пакера, АП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации:
h = (hed+50 м)-ктек.заб. , (5)
где:
йвд- уровень верхних дыр перфорации, м;
ктек.заб. - уровень текущего забоя, м.
Избыток объема АП на смачивание стенок определяется исходя из минимальной нормы в 1 м3 на скважину, расчетный расход АП на смачивание составляет 0,7 дм3/1 метр спущенных труб. Верхняя граница установки АП должна быть не менее чем на 50 м ниже приема спущенного глубиннонасосного оборудования (ГНО) для обеспечения циркуляции при уравновешивании скважины в процессе глушения.
Установка активной пачки
Установку АП проводят стандартными методами: «прямой закачки» или «обратной закачки» в зависимости от наличия, вида подземного оборудования скважины и конструктивных особенностей скважины. Предпочтительным является метод «обратной закачки» через кольцевое межтрубное пространство.
Не рекомендуется производить глушение «прямой закачкой» при наличии спущенного электроцентробежного насоса (ЭЦН) или штангового глубинного насоса (ШГН) в связи с риском обрыва колонны с ростом давления при передавливании АП через отверстие сбивного клапана. При наличии негерметичности эксплуатационной колонны возможным способом установки АП являет метод «прямой закачки» с ограничением максимально допустимого давления в 35 атм на колонну НКТ с глубинно-насосным оборудованием (ГНО).
Эмульсионная система с данными составляющими не предназначена для глушения скважин с не герметичностью эксплуатационной колонны.
Установка АП прямой закачкой:
1) Объем АП меньше объема НКТ
Первый этап - закачка АП в НКТ доводка до низа НКТ (подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке.
АП закачивают в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ и перемещают до низа
НКТ (среза воронки) жидкостью глушения на циркуляции в объеме:
У (цирк.) = У (НКТ) - У (штанг) - У (АП) (6)
где:
У (цирк) - объем жидкости глушения, закачиваемой при открытой затрубной задвижке, для перемещения АП до низа НКТ, м3;
У (нкт) - внутренний объем НКТ, м3;
У (штат) - водоизмещение штанг, м3; (при ЭЦН У(штанг) = 0);
У (АН) - объем АП, м3.
Второй этап - продавка АП на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:
У(прод) = 0,001 *Ук (уд.) *( (тек.заб.) - k(HKT)) " У (АП) + 1 = У (скв. под ГНО) " У (АП) + 1 (7) где:
У(прод) - объем жидкости глушения, закачиваемой при закрытой затрубной задвижке (на продав ку), м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Ук(уд) - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм3/м,
h(HKT) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
к(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;
У (АН) - объем АП, м3;
У (скв. под то) - объем скважины под ГНО, м3;
1 - запас объема жидкости глушения на продав ку АП в пласт, м3.
2) Объем АП больше объема НКТ
Первый этап - закачка АП в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ (до подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке на перемещение. У(АП-цирк.) = У(НКТ) - У (штанг) (8)
где:
У(Ап-цирк) - объем АП, закачиваемой при открытой затрубной задвижке, м3;
У(нкт) - внутренний объем НКТ, м3;
У (штанг) - ВОДОИЗМИЦеНИе ШТаНГ, М3; (при ЭЦН У(щтанг) = 0).
Второй этап - закачка в НКТ оставшегося объема АП и ее продавка на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:
У(прод) = У (НКТ) - У (штанг) + V (ска. под ГНО) " У (АН) + 1 (9)
У(прод) =0,001 *УнКТ(уд.) * h(HKT) - У (штанг) + 0, 001 * Ук (уд.) *(к(тек.заб.) - h(HKT)) " У(АП) + 1 (10) где:
У(прод) - объем жидкости глушения, закачиваемой на продавку при закрытой затрубной задвижке, м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Ук.(уд) - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм3/м;
h(HKT) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
к(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;
Ункт(уд.) - удельный внутренний объем НКТ, дм3/м;
У (штанг) - водоизмещение штанг, м3; (при ЭЦН У(штанг) = 0);
У (АП) - объем АП, м3;
У (скв. подгно) - объем скважины под ГНО, м ;
У(нкт) - внутренний объем НКТ, м3;
1 - запас объема жидкости глушения на продавку АП в пласт, м3.
При продавке АП на забой скважины при глушении методом прямой закачки рекомендуется не превышать предельное давление на подвеску насоса, давление опрессовки колонны и кабельного ввода (как правило, максимально до 60 атм).
После установки АП на забое скважины операция глушения заканчивается замещением затрубного объема скважинной жидкости расчетным объемом жидкости глушения:
У(замещ) =0,001 *Узатруб(уд.) * h(HKT) *1,5 (11)
где:
У(замещ) - объем жидкости глушения закачиваемой в НКТ на циркуляции для замещения затрубной жидкости, м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3; Узатруб.(уд) - удельный объем затрубного пространства, дм3/м;
h(HKT) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
1,5 - запас жидкости глушения для полноценной промывки с выходом чистого раствора глушения на устье скважины.
Установка АП при глушении обратной закачкой:
Первый этап - закачка АП в затрубное пространство и доводка до низа НКТ (или до подвески насоса) на циркуляции при открытой задвижке НКТ на перемещение жидкостью глушения в объеме.
У (цирк.) = У(затр.) - У (АП) (12)
где:
У (цирк) - объем жидкости глушения, закачиваемой при открытой задвижке НКТ, м3;
У(затР.) - объем затрубного пространства до низа НКТ или до подвески насоса, м3;
У (АП) - объем АП, м3.
Второй этап - продавка АП при закрытой задвижке НКТ жидкостью глушения в объеме:
У(прод) = У(затр) + У (скв. под ГНО) " У (АП) + 1 (13)
У(прод) = 0,001 *Узатр. (уд.) * h(HKT) + 0,001 *УК (уд.) *(к(тек.заб.) - h(HKT)) " У (АП) + 1 (14) где:
У(прод) - объем жидкости глушения, закачиваемой на продавку при закрытой задвижке НКТ, м ,
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
УзатР.. (уд) - удельный внутренний объем затрубного пространства, дм3/м;
У(затР.) - объем затрубного пространства до низа НКТ или подвески насоса, м3;
h(HKT) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
к(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;
У (АП) - объем АП, м3;
У (скв. под гно) - объем скважины под ГНО, м ;
1 - запас объема жидкости глушения на продавку АП в пласт, м3.
При продавке АП к забою скважины методом обратной закачки рекомендуется не превышать давление опрессовки кабельного ввода (как правило, 80 атм), давления опрессовки эксплуатационной колонны.
После установки АП скважину заполняют и промывают «до чистого» оставшийся объем (затрубный или трубный) водным раствором хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марок «ИВВ-1» или «ЧАС-М» - 1-2% об., закрывают трубную и затрубную задвижки, оставляют скважину на уравновешивание в течение 1 часа.
После чего измеряют избыточное давление в затрубном и трубном пространстве и, при необходимости, уравновешивают. Стравливают избыточное давление через технологические трубки на желобную емкость.
АП считается установленной в заданном интервале при прокачке расчетного количества жидкости глушения на доставку по лифту (в режиме циркуляции), и продавке расчетного количества жидкости глушения при его установке на забой скважины (в режиме продавки). По окончании режима продавки, возможен рост устьевого давления на 15-20 атм при посадке АП на забой.
Для предотвращения преждевременного выноса АП из ПЗП при проведении спускоподъемных операций на скважине, заглушённой с использованием АП, запрещается превышать предельную скорость подъема подземного скважинного оборудования.
Удаление активной пачки
Рекомендуется проводить удаление АП путем перевода скважины на нефть и вызовом притока флюидов в скважину. В случае отсутствия возможности перевода скважины на нефть, допускается проводить удаление АП путем перевода скважины на водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марок «ИВВ-1» или «ЧАС-М» - 1-2% об. и вызовом притока жидкости в скважину. Приток в скважину можно вызвать классическими методами освоения скважины. Не рекомендуется вызывать приток жидкости в скважину пуском ЭЦН. Остатки АП в каналах фильтрации углеводородов разрушаются самопроизвольно в ходе притока продукции скважины в течение первых суток.
Для удаления АП без вызова притока из пласта, необходимо произвести закачку нефти в интервал установки АП. Рекомендуемый расход нефти: объем 0,6-0,8 м3 на 1 м3 АП с продавкой в пласт.
Лабораторные исследования физических свойств ЭС
Для исследования физических свойств ЭС были подготовлены образцы с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры ЭС: · Плотность;
• Агрегативная устойчивость;
• Термостабильность;
• Кинематическая вязкость.
После приготовления образцов ЭС производилась их выдержка не менее 2 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов. Исследование плотности ЭС
Результаты измерения плотности ЭС (пикнометрический метод) с плотностью водной составляющей - 1200 кг/м3 и 1100 кг/м3 представлены в таблицах на фиг. 2 и 3. Исследование агрегативной устойчивости ЭС
Агрегативная устойчивость - это способность ЭС сохранять степень дисперсности внутренней фазы.
Оценку проводили по показателю электростабильности - измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения ЭС, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN.
Результаты измерения агрегативной устойчивости ЭС с плотностью водной составляющей - 1200 кг/м3 представлены в таблице на фиг. 4.
Исследование термостабильности ЭС
Измерение термостабильности ЭС проводили путем их выдержки в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 24 часов при заданном температурном режиме 80 °С. Тест считался положительным (образец стабилен), если после 24 ч термостатирования из ЭС отделилось не более 2 % об. воды или углеводородной фазы от общего объема ЭС. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.
Исследование кинематической вязкости ЭС
Результаты исследований кинематической вязкости ЭС с плотностью водной составляющей 1200 кг/м3 представлены в таблице на фиг. 5. Измерения проводились при температуре 20 °С (погрешность измерения температуры ± 0,1 °С) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами ЭС перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1500 об/мин в течение 20 минут.
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭС подтвердили высокие технологические свойства разработанного состава. Особенно важными параметрами с точки зрения промышленного применения ЭС являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость, а также возможность регулировать вязкостные свойства ЭС, изменяя объемную долю составляющих компонентов в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик ПЗП. Примеры осуществления способа
Пример 1
Осуществление способа в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 54%.
Провели подготовительные работы на скважине:
Остановили скважину, произвели ее разрядку, проверили исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. Проверили наличие циркуляции в скважине и приняли решение по варианту закачки технологических жидкостей - обратная закачка. Определили величину текущего пластового давления. Произвели расстановку техники для глушения согласно утвержденной схемы. Произвели обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1,5 раза, соблюдая меры безопасности. Нагнетательную линию оборудовали обратным клапаном.
По завершению подготовительных работ начали проведение технологических операций по глушению скважины.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 2 м3/метр перфорированной мощности пласта (м3/м) следующего состава, % об. : дизельное топливо - 15, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1100 кг/м3 - 82.5. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 58.8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 30, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 1.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (1% масс.) плотностью 1085 кг/м3 в объеме 34 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 48%, среднее после трех месяцев работы скважины - 51%.
Пример 2
Здесь и далее подготовительные работы производились в соответствие с порядком, указанным в примере 1.
Осуществление способа прямой закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 78%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 1.7 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 16, эмульгатор - 2.3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.7, водный раствор хлористого калия плотностью 1100 кг/м3 - 81. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.7, дизельное топливо (летнее) - 57.4. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 30.5 % об., монометиловый эфир пропиленгликоля - 69 % об., вода - 0.5 % об.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (1% масс.) плотностью 1065 кг/м3 в объеме 27 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 70%, среднее после трех месяцев работы скважины - 73%.
Пример 3
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 47%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 3.3 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 20, эмульгатор 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 76.5. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.8, дизельное топливо (летнее) - 56.2. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2 % об.) плотностью 1140 кг/м3 в объеме 38 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 39%, среднее после трех месяцев работы скважины - 42%.
Пример 4
Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 4 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 25, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1100 кг/м3 - 71.5. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2 % об.) плотностью 1085 кг/м3 в объеме 40 м3.
Пример 5
Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 4.5 м3/м следующего состава, % об. : дизельное топливо - 27, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1110 кг/м3 - 69. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% масс.) плотностью 1090 кг/м3 в объеме 36 м3.
Пример 6
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 39%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 2 м3/м следующего состава,
% об. : дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 66. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% масс.) плотностью 1130 кг/м3 в объеме 41 м3. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 35%, среднее после трех месяцев работы скважины - 37%.
Пример 7
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 65%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 3.6 м3/м следующего состава, % об. : дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 66. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (зимнее) - 58.8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 30.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 1.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% масс.) плотностью 1160 кг/м3 в объеме 46 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 59%, среднее после трех месяцев работы скважины - 57%.
Пример 8
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 32%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 2.7 м3/м следующего состава, % об. : дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1160 кг/м3 - 66. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 58.8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% масс.) плотностью 1100 кг/м3 в объеме 44 м3. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 28%, среднее после трех месяцев работы скважины - 26%.
Пример 9
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 41%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 3,1 м3/м следующего состава, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 27, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью ИЗО кг/м3 - 69.7. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 42.2. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 30, монометиловый эфир пропиленгликоля - 69, вода - 1.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (1.5% масс.) плотностью 1100 кг/м3 в объеме 47 м .
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 35%, среднее после трех месяцев работы скважины - 33%.
Пример 10
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 53%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 4 м3/м следующего состава,
% об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 72. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 58.8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5. На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (1.5% масс.) плотностью 1180 кг/м3 в объеме 42 м3. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 50%, среднее после трех месяцев работы скважины - 48%.
Пример 11
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 77%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 3.3 м3/м следующего состава, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.7, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 71.8. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 32, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67.5, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (1% масс.) плотностью 1150 кг/м3 в объеме 36 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 73%, среднее после трех месяцев работы скважины - 71%.
Таким образом, изобретение обеспечивает повышение эффективности геолого- технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин, высокую термостабильность и агрегативную устойчивость эмульсионной системы для глушения скважин, а также возможность регулировать поверхностно-активные свойства и вязкость эмульсионной системы в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик призабойной зоны пласта.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ глушения нефтяных и газовых скважин, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве активной пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.):
- дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30,
- эмульгатор - 2-3,
- коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1,
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, при этом указанный эмульгатор содержит (% 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,
указанный коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфную двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное,
а в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марки «ИВВ-1» или «ЧАС-М» 1-2% об.
PCT/RU2018/050103 2017-08-21 2018-08-23 Способ глушения нефтяных и газовых скважин WO2019039974A1 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
MYPI2020000892A MY194079A (en) 2017-08-21 2018-08-23 Method for killing oil and gas wells
CA3073489A CA3073489C (en) 2017-08-21 2018-08-23 Method for killing oil and gas wells
US16/639,601 US11414953B2 (en) 2017-08-21 2018-08-23 Method for killing oil and gas wells
EA202090358A EA202090358A1 (ru) 2017-08-21 2018-08-23 Способ глушения нефтяных и газовых скважин

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017129595A RU2659046C1 (ru) 2017-08-21 2017-08-21 Способ глушения нефтяных и газовых скважин
RU2017129595 2017-08-21

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019039974A1 true WO2019039974A1 (ru) 2019-02-28

Family

ID=62712681

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2018/050103 WO2019039974A1 (ru) 2017-08-21 2018-08-23 Способ глушения нефтяных и газовых скважин

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11414953B2 (ru)
CA (1) CA3073489C (ru)
EA (1) EA202090358A1 (ru)
MY (1) MY194079A (ru)
RU (1) RU2659046C1 (ru)
WO (1) WO2019039974A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20230033325A1 (en) * 2020-01-21 2023-02-02 Limited Liability Company "Gr Petroleum" Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells
US20230126946A1 (en) * 2020-03-25 2023-04-27 Limited Liability Company Oilmind Method for leveling the injectivity profile of an injection well

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11149180B2 (en) * 2015-09-30 2021-10-19 Schlumberger Technology Corporation High density brine with low crystallization temperature
RU2717498C1 (ru) * 2019-07-29 2020-03-24 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин
CN113024745A (zh) * 2021-03-12 2021-06-25 四川艾能捷科技有限公司 一种油气藏压裂用的聚合物乳液及其制备方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2184839C2 (ru) * 2000-04-25 2002-07-10 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" Состав для глушения скважин
RU2257462C1 (ru) * 2004-10-21 2005-07-27 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Способ изоляции зоны осложнения в скважине и пакер
RU2441975C1 (ru) * 2010-06-28 2012-02-10 Открытое акционерное общество "Газпром" Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3060210A (en) * 1960-05-12 1962-10-23 Petrolite Corp Polyaminomethyl phenols
SU1629501A1 (ru) * 1988-06-15 1991-02-23 Уренгойское Производственное Объединение По Добыче Газа Им.С.А.Оруджева Способ глушени скважины
RU2047745C1 (ru) * 1992-01-27 1995-11-10 Канзафаров Фидрат Яхьяевич Способ глушения скважин
RU2279462C1 (ru) * 2005-01-27 2006-07-10 Владимир Анатольевич Волков Жидкость глушения нефтегазовой скважины
RU2348799C1 (ru) * 2007-07-23 2009-03-10 Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины
RU2357997C1 (ru) * 2007-11-19 2009-06-10 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Блокирующая жидкость "жг-иэр-т"
WO2016011284A2 (en) 2014-07-18 2016-01-21 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells
BR112018006362A2 (pt) * 2015-09-29 2018-10-09 Cabot Specialty Fluids, Inc. fluido de poço com base em óleo de baixo teor de sólidos com emulsão estabilizada por partículas.
US11149180B2 (en) 2015-09-30 2021-10-19 Schlumberger Technology Corporation High density brine with low crystallization temperature
RU2700851C1 (ru) * 2018-06-18 2019-09-23 Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" Способ селективной обработки призабойной зоны пласта

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2184839C2 (ru) * 2000-04-25 2002-07-10 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" Состав для глушения скважин
RU2257462C1 (ru) * 2004-10-21 2005-07-27 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Способ изоляции зоны осложнения в скважине и пакер
RU2441975C1 (ru) * 2010-06-28 2012-02-10 Открытое акционерное общество "Газпром" Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20230033325A1 (en) * 2020-01-21 2023-02-02 Limited Liability Company "Gr Petroleum" Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells
US20230126946A1 (en) * 2020-03-25 2023-04-27 Limited Liability Company Oilmind Method for leveling the injectivity profile of an injection well

Also Published As

Publication number Publication date
US11414953B2 (en) 2022-08-16
CA3073489C (en) 2022-01-25
MY194079A (en) 2022-11-11
RU2659046C1 (ru) 2018-06-27
EA202090358A1 (ru) 2020-07-24
US20210017832A1 (en) 2021-01-21
CA3073489A1 (en) 2019-02-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2019039974A1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин
US2265962A (en) Method of treating oil and gas wells
WO2019070166A1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин
CN109996930B (zh) 处理井底地层带的方法
RU2670808C1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты)
RU2670307C1 (ru) Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин
US11261718B2 (en) Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production
CN106753299A (zh) 一种稀油井选择性堵水剂及其制备方法与应用
CN111433432B (zh) 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法
RU2702175C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта
RU2742168C1 (ru) Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины
RU2662721C1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты)
EA040038B1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин
RU2728168C1 (ru) Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин
RU2271444C1 (ru) Способ изоляции водопроницаемого пласта
RU2754552C1 (ru) Способ глушения добывающей скважины (варианты)
RU2728170C1 (ru) Способ цементирования скважины
SU1218071A1 (ru) Способ установки разделительного моста в поглощающей скважине
SU1633090A1 (ru) Способ глушени скважины
CN117027716A (zh) 一种基于压力平衡的注水泥堵漏工艺方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 18848379

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3073489

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 18848379

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1