WO2019070165A1 - Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) - Google Patents
Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- WO2019070165A1 WO2019070165A1 PCT/RU2018/050120 RU2018050120W WO2019070165A1 WO 2019070165 A1 WO2019070165 A1 WO 2019070165A1 RU 2018050120 W RU2018050120 W RU 2018050120W WO 2019070165 A1 WO2019070165 A1 WO 2019070165A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- oil
- silicon dioxide
- volume
- emulsifier
- vol
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 79
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 title abstract description 36
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 161
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 93
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 89
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 89
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 88
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 82
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 80
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 74
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 73
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 72
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 58
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 52
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 50
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 50
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 44
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 44
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 36
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 35
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 claims abstract description 35
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 claims abstract description 35
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 35
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 12
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 9
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 74
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 70
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 48
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 34
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 30
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 26
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 26
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 23
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 21
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 abstract description 33
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 abstract description 32
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 abstract description 3
- KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[Mn++].[Mn++].[Mn++] KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- QMYDVDBERNLWKB-UHFFFAOYSA-N propane-1,2-diol;hydrate Chemical compound O.CC(O)CO QMYDVDBERNLWKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 34
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 14
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 14
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 14
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 14
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 9
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- -1 esters unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N Trichloroethylene Chemical compound ClC=C(Cl)Cl XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 2
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N protonated dimethyl amine Natural products CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 description 2
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- BTVWZWFKMIUSGS-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-1,2-diol Chemical compound CC(C)(O)CO BTVWZWFKMIUSGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000010415 colloidal nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- LIKFHECYJZWXFJ-UHFFFAOYSA-N dimethyldichlorosilane Chemical class C[Si](C)(Cl)Cl LIKFHECYJZWXFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 210000003608 fece Anatomy 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- KVMLCRQYXDYXDX-UHFFFAOYSA-M potassium;chloride;hydrochloride Chemical compound Cl.[Cl-].[K+] KVMLCRQYXDYXDX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Definitions
- the invention relates to the oil industry, in particular to technologies for killing oil wells with a high gas factor, as well as oil and gas wells, exposed layers with abnormally low or abnormally high reservoir pressure.
- the well should be plugged before starting work.
- the main condition for the occurrence of gas and oil shows during repair work is the entry of formation fluid into the wellbore due to excess of formation pressure of the bottomhole fluid.
- Oil wells with a high gas factor are wells in which the gas content in oil exceeds 600 m 3 / t.
- Abnormally high reservoir pressure is the reservoir pressure exceeding hydrostatic pressure by 10 percent or more. In this case, the plugging conditions will be observed when the back pressure on the reservoir is created with a fluid with a much higher density than in the case of normal reservoir pressure.
- the disadvantage of using high-density fluids is their filtration into the reservoir in the process of killing, where the contact with the formation waters results in precipitation of salts and hydrophilization of the rock.
- Abnormally low formation pressure is one of the main causes of absorption of kill fluids.
- Wells with abnormally low reservoir pressure cannot be plugged with conventional kill fluids due to their low viscosity, low plugging capacity and increased density.
- process fluids which have high viscosity properties and relatively low density.
- the main common disadvantage of all traditional water-based killing fluids is the deterioration of reservoir properties of the bottomhole formation zone (PZP) after killing operations.
- the prior art method of killing oil and gas wells including sequential injection into the bottomhole formation zone of the buffer fluid, blocking fluid and liquid for muffling
- a surface-active substance hereinafter referred to as surfactant
- a hydrohydrocarbon emulsion with surfactant content is used as a buffer liquid.
- a blocking fluid a hydrophobic emulsion solution is used, containing oil, saline, emulsifier, stabilizer.
- As a liquid for killing use saline water or saline.
- the disadvantage of this method is the absence in the process liquids plugging particles.
- the application of the method will be inefficient in high-permeability reservoirs, because The rheological properties of hydrocarbon emulsions will not provide sufficient blocking of cracks and other highly permeable filtration channels in the PPP for damping the filtration process.
- a method for preparing an invert emulsion for killing wells is known.
- the emulsion contains hydrocarbons, aqueous solution, emulsifier, degradable particles and plugging particles.
- the disadvantage of this method is technologically unjustified volumetric content in the invert emulsion of the aqueous phase in the range from 1 to 70% by volume.
- the content of the aqueous phase in the specified interval will not provide an emulsion viscosity sufficient to block the high-permeable PZP intervals.
- fibrous materials in combination with large particles with an average diameter of from 1 to 1500 microns is ineffective in reservoirs with medium and low reservoir characteristics, since the diameter of the large particles will not provide sufficient penetration of the emulsion into the bottom of the zone to prevent overflows in the reservoir system.
- N ° 2441975 (IPC EV 43/12, published February 10, 2012)
- a known method for plugging gas and gas condensate wells under complicated conditions including sequential injection of a blocking composition into the bottomhole formation zone followed by pressure fluid, plugging fluid, technical water, plugging composition, followed by pushing, and again a killing fluid, washing out the remnants of plugging composition, squeezing fluid and technical water from the annular space of the well.
- a thickened invert emulsion solution is used as a blocking composition.
- a water methanol solution is used as a squeezing fluid, and an emulsion solution or an aqueous solution of sodium chloride is used as a kill fluid.
- the disadvantage of this method is the technological complexity of the method - process fluids are pumped in 4 stages, which increases the duration of the kill operation, the number of units and the cost of the operation jamming. Also a disadvantage is the use of mud as a plugging solution, because the swelling capacity of sub-capillary clay particles when interacting with reservoir and injected waters will lead to clogging of the PPP filtration channels for a long period of time.
- a method for killing oil wells with high gas factors or oil and gas wells that have exposed layers with abnormally low or abnormally high reservoir pressure, based on sequential injection of the emulsion system into the PPP, and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a surfactant content.
- the essence of the invention lies in the fact that the method according to the first embodiment, which is used at well injectivity below 350 m 3 / day., Includes sequential injection of a blocking pack, anchoring packs and a squeezing fluid into the bottomhole formation zone, while using an emulsion system as blocking packs containing (% vol.): diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and transfer of oil - 20-30, emulsifier - 2-3, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1, aqueous solution of feces chloride Potassium chloride or potassium - the rest; an emulsion-suspension ionic system containing (% by volume): diesel fuel or prepared oil from the oil treatment and transfer station - 10-20, emulsifier - 2-3, colloidal nanoparticle solution silicon dioxide with a particle size of from 5 to 100 nm - 0.5-1, dry amorphous silica with a particle size of from 5 to 500 nm - 1-3, an a
- the method according to the second embodiment which is used at injectivity of wells above 350 m 3 / day., Including sequential injection of a blocking pack, anchoring packs and a squeezing fluid into the bottomhole formation zone, using an emulsion system containing (% by volume) as a blocking pack : diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 20-30, emulsifier - 2-3, colloidal solution of silica nanoparticles - 0.5-1, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest, in ka
- an anchoring pack an emulsion-suspension system is used containing (% by volume): diesel fuel or prepared oil from the oil treatment and pumping station — 10-20, emulsifier — 2-3, colloidal solution of silica nanoparticles with a particle size from 5 to 100 nm - 0.5-1, microparticles of ilmenite or trimanganese tetroxide with a size of from
- the technical result of the invention is to improve the technological efficiency of work on the killing of oil wells with high gas factor and oil and gas wells, complicated by abnormally low or abnormally high reservoir pressure.
- the invention is illustrated by the following graphic materials.
- FIG. 1 shows a table that reveals the technique and equipment for the preparation and injection of process fluids.
- FIG. 2 shows a table illustrating the results of measuring the density of systems used for plugging oil wells with a high gas factor and plugging oil and gas wells with abnormally high reservoir pressure (the density of the water component is 1300 kg / m 3 ).
- FIG. 3 shows a table illustrating the results of measuring the density of systems used for plugging oil and gas wells with abnormally low reservoir pressure (the density of the water component is 1050 kg / m 3 ).
- FIG. 4 shows a table illustrating the results of measurements of aggregative stability of systems used for plugging oil wells with a high gas factor and plugging oil and gas wells with abnormally high reservoir pressure (water component density - 1300 kg / m 3 ).
- FIG. 5 shows a table illustrating the results of measurements of aggregative stability of systems used for plugging oil wells with a high gas factor and plugging oil and gas wells with anomalously low reservoir pressure.
- FIG. 6 shows a table illustrating the results of measurements of the kinematic viscosity of systems used for plugging oil wells with a high gas factor and plugging oil and gas wells with anomalously high reservoir pressure (density of the water component is 1300 kg / m 3 ).
- the method based on the sequence of radial placement of two types of packs in the PPP provides for strengthening their blocking properties as they approach the near-wellbore zone of the formation from the depth of the PPP, since as we approach the near-wellbore zone of the reservoir, the active depression increases. In the remote part of the PPP, the depression is minimal and tends to zero at a certain distance from the well.
- a blocking pack is used, which is represented by an emulsion system (ES) containing colloidal silicon dioxide nanoparticles, which has a shear gradient sufficient to prevent the working agents injected into the reservoir from penetrating deep into the reservoir and vice versa during repression preventing the penetration of reservoir fluids from highly permeable the depth of the reservoir in the near-wellbore zone of the reservoir.
- ES emulsion system
- the strength requirements for fixing the blocking pack increase; therefore, a fixing pack is introduced in the PPP after the blocking pack, represented by the ESS containing a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles and dry amorphous silicon dioxide with particles ranging from 5 to 500 nm. or microparticles represented by ilmenite or trimanganese tetroxide, which has an increased shear gradient.
- the content of dry amorphous silicon dioxide is 92-99% of the mass, the rest is the impurities remaining after production.
- the following substances may be in particular impurities (% by mass): non-volatile with hydrofluoric acid acid substances (0.2-0.5), nitrates (0.002-0.005), sulfates (0.015), chlorides (0.001-
- the fixing pack forms a screen that, due to a complex of high adhesive and rheological characteristics, is able to withstand high pressure drops (up to 200 atm.) Without breaking through the formation fluid and absorbing process fluids.
- the selectivity of the impact of ES and ESS on the most permeable intervals of the PPP and the large radial dimensions of the blocking pack, which is fixed with a highly viscous pack prevents emulsion systems from being removed from the PPP during well development and operation after repair, which ensures well operation without gas breakthroughs at the most permeable intervals PPP, redistribution of filtration flows and high duration of the technological effect.
- - reservoir temperature is not limited, but must be determined before the start of work
- - water injectivity of the well should be at least 150 m 3 / day. with a discharge pressure at the mouth of not more than 120 atm, with an insufficient injectivity, the PPP is processed by one of the standard methods for increasing the injectivity of the well;
- the upper limit of the pickup is not limited.
- the preparation of ES and ESS is carried out at the installations for the preparation of solutions: the “BPR” solutions preparation unit (a container with a paddle stirrer and an external centrifugal pump).
- the necessary equipment for the preparation of emulsion systems is shown in FIG. one.
- Diesel fuel or prepared oil is collected into the system for preparing systems from the point of preparation and transfer of oil - 20-30% 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 silica nanoparticles - 0.5-1% vol. and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
- Diesel fuel or prepared oil is collected into the tank for preparing systems from the preparation and pumping station — 10–20% by volume.
- the centrifugal pump starts to circulate and paddle agitator.
- the emulsifier is dispersed successively in diesel fuel - 2-3% vol., A colloidal solution of silica nanoparticles - 0.5-1% vol., Dry amorphous silicon dioxide with a particle size of from 5 to 500 nm. - 1-3% vol. or microparticles of ilmenite or trimanganese tetroxide with a size from 0.2 to 4 microns - 3-8, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
- the components are introduced into the hydrocarbon base through an ejector using a vacuum hose.
- the speed of loading components is limited by the suction performance of the ejector.
- Technological tanks should be equipped with paddle-type tanks, ensuring a constant and uniform distribution of the reagents throughout the volume.
- bladed mixers with reverse direction of rotation are recommended.
- the quality of preparation and the stability of the properties of the systems depend on the complete coverage of the mixing of the entire volume of the cooking tank, the purity of the containers, the speed 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 the preparation of ES and ESS is carried out by checking the sedimentation stability of systems. The test is considered positive if, when the systems are kept at room temperature for 2 hours, the aqueous or hydrocarbon phase separates no more than 2% of the volume of the emulsion system.
- the number and type of special equipment and equipment for work on the well are presented in FIG. 1. The calculation was made subject to the preparation of systems on the “BPR” mortar unit. The presented list of equipment and special equipment is basic and may include additional names depending on the working conditions, location of the mortar unit, process parameters and well design features.
- the equipment is strapped and the injection line is crimped to a pressure exceeding the expected working 1.5 times, observing safety measures.
- the discharge line is equipped with a check valve. To maintain the continuity of plugging, the plugging complex on a well pad should have a sufficient number of tank trucks with the required volume of liquids for plugging a particular well.
- the method is as follows.
- ES contains diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping oil, emulsifier, colloidal solution of silica nanoparticles, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride.
- Injection is carried out in the PPP ESS as a fixing pack in the volume of 3-10 m 3 / m.
- ESS contains diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil, emulsifier, colloidal solution of silica nanoparticles, dry amorphous silica, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride.
- a squeezing fluid an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a surfactant content — in particular, a water repellent grade IVV-1 or QAS-M in a volume of 2-7 m 3 / m.
- 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.
- an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a density of at least 1250 kg / m 3 is selected as the water component of the systems and the squeezing fluid.
- an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride with a density of not more than 1100 kg / m 3 is selected as the water component of the systems and the squeezing fluid.
- the specific volume of blocking, fixing packs and squeezing fluid injected into the PPP depends on the injectivity of the well.
- ES containing (% by volume): diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and transfer of oil - 20-30, emulsifier - 2-3, a colloidal solution of silica nanoparticles - 0.5-1, an aqueous solution of chloride calcium or potassium chloride - the rest.
- an anchoring pack you can use an ESS containing (% by volume): diesel fuel or prepared oil from a preparation and pumping station for oil - 10-20, an emulsifier - 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with particle size from 5 to 100 them - 0.5-1, dry amorphous silica with a particle size of from 5 to 500 nm - 1-3, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
- a composition containing (% by volume) can be used as an emulsifier: esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular-weight organic thermostabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest.
- esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42 esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular-weight organic thermostabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest.
- a water repellent of the brands IVV-1 or QAS-M with a content of 1-2% by volume can be used as a surfactant in the squeezing fluid.
- ES containing (% by volume): diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and transfer of oil - 20-30, emulsifier - 2-3, a colloidal solution of silica nanoparticles - 0.5-1, an aqueous solution of chloride calcium or potassium chloride - the rest.
- an anchoring pack you can use an ESS containing (% by volume): diesel fuel or prepared oil from a preparation and pumping station for oil - 10-20, an emulsifier - 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size from 5 to 100 nm - 0.5-1, microparticles of ilmenite or trimanganese tetroxide with a size of from 0.2 to 4 microns - 3-8, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
- a composition containing (% by volume) can be used as an emulsifier: esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular-weight organic thermostabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest.
- esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42 esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular-weight organic thermostabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest.
- a water repellent of the brands IVV-1 or QAS-M with a content of 1-2% by volume can be used as a surfactant in the squeezing fluid.
- the basic physical parameters of the systems and aqueous solutions of salts are adjusted on the basis of a density calculation that provides the necessary back pressure to the formation, taking into account the results of laboratory experiments on the compatibility with reservoir minerals, reservoir fluids (formation water, oil, associated gas).
- Re-injection of process fluids through the annulus is used under the following conditions: - impossibility to knock off the whipped valve;
- the blocking and fixing compositions with the ratio of the components that make up the system specified in this invention are not intended for killing wells with leakage in the production string.
- process fluids must be carried out continuously with a capacity that prevents the density of process fluids from decreasing by floating gas and oil, as well as under pressure on the unit, eliminating fluid absorption.
- the killing process within one cycle must be continuous.
- the rate of injection of process fluids is determined by the value of reservoir pressure:
- the injection rate should be maximum, exceeding the well productivity, provided that the pressure does not exceed the maximum permissible (under the conditions of pressure testing the column).
- the required density of process fluids is determined on the basis of a calculation based on the condition for creating a pressure by a column of process fluids that exceeds the current reservoir pressure per safety factor.
- the amount of dry potassium chloride or calcium chloride required to prepare the required volume of an aqueous solution of a specific density is calculated using the following formula:
- V p - the required volume of aqueous solution, m 3 .
- p is the calculated density of process liquids, kg / m 3 ;
- the value H from the wellhead to the top of the reservoir with a higher reservoir pressure is taken in calculations. Regardless of whether the sub-pump fluid floats or not, or its density and density of process fluids change when mixed, the calculated density should be sufficient to kill the well.
- the internal volume of the well is calculated taking into account the pipe wall thickness, the volume of the lowered tubing and the depth of the downhole pumping equipment (Formula 3-6).
- the required volume of the squeezing fluid V can be defined as the difference between the internal volume of the well and the volume of the tubing along the pipe body:
- V HKT the volume of fluid displaced by the metal tubing, m 3 ;
- D is the internal diameter of the production string, m
- thermostability - thermostability
- - kinematic viscosity - thermostability
- Aggregative stability is the ability of systems to maintain the degree of dispersion of the internal phase.
- the evaluation 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 systems, enclosed between the electrodes of the measuring cell of the device.
- the experiments were carried out on the device brand FANN.
- the measurement of the thermal stability of the systems was carried out by holding them in dimensional, 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 6 hours of temperature control, no more than 2% by volume of water separated from the emulsion system of the total water content of the systems. As a result of experiments on thermal stability, it was determined that all samples are stable for 24 hours.
- an ES blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: prepared oil from the oil preparation and pumping station - 20, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.5, water solution of potassium chloride with a density of 1265 kg / m 3 - 77.5 in the volume of 5 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 40, amine oxide - 0.7, high-molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.5, diesel fuel (summer) - 59.8.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.5, water - 0.5.
- an ESS fixing packet of the following composition was injected into the PPP,% vol .: prepared oil from the oil preparation and transfer station - 10, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.5, dry silica nanoparticles with particle size from 5 to 500 nm - 1, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1265 kg / m 3 - 86.5, in a volume of 3 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 40, amine oxide - 0.7, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.5, diesel fuel (summer) - 59.8.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.5, water - 0.5.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of potassium chloride with an IVF-1 water repellent content of 2% by volume. density of 1250 kg / m 3 in the amount of 5 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications. During development and after the well was brought to the gas breakthrough mode, it did not occur. The water cut after the well is put on mode is 76%, after three months of well operation it is 81%.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol. : prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 23, emulsifier - 2.5, colloidal solution of nanoparticles - 0.7, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1260 kg / m 3 - 73.8, in a volume of 13 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 1, diesel fuel (winter) - 56.
- Colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- the fixing packs of the following composition were injected into the PPP:% prepared oil from the oil preparation and transfer station - 15, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 2, dry silica nanoparticles with particle size from 5 to 500 nm - 1, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1260 kg / m 3 - 80, in a volume of 5 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acid (oleic) acids and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic thermal stabilizer (bentonite) - 1, diesel fuel (winter) - 56.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% by volume): silicon dioxide - 32.5, monomethyl propylene glycol ether - 67, water - 0.5.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of potassium chloride with an IVF-1 water repellent content of 1.5% by volume. density of 1250 kg / m 3 in the volume of 3 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications. During development and after the well was brought to the gas breakthrough mode, it did not occur. The water cut after the well is put on mode is 53%, after three months of well operation it is 60%.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol. : prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 23, emulsifier - 2.5, colloidal solution of nanoparticles - 0.8, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1270 kg / m 3 - 73.7, in a volume of 15 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 41, amine oxide - 0.8, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 0.5, diesel fuel (summer) - 57.7.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 30, isopropanol - 68.5, methyl alcohol - 1.5.
- the fixing packs of the following composition were injected into the PPP,% vol. : prepared oil from the point of preparation and transfer of oil - 18, emulsifier - 2.7, colloidal solution of nanoparticles - 0.8, dry silica nanoparticles with a particle size of from 5 to 500 nm - 3, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1270 kg / m 3 - 75.5, in the volume of 7 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 41, amine oxide - 0.8, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 0.5, diesel fuel (summer) - 57.7.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 30, isopropanol - 68.5, methyl alcohol - 1.5.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of calcium chloride with a water-repellent content of QAS-M - 2% by volume. density of 1240 kg / m 3 in the volume of 6 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications.
- the water cut after the well is put on mode is 41%, after three months of well operation it is 36%.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 25, emulsifier - 2.5, colloidal solution of nanoparticles - 1, aqueous solution of calcium chloride with density of 1040 kg / m 3 - 71.5, in a volume of 8 m 3 / m
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.7, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.5, diesel fuel (summer) - 56.8.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 30, ethylene glycol - 70.
- a fixing pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 20, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.8, dry silica nanoparticles with particle size from 5 to 500 nm - 3, aqueous solution of calcium chloride density of 1040 kg / m 3 - 74.2, in the amount of 5 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.7, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 2, diesel fuel (summer) - 55.3.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 32, isopropanol - 67, methyl alcohol - 1.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of calcium chloride with a water-repellent content of QAS-M - 2% by volume. density of 1015 kg / m 3 in the volume of 4 m 3 / m.
- % vol . diesel fuel - 30, emulsifier - 3, colloidal solution of nanoparticles - 0.7, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1040 kg / m 3 - 66.3, in a volume of 11 m 3 / m.
- 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) - 1, diesel fuel (winter) - 58.3.
- Colloid solution nanoparticles contains (% vol.): silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- a fixing pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 15, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.7, dry silica nanoparticles with a particle size of from 5 to 500 nm - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride density of 1050 kg / m 3 - 80.8, in the volume of 7 m 3 / m.
- 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) - 1, diesel fuel (winter) - 58.3.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of potassium chloride with an IVF-1 water repellent content of 2% by volume. density of 1030 kg / m 3 in the volume of 3 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications.
- the water cut after the well is put on mode is 54%, after three months of well operation it is 58%.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 28, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.6, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1035 kg / m 3 - 79.4, in a volume of 14 m 3 / m
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.9, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.8, diesel fuel (winter) - 56.3.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 30, propylene glycol monomethyl ether - 69, water - 1.
- the fixing packs of the following composition were injected into the PPP,% vol. : diesel fuel - 15, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 1, dry silica nanoparticles with a particle size of from 5 to 500 nm - 3, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1005 kg / m 3 - 79, in a volume of 7 m 3 / m
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42% vol., Amine oxide - 0.9% vol., High molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.8% vol., Diesel fuel (winter) - 56.3.
- Colloidal the nanoparticle solution contains (% vol.): silicon dioxide - 30, propylene glycol monomethyl ether - 69, water - 1.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of calcium chloride with a water repellent IVV-1 content - 1% by volume. density of 1005 kg / m 3 in the volume of 3.5 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications.
- the water cut after the well is put on mode is 60%, after three months of well operation it is 66%.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 20, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.5, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1295 kg / m 3 - 77.5, in a volume of 16 m 3 / m
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.9, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.8, diesel fuel (winter) - 56.3.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- % vol . diesel fuel - 10, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.5, microparticles of trimar ganz tetroxide - 8, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1295 kg / m 3 - 79.5, in a volume of 7 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.9, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.8, diesel fuel (winter) - 56.3.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of calcium chloride with an IVF-1 water repellent content of 2% by volume. density of 1270 kg / m 3 in the amount of 5 m 3 / m.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 23, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 1, water a solution of calcium chloride with a density of 1290 kg / m 3 - 74, in a volume of 18 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 1, diesel fuel (summer) - 56.
- Colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): silicon dioxide - 31, isopropanol - 68, methyl alcohol
- a fixing pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 12, emulsifier - 3, colloidal solution of nanoparticles - 1, microparticles of trimarganese tetroxide - 6, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1290 kg / m 3 - 78, in the volume of 6 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 1, diesel fuel (summer) - 56.
- Colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): silicon dioxide
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of calcium chloride with a water-repellent content of QAS-M - 2% by volume. density of 1270 kg / m 3 in the amount of 5 m 3 / m.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 28, emulsifier - 3, colloidal solution of nanoparticles - 1, aqueous solution of potassium chloride with a density of 1040 kg / m 3 - 68, in a volume of 20 m 3 / m
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42% vol., Amine oxide - 0.7% vol., High molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 0.5% vol., Diesel fuel (summer) - 56.8.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 30.5, isopropanol - 69, methyl alcohol - 0.5.
- a fixing pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 10, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.8, dry silica nanoparticles with a particle size from 5 to 500 nm - 3, an aqueous solution of potassium chloride density of 1040 kg / m 3 - 84.2, in the volume of 10.5 m 3 / m.
- this emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.7, high molecular organic thermal stabilizer (bentonite) - 0.5, diesel fuel (summer) - 56.8.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 32, isopropanol - 67, methyl alcohol - 1.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of potassium chloride with a water-repellent content of QAS-M - 2% by volume. density of 1015 kg / m 3 in the volume of 6 m 3 / m.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 20, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1280 kg / m 3 - 77.5, in a volume of 16 m 3 / m
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.9, high-molecular-weight organic heat stabilizer (bentonite) - 0.8, diesel fuel (winter) - 56.3.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- a fixing pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 10, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 0.5, microparticles of trimar ganza tetroxide - 8, aqueous solution of potassium chloride with a density of 1280 kg / m 3 - 79.5 , in a volume of 8 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.9, high-molecular-weight organic heat stabilizer (bentonite) - 0.8, diesel fuel (winter) - 56.3.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of potassium chloride with an IVF-1 water repellent content of 2% by volume. density of 1270 kg / m 3 in the volume of 4 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications. During development and after the well was brought to the gas breakthrough mode, it did not occur.
- % vol. prepared oil from the point of preparation and pumping oil - 22, emulsifier - 2.5, colloidal solution of nanoparticles - 1, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1280 kg / m 3 - 74.5, in a volume of 18 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 41, amine oxide - 0.8, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.5, diesel fuel (winter) - 57.7.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 30, ethylene glycol - 70.
- a fixing pack of the following composition was pumped into the PPP,% vol .: prepared oil from the oil preparation and pumping station — 15, emulsifier — 2, colloidal solution of nanoparticles — 1, microparticles of ilmenite — 5, 1280 kg / m 3 - 77, in a volume of 10 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 41, amine oxide - 0.8, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.5, diesel fuel (winter) - 57.7.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 30, ethylene glycol - 70.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of calcium chloride with a QAR-M water-repellent content - 1% by volume. density of 1250 kg / m 3 in the amount of 7 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications.
- the water cut after the well is put on mode is 49%, after three months of well operation it is 45%.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 30, emulsifier - 3, colloidal solution of nanoparticles - 0.8, aqueous solution of calcium chloride with density of 1090 kg / m 3 - 66.2, in a volume of 20 m 3 / m
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.8, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.7, diesel fuel (summer) - 56.5.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, ethylene glycol - 69.
- a fixing pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 20, emulsifier - 3, colloidal solution of nanoparticles - 1, Trimar ganza tetroxide microparticles - 3, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1090 kg / m 3 - 73, in a volume of 9 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.8, high molecular organic heat stabilizer (lime) - 0.7, diesel fuel (summer) - 56.5.
- the colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, ethylene glycol - 69.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of calcium chloride with a QAR-M water repellent content of 1.5% by volume. density of 1090 kg / m 3 in the volume of 4 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications.
- the water cut after the well is put on mode is 43%, after three months of well operation it is 41%.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 30, emulsifier - 3, colloidal solution of nanoparticles - 1, aqueous solution of calcium chloride with density of 1090 kg / m 3 - 66, in a volume of 15 m 3 / m
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 1, diesel fuel (summer) - 56.
- Colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, methyl alcohol - 0.5.
- a fixing pack of the following composition was injected into the PPP,% vol .: diesel fuel - 18, emulsifier - 3, colloidal solution of nanoparticles - 1, microparticles of trimarganese tetroxide - 6, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1090 kg / m 3 - 72, in the volume of 6 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 1, diesel fuel (summer) - 56.
- Colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, methyl alcohol - 0.5.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of calcium chloride with a QAR-M water repellent content of 1.5% by volume. density of 1070 kg / m 3 in the amount of 5 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications.
- the water cut after the well is put on mode is 42%, after three months of well operation it is 40%.
- a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% vol. : prepared oil from the point of preparation and transfer of oil - 23, emulsifier - 2.5, colloidal solution of nanoparticles - 0.7, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1260 kg / m 3 - 73.8, in a volume of 20 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 1, diesel fuel (winter) - 56.
- Colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- the fixing packs of the following composition were injected into the PPP:% prepared oil from the oil preparation and transfer station - 15, emulsifier - 2, colloidal solution of nanoparticles - 2, dry silica nanoparticles with particle size from 5 to 500 nm - 1, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1260 kg / m 3 - 80, in a volume of 5 m 3 / m.
- the emulsifier contains (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42, amine oxide - 1, high molecular organic heat stabilizer (bentonite) - 1, diesel fuel (winter) - 56.
- Colloidal solution of nanoparticles contains (% vol.): silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
- the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of potassium chloride with an IVF-1 water repellent content of 1.5% by volume. density of 1250 kg / m 3 in the volume of 4 m 3 / m.
- the well was plugged in one cycle without complications. During development and after the well was brought to the gas breakthrough mode, it did not occur. The water cut after the well is put on mode is 54%, after three months of well operation it is 51%.
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин и обеспечивает повышение эффективности глушения скважин в осложненных условиях. При приемистости скважин ниже 350 м3/сут. осуществляют последовательную закачку в призабойную зону пласта эмульсионной системы, содержащей дизельное топливо, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, водный раствор хлористого кальция или калия при определенном их количестве, затем - эмульсионно-суспензионной системы, содержащей указанную эмульсионную систему и дополнительно сухую аморфную двуокись кремния при определенном их количестве, а затем водный раствор хлористого кальция или калия, содержащий поверхностно-активное вещество (ПАВ). При приемистости скважин выше 350 м3/сут. эмульсионно-суспензионная система содержит дополнительно гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца. Причем, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния состоит из двуокиси кремния, монометилового эфира пропиленгликоля и воды, а эмульгатор содержит эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот, окись амина, высокомолекулярый органический термостабилизатор и дизельное топливо при определенном их количестве.
Description
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ (ВАРИАНТЫ)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.
В соответствии с требованиями безопасности работ с целью предупреждения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин перед началом работ скважина должна быть заглушена. Основным условием возникновения газонефтеводопроявлений в ходе ремонтных работ является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования и газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.
Нефтяные скважины с высоким газовым фактором - это скважины, в которых содержание газа в нефти превышает 600 м3/т.
Аномально-высокое пластовое давление - это пластовое давление, превышающее на 10 и более процентов давление гидростатическое. Условия глушения в данном случае будут соблюдены при создании противодавления на пласт жидкостью с гораздо большей плотностью, чем в случае с нормальным пластовым давлением. Недостатком применения жидкостей высокой плотности является их фильтрация в пласт в процессе глушения, где при контакте с пластовыми водами происходит выпадение осадков солей и гидрофилизация горной породы.
Аномально-низкое пластовое давление является одной из основных причин поглощений жидкостей глушения. Скважины с аномально-низким пластовым давлением не могут быть заглушены традиционными жидкостями глушения в связи с их низкой вязкостью, низкой способностью к тампонированию и повышенной плотностью. Для борьбы с такого рода осложнением необходимо применять технологические жидкости,
которые обладают повышенными вязкостными свойствами и относительно невысокой плотностью.
Основным общим недостатком всех традиционных жидкостей глушения на водной основе является ухудшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) после проведения операций по глушению.
Под традиционными жидкостями глушения понимаются наиболее широко применяемые для глушения скважин солевые растворы хлористого калия и хлористого кальция. При необходимости глушения скважин с аномальными условиями применение только традиционных жидкостей глушения неэффективно. В связи с этим для глушения скважин с аномальными условиями применяются особые технологические жидкости, называемые блокирующими составами или блокирующими пачками, физико-химические свойства которых отличаются от свойств традиционных жидкостей глушения.
Степень проявления процессов, осложняющих глушение, зависит от горно- геологических условий месторождения, геолого-физических параметров ПЗП и геолого- технических параметров скважины. Наиболее интенсивно осложняющие факторы проявляются в следующих условиях:
- при глушении скважины, на которой проводился гидравлический разрыв пласта (ГРП), или имеется развитая естественная трещиноватость;
- в ходе глушения более легкие пластовые нефть и газ по созданным трещинам быстро проникают из пласта в скважину, что сопровождается нефтегазопроявлениями, а более тяжелая жидкость глушения поглощается пластом;
- при глушении скважин, расположенных в зонах с пластовым давлением ниже гидростатического (в этих условиях происходит поглощение жидкости глушения в больших объемах, сопровождаемое последующей кольматацией ПЗП, ухудшением фазовой проницаемости по нефти и длительным выводом скважины на режим после ремонта);
- при глушении скважин, расположенных в зонах с повышенным пластовым давлением относительно гидростатического (применение в этих условиях тяжелых водных растворов хлористого натрия или хлористого кальция приводит к необратимому ухудшению фильтрационных свойств ПЗП из-за невысокого коэффициента восстановления проницаемости по нефти после закачки больших объемов водных растворов);
- при глушении скважин, эксплуатирующих объекты с высоким газовым фактором и высоким давлением насыщения;
- при глушении скважин, эксплуатирующих объекты с интервалом перфорации большой протяженности.
Для решения задачи глушения скважин, осложненных аномальными условиями, необходимо применение технологических жидкостей с особыми реологическими и поверхностно-активными свойствами, которые могут противоречить одному или нескольким пунктам требований, предъявляемых к традиционным жидкостям глушения.
Из уровня техники известен способ глушения нефтяных и газовых скважин (патент РФ на изобретение jVa 2047745, МПК Е21В 43/12, С09К 7/06, опубликован 10.11.1995), включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости, блокирующей жидкости и жидкости для глушения. При этом в качестве буферной жидкости используют поверхностно-активное вещество (далее - ПАВ) или водоуглеводородную эмульсию с содержанием ПАВ. В качестве блокирующей жидкости используют гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор, стабилизатор. В качестве жидкости для глушения используют минерализованную воду или солевой раствор. Недостатком способа является отсутствие в технологических жидкостях тампонирующих частиц. В связи с этим, применение способа будет неэффективно в высокопроницаемых коллекторах, т.к. реологические свойства углеводородных эмульсий не обеспечат достаточную для затухания процесса фильтрации блокировку трещин и других высокопроницаемых каналов фильтрации в ПЗП.
Из патента РФ на изобретение JVfe 2616632 (МПК Е21В 43/12, С09К 8/48, С09К 8/493, опубликован 18.04.2017) известен способ глушения скважин после гидравлического разрыва пласта, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта солевого раствора на основе хлористого калия, вязкоупругого состава (солевой раствор на основе хлористого калия, каустическая сода и полимер-загуститель с наполнителем) и солевого раствора. Недостатком способа является применение полимера-загустителя с содержанием ксантановой камеди и вермикулита для создания вязкоупругого состава. Применение полимеров-загустителей с содержанием вермикулита приводит к неконтролируемому снижению проницаемости принимающих интервалов и невыполнению одного из основных условий глушения скважин - временное снижение фильтрационно- емкостных характеристик ПЗП. Также закачка в продуктивный пласт водного раствора хлористого калия на первом этапе реализации способа и его продавка вглубь ПЗП на второй и третьей стадиях отрицательно влияет на фазовую проницаемость продуктивного пласта.
Из патента РФ на изобретение j\T° 2184839 (МПК Е21В 43/12, опубликован 10.07.2002) известен способ глушения скважин, включающий закачку в призабойную зону пласта инвертной эмульсионно-суспензионной системы, содержащей минерализованную
водную дисперсную фазу, углеводородную дисперсионную фазу - в частности, нефть или продукты ее переработки, эмульгатор, стабилизатор - гидрофобный модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем. Недостатком способа является то, что добавка химически модифицированного кремнезема не изменяет фазовую проницаемость поверхности поровых каналов, а лишь увеличивает стабильность эмульсионно- суспензионной системы. А также недостатком является отсутствие в инвертной эмульсионно-суспензионной системе тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно-емкостных характеристик трещинноватых высокопроницаемых коллекторов.
Из патента СА 2765192 (МПК С09К 8/36, С09К 8/467, Е21В 7/00, опубликован
23.12.2010) известен способ приготовления инвертной эмульсии для глушения скважин. Эмульсия содержит углеводороды, водный раствор, эмульгатор, разлагаемые частицы и тампонирующие частицы. Недостатком способа является технологически необоснованное объемное содержание в инвертной эмульсии водной фазы в интервале от 1 до 70 % об. Содержание водной фазы в указанном интервале не обеспечит эмульсии вязкость, достаточную для блокировки высокопроницаемых интервалов ПЗП. Также применение волокнистых материалов в совокупности с крупными частицами со средним диаметром от 1 до 1500 мкм неэффективно в коллекторах со средними и низкими фильтрационно- емкостными характеристиками, т.к. диаметр крупных частиц не обеспечит достаточное проникновение эмульсии вглубь ПЗП для предотвращения перетоков в системе пласт- скважина.
Из патента РФ на изобретение N° 2441975 (МПК Е21В 43/12, опубликован 10.02.2012) известен способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей композиции с последующей ее продавкой продавочной жидкостью, жидкости глушения, технической воды, тампонирующего состава с последующей продавкой, и снова жидкости глушения, вымывающей из затрубного пространства скважины остатки тампонирующего состава, продавочной жидкости и технической воды. В качестве блокирующей композиции используют, в частности, загущенный инвертно- эмульсионный раствор. В качестве продавочной жидкости используют водометанольный раствор, в качестве жидкости глушения - эмульсионный раствор или водный раствор хлорида натрия. В качестве тампонирующего состава используют глинистый раствор. Недостатком способа является технологическая сложность осуществления способа - технологические жидкости закачиваются в 4 стадии, что увеличивает продолжительность проведения операции по глушению, количество агрегатов и стоимость операции по
глушению. Также недостатком является применение глинистого раствора в качестве тампонирующего раствора, т.к. набухающая способность суб капиллярных частиц глины при взаимодействии с пластовыми и закачиваемыми водами приведет к кольматации фильтрационных каналов ПЗП на длительный период времени.
Для решения указанных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений предлагается способ глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором или нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально- высоким пластовым давлением, основанный на последовательной закачке в ПЗП эмульсионной системы, эмульсионно-суспензионной системы и водного раствора хлористого кальция или хлористого калия с содержанием ПАВ .
Сущность изобретения заключается в том, что способ согласно первому варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин ниже 350 м3/сут., включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно- суспенз ионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об., причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29- 31 в этиленгликоле - остальное.
Способ согласно второму варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин выше 350 м3/сут., включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об., причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Техническим результатом изобретения является повышение технологической эффективности работ по глушению нефтяных скважин с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважин, осложненных аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки технологических жидкостей.
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3).
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности систем, применяемых для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1050 кг/м3).
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3).
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением.
На фиг. 6 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3).
Положенная в основу способа последовательность радиального размещения двух видов пачек в ПЗП предусматривает усиление их блокирующих свойств по мере приближения к околоскважинной зоне пласта из глубины ПЗП, т.к. по мере приближения к околоскважинной зоне пласта увеличивается действующая депрессия. В удаленной части ПЗП депрессия минимальна и на определенном расстоянии от скважины стремится к нулю. Для блокировки этой зоны пласта применяется блокирующая пачка, представленная эмульсионной системой (ЭС) с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, которая обладает градиентом сдвига, достаточным, чтобы препятствовать прорыву закачиваемых следом рабочих агентов вглубь пласта и наоборот при репрессии препятствующая прорыву пластовых флюидов по высокопроницаемым интервалам из глубины пласта в околоскважинную зону пласта. По мере увеличения депрессии при приближении к околоскважинной зоне пласта требования к прочности закрепления блокирующей пачки возрастают, поэтому в ПЗП вслед за блокирующей пачкой закачивается закрепляющая пачка, представленная ЭСС с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния и сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. или микрочастиц, представленных ильменитом или тетраоксидом тримарганца, которая обладает повышенным градиентом сдвига.
Содержание сухой аморфной двуокиси кремния составляет 92-99 % масс, оставшаяся часть - это примеси, остающиеся после выработки. В качестве примесей могут быть, в частности, следующие вещества (% масс): нелетучие с фтористо-водородной
кислотой вещества (0.2-0.5), нитраты (0.002-0.005), сульфаты (0.015), хлориды (0.001-
0.005), железо (0.002-0.005), тяжелые металлы (0.003-0.007) и др. согласно ГОСТ 9428-73 «Реактивы. Кремний (IV) оксид. Технические условия (с Изменениями N 1, 2)». Какие именно содержатся примеси в сухой аморфной двуокиси кремния в настоящем изобретении - не является его существенным признаком, поскольку не влияет на достижение его технического результата.
Закрепляющая пачка формирует экран, который благодаря комплексу высоких адгезионных и реологических характеристик способен противостоять высокому перепаду давлений (до 200 атм.) без прорыва пластового флюида и поглощения технологических жидкостей. Кроме того, селективность воздействия ЭС и ЭСС на наиболее проницаемые интервалы ПЗП и большие радиальные размеры блокирующей пачки, которая закреплена высоковязкой пачкой, препятствует выносу эмульсионных систем из ПЗП при освоении и эксплуатации скважины после ремонта, что обеспечивает эксплуатацию скважины без прорывов газа по наиболее проницаемым интервалам ПЗП, перераспределение фильтрационных потоков и высокую длительность технологического эффекта.
При движении ЭС и ЭСС в пористой среде ее эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в системе и скорости фильтрации системы в пористой среде, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это приводит к тому, что при движении ЭС и ЭСС в пористой среде происходит саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации в глубь пласта. Эти реологические свойства ЭС и ЭСС позволяют сформировать радиальный экран, который преимущественно блокирует наиболее проницаемые интервалы ПЗП.
Выбор скважины и требования к объекту воздействия
Для осуществления способа выбираются следующие скважины:
- нефтяные скважины с высоким газовым фактором (выше 600 м3/т);
- нефтяные скважины с высоким буферным давлением (выше 50 атм.), вследствие прорыва газа по наиболее проницаемым пропласткам (образование конуса газа в монолитном пласте);
- нефтяные и газовые скважины, вскрывшие пласты с аномально-низким пластовым давлением;
- нефтяные и газовые скважины, вскрывшие пласты с аномально-высоким пластовым давлением.
К скважинам-кандидатам предъявляются следующие основные требования:
- интервал перфорации и зумпф скважины должны быть свободны от осадков и посторонних предметов;
- обсадная колонна должна быть герметична;
- пластовая температура не лимитируется, но должна быть определена до начала работ;
- приемистость скважины по воде должна быть не менее 150 м3/сут. при давлении нагнетания на устье не более 120 атм, при недостаточной приемистости проводят обработку ПЗП одним из стандартных методов увеличения приемистости скважины;
- верхний предел приемистости не лимитируется.
Приготовление ЭС и ЭСС производится на установках приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» (емкость с лопастной мешалкой и внешним центробежным насосом). Необходимое оборудование для приготовления эмульсионных систем представлено на фиг. 1.
В емкость для приготовления систем набирается дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30% об. Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3% об., коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1% об. и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
Приготовление закрепляющей пачки производится на установке «БПР».
В емкость для приготовления систем набирается дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20% об. Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3% об., коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1% об., сухая аморфная двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. - 1-3% об. или микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
Ввод составляющих в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга. Скорость загрузки составляющих лимитируется всасывающей производительностью эжектора.
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему.
Для обеспечения получения и поддержания свойств стабильности систем рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств систем зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической).
Контроль качества приготовления ЭС и ЭСС проводится путем проверки седиментационной устойчивости систем. Тест считается положительным, если при выдержке систем при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение водной или углеводородной фазы не более 2% от объема эмульсионной системы.
Количество и вид специальной техники и оборудования для проведения работ на скважине представлены на фиг. 1. Расчет произведен при условии приготовления систем на растворном узле «БПР». Представленный перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.
Осуществляют следующие подготовительные работы на скважине:
- До начала глушения останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.
- Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение по варианту закачки технологических жидкостей.
- Определяют величину текущего пластового давления.
- Производят расстановку техники для глушения согласно утвержденной схемы.
- Производят обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза, соблюдая меры безопасности. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном. Для поддержания непрерывности глушения, комплекс по глушению на кустовой площадке должен иметь достаточное количество автоцистерн, с необходимым объемом жидкостей для глушения конкретной скважины.
При полном отсутствии циркуляции в скважине восстановление циркуляции и глушение скважины производят по специально разработанным планам.
Способ осуществляют следующим образом.
Порядок закачки технологических жидкостей при глушении нефтяных и газовых скважин следующий:
1) Производят закачку в ПЗП ЭС в качестве блокирующей пачки в объеме 5-20 м3 на метр перфорированной мощности пласта (м3/м). ЭС содержит дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти,
эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
2) Производят закачку в ПЗП ЭСС в качестве закрепляющей пачки в объеме 3-10 м3/м. ЭСС содержит дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
3) Производят продавку блокирующей и закрепляющей пачек и заполнение скважины продавочной жидкостью - водным раствором хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - в частности, гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М в объеме 2-7 м3/м.
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.
При глушении нефтяной скважины с высоким газовым фактором и глушении нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением в качестве водной составляющей систем и продавочной жидкости выбирается водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с плотностью не менее 1250 кг/м3.
При глушении нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением в качестве водной составляющей систем и продавочной жидкости выбирается водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с плотностью не более 1100 кг/м3.
Конкретный объем закачиваемых в ПЗП блокирующей, закрепляющей пачек и продавочной жидкости находится в зависимости от приемистости скважины.
При приемистости скважин ниже 350 м3/сут. в качестве блокирующей пачки можно использовать ЭС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В качестве закрепляющей пачки можно использовать ЭСС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с
размером частиц от 5 до 100 им - 0.5-1, сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора можно использовать композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать:
- двуокись кремния - 31-32.5 % об. в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69 % об., вода - остальное, или
- двуокись кремния - 30-31% об. в изопропаноле - 67-69% об. и метиловом спирте
- остальное, или
- двуокись кремния - 29-31% об. в этиленгликоле - 69-71% об.
В продавочной жидкости в качестве поверхностно-активного вещества можно использовать гидрофобизатор марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об.
При приемистости скважин выше 350 м3/сут. в качестве блокирующей пачки можно использовать ЭС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В качестве закрепляющей пачки можно использовать ЭСС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора можно использовать композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать:
- двуокись кремния - 31-32.5% об. в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69% об., вода - остальное, или
- двуокись кремния - 30-31% об. в изопропаноле - 67-69% об. и метиловом спирте - остальное, или
- двуокись кремния - 29-31% об. в этиленгликоле - 69-71% об.
В продавочной жидкости в качестве поверхностно-активного вещества можно использовать гидрофобизатор марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об.
Регулирование основных физических параметров систем и водных растворов солей производится на основе расчета плотности, обеспечивающем необходимое противодавление на пласт с учетом результатов лабораторных экспериментов на совместимость с минералами коллектора, пластовыми флюидами (пластовой водой, нефтью, попутным газом).
Кроме основных физических свойств технологических жидкостей необходимо определить:
- количество циклов;
- способ закачки технологических жидкостей;
- скорости закачки технологических жидкостей.
Могут применяться два варианта закачки технологических жидкостей в скважину: прямой или обратный. Традиционно, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямая закачка). Но для закачки блокирующей и закрепляющей пачек предпочтительным вариантом является обратная закачка через кольцевое межтрубное пространство. Не рекомендуется производить глушение прямой закачкой при наличии спущенного электроцентробежного насоса (ЭЦН)/штангового насоса (ШГН) в связи с риском обрыва колонны труб с ростом давления при передавливании блокирующего и закрепляющего составов через отверстие сбивного клапана.
Прямая закачка осуществляется посредством нагнетания технологических жидкостей в трубное пространство насосно-компрессорных труб (НКТ) и обладает следующими преимуществами:
- меньшая продолжительность операции;
- меньшее рабочее давление, создаваемое насосным агрегатом;
- отсутствие риска повреждения колонны при повышении давления закачки;
- отсутствие риска поглощения через негерметичности колонны;
- отсутствие эффекта смывания отложений с поверхности колонны и НКТ на забой;
- отсутствие противодвижения жидкостей: закачиваемых технологических
жидкостей и всплывающей скважинной жидкостью.
Обратная закачка технологических жидкостей через затрубное пространство применяется при следующих условиях:
- невозможности сбить сбивной клапан;
- наличии пробок в НКТ (отсутствии циркуляции через НКТ);
- рисках не прохождения технологических жидкостей через НКТ.
Для глушения скважин с аномально-низким пластовым давлением при установке блокирующих пачек на вскрытый интервал возможно одновременное использование и прямого и обратного способа закачки.
Блокирующий и закрепляющий составы с указанным в данном изобретении соотношением компонентов, составляющих систему, не предназначены для глушения скважин с негерметичностью эксплуатационной колонны.
Закачка технологических жидкостей должна производиться непрерывно с производительностью, предотвращающей снижение плотности технологических жидкостей всплывающими газом и нефтью, а также при давлении на агрегате, исключающем поглощение жидкости. Процесс глушения в пределах одного цикла должен быть непрерывным.
Скорость закачки технологических жидкостей определяется величиной пластового давления:
- В случае высокого газового фактора и аномально высокого пластового давления скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны).
- В случае аномально низкого пластового давления в целях минимизации репрессии на продуктивный пласт и снижения объемов поглощения скважинной жидкости продуктивным пластом оптимальна закачка от 200 до 500 литров раствора глушения в минуту (3-8 л/с).
Требуемая плотность технологических жидкостей определяется на основе расчета исходя из условия создания столбом технологических жидкостей давления, превышающего текущее пластовое давление на коэффициент безопасности.
Количество сухого хлористого калия или хлористого кальция, требуемого для приготовления необходимого объема водного раствора определенной плотности, рассчитывается по следующей формуле:
где:
количество реагента, кг;
удельный вес реагента, г/см3
Υ>κτ - удельный вес технологических жидкостей глушения, г/см3;
ΥΒ - удельный вес технической воды, применяемой для приготовления технологических жидкостей, г/см3;
Vp - требуемый объем водного раствора, м3.
Расчет необходимой плотности технологических жидкостей при полной замене скважинной жидкости определяется по следующей формуле:
Рпл*(1+П)*106 2 " 9,81*Я ' ^ ' где:
р - расчетная плотность технологических жидкостей, кг/м3;
Рпл - пластовое давление, МПа;
П - коэффициент безопасности удельного веса технологических жидкостей, определяемый Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 N° 101;
Н - расстояние от устья до кровли пласта по вертикали, м.
Для скважины, в которой вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями, и расстояние между ними составляет более 50 м, в расчетах принимается величина Н от устья скважины до кровли пласта с более высоким пластовым давлением. Независимо от того, всплывает поднасосная жидкость или нет, или ее плотность и плотность технологических жидкостей изменятся при смешивании, расчетной плотности должно быть достаточно для глушения скважины.
Для определения объема продавочной жидкости рассчитывается внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ и глубины спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) (формулы 3-6). Требуемый объем продавочной жидкости V можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы:
где:
V3K - объем эксплуатационной колонны, м3;
VHKT - объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3;
VniT - объем жидкости, вытесняемый металлом штанг, м3 (при наличии);
1, 1 - коэффициент запаса.
При этом:
Λ . π*Ό2 и где:
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
Н - глубина скважины, м3.
где:
d и di - соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м;
Нсп - глубина спуска насоса, м. шт = ^ * #СП ,
где:
^шт.с . ~~ средневзвешенный диаметр штанг, определяется по формуле:
W шт.1 * iiiT.1 ) + (^шт.2 *^-шт. г ) + (^шт.З * ftiiiT.3 )
1шт.ср. (6) где:
^шт.1,2,з - диаметры ступеней колонны штанг, м;
^шт.1,2,3 ~ длины ступеней колонны штанг, м.
В качестве заключительных мероприятий на скважине необходимо произвести следующие работы:
1. Проверить закрытие всех задвижек на фонтанной арматуре.
2. Разрядить нагнетательную линию, убедиться в отсутствии избыточного давления.
3. Демонтировать нагнетательную линию, не допуская розливов технологической жидкости (использовать экологические поддоны).
4. Разрядить давление до атмосферного в трубопроводе от скважины до групповой замерной установки (Г ЗУ).
Лабораторные исследования физических свойств систем (ЭС и ЭСС).
Для исследования физических свойств ЭС и ЭСС были подготовлены образцы блокирующей и закрепляющей пачек с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры систем:
- плотность;
- агрегативная устойчивость;
- термостабильность;
- кинематическая вязкость.
После приготовления образцов систем производилась их выдержка не менее 4 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Измерение плотности систем
Результаты измерения плотности ЭС и ЭСС (пикнометрический метод), применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3), представлены на фиг. 2.
Результаты измерения плотности ЭС и ЭСС, применяемых для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1050 кг/м3), представлены на фиг. 3.
Измерение агрегативной устойчивости систем
Агрегативная устойчивость - это способность систем сохранять степень дисперсности внутренней фазы.
Оценку проводили по показателю электростабильности - измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения систем, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN.
Результаты измерения агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3), представлены на фиг. 4.
Измерение термостабильности систем
Измерение термостабильности систем 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 6 ч термостатирования из эмульсионной системы отделилось не более 2 об.% воды от общего объема водной составляющей систем. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.
Измерение кинематической вязкости систем
Результаты измерения кинематической вязкости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м3), представлены на фиг. 5. Измерения проводились при температуре 20°С (погрешность измерения температуры ±0,1°С) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой
вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами системы перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1200 об/мин. в течение 20 минут.
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭС и ЭСС подтвердили высокие технологические свойства разработанных составов. Особенно важными параметрами являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость систем, а также возможность регулировать вязкостные свойства ЭС и ЭСС в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик пзп.
Далее приведены примеры осуществления способа в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважинах с аномально-высоким пластовым давлением при приемистости скважин ниже и выше 350 м3/сут.
Примеры осуществления способа
Пример 1.
Осуществление способа в нефтяной скважине с газовым фактором - 630 м3/т и приемистостью ниже 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 87%.
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. 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 блокирующей пачки ЭС следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1265 кг/м3 - 77.5, в объеме 5 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.5,
дизельное топливо (летнее) - 59.8. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки ЭСС следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.5, сухие наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1265 кг/м3 - 86.5, в объеме 3 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 59.8. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 0.5.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 - 2% об. плотностью 1250 кг/м3 в объеме 5 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. При освоении и после вывода скважины на режим прорыва газа не произошло. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 76%, после трех месяцев работы скважины - 81%.
Пример 2.
Здесь и далее подготовительные работы производились в соответствие с порядком, указанным в примере 1.
Осуществление способа в нефтяной скважине с газовым фактором - 680 м3/т и приемистостью ниже 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 72%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 23, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц - 0.7, водный раствор хлористого кальция плотностью 1260 кг/м3 - 73.8, в объеме 13 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1 , высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 2, сухие наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1260 кг/м3 - 80, в объеме 5 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных
кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 - 1.5% об. плотностью 1250 кг/м3 в объеме 3 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. При освоении и после вывода скважины на режим прорыва газа не произошло. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 53%, после трех месяцев работы скважины - 60%.
Пример 3.
Осуществление способа в нефтяной скважине с аномально-высоким пластовым давлением и приемистостью ниже 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 43%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 23, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц - 0.8, водный раствор хлористого кальция плотностью 1270 кг/м3 - 73.7, в объеме 15 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 57.7. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 30, изопропанол - 68.5, метиловый спирт - 1.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 18, эмульгатор - 2.7, коллоидный раствор наночастиц - 0.8, сухие наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1270 кг/м3 - 75.5, в объеме 7 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 57.7. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 30, изопропанол - 68.5, метиловый спирт - 1.5.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М - 2% об. плотностью 1240 кг/м3 в объеме 6 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 41%, после трех месяцев работы скважины - 36%.
Пример 4.
Осуществление способа в газовой скважине с аномально-низким пластовым давлением и приемистостью ниже 350 м3/сут.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 25, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1040 кг/м3 - 71.5, в объеме 8 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 56.8. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 30, этиленгликоль - 70.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 20, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.8, сухие наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1040 кг/м3 - 74.2, в объеме 5 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 2, дизельное топливо (летнее) - 55.3. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32, изопропанол - 67, метиловый спирт - 1.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М - 2% об. плотностью 1015 кг/м3 в объеме 4 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.
Пример 5.
Осуществление способа в нефтяной скважине с аномально-низким пластовым давлением и приемистостью ниже 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 66%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава,
% об.: дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц - 0.7, водный раствор хлористого калия плотностью 1040 кг/м3 - 66.3, в объеме 11 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 58.3. Коллоидный раствор
наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 15, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.7, сухие наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1050 кг/м3 - 80.8, в объеме 7 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 58.3. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 - 2% об. плотностью 1030 кг/м3 в объеме 3 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 54%, после трех месяцев работы скважины - 58%.
Пример 6.
Осуществление способа в нефтяной скважине с аномально-низким пластовым давлением и приемистостью ниже 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 72%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 28, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.6, водный раствор хлористого кальция плотностью 1035 кг/м3 - 79.4, в объеме 14 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 30, монометиловый эфир пропиленгликоля - 69, вода - 1.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об. : дизельное топливо - 15, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 1, сухие наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1005 кг/м3 - 79, в объеме 7 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42 % об., окись амина - 0.9 % об., высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.8 % об., дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный
раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 30, монометиловый эфир пропиленгликоля - 69, вода - 1.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 - 1% об. плотностью 1005 кг/м3 в объеме 3.5 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 60%, после трех месяцев работы скважины - 66%.
Пример 7.
Осуществление способа в газовой скважине с аномально-высоким пластовым давлением и приемистостью выше 350 м3/сут. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 20, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1295 кг/м3 - 77.5, в объеме 16 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава,
% об.: дизельное топливо - 10, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.5, микрочастицы тетраоксида тримар ганца - 8, водный раствор хлористого кальция плотностью 1295 кг/м3 - 79.5, в объеме 7 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 - 2% об. плотностью 1270 кг/м3 в объеме 5 м3/м.
Пример 8.
Осуществление способа в газовой скважине с аномально-высоким пластовым давлением и приемистостью выше 350 м3/сут.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 23, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 1, водный
раствор хлористого кальция плотностью 1290 кг/м3 - 74, в объеме 18 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (летнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 31, изопропанол - 68, метиловый спирт
- 1.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц - 1, микрочастицы тетраоксида тримарганца - 6, водный раствор хлористого кальция плотностью 1290 кг/м3 - 78, в объеме 6 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (летнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния
- 31, изопропанол - 68, метиловый спирт - 1.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М - 2% об. плотностью 1270 кг/м3 в объеме 5 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.
Пример 9.
Осуществление способа в газовой скважине с аномально-низким пластовым давлением и приемистостью выше 350 м3/сут. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 28, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1040 кг/м3 - 68, в объеме 20 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42 % об., окись амина - 0.7 % об., высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 0.5 % об., дизельное топливо (летнее) - 56.8. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 30.5, изопропанол - 69, метиловый спирт - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 10, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.8, сухие наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1040 кг/м3 - 84.2, в объеме 10.5 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и
смоляных кислот - 42, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 56.8. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32, изопропанол - 67, метиловый спирт - 1.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М - 2% об. плотностью 1015 кг/м3 в объеме 6 м3/м.
Пример 10.
Осуществление способа в газовой скважине с аномально-высоким пластовым давлением и приемистостью выше 350 м3/сут.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 20, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1280 кг/м3 - 77.5, в объеме 16 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 10, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 0.5, микрочастицы тетраоксида тримар ганца - 8, водный раствор хлористого калия плотностью 1280 кг/м3 - 79.5, в объеме 8 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 - 2% об. плотностью 1270 кг/м3 в объеме 4 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. При освоении и после вывода скважины на режим прорыва газа не произошло.
Пример 11.
Осуществление способа в нефтяной скважине с аномально-высоким пластовым давлением и приемистостью выше 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 52%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава,
% об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 22, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1280 кг/м3 - 74.5, в объеме 18 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.5, дизельное топливо (зимнее) - 57.7. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 30, этиленгликоль - 70.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 1, микрочастицы ильменита - 5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1280 кг/м3 - 77, в объеме 10 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.5, дизельное топливо (зимнее) - 57.7. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 30, этиленгликоль - 70.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М - 1% об. плотностью 1250 кг/м3 в объеме 7 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 49%, после трех месяцев работы скважины - 45%.
Пример 12.
Осуществление способа в нефтяной скважине с аномально-низким пластовым давлением и приемистостью выше 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 58%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц - 0.8, водный раствор хлористого кальция плотностью 1090 кг/м3 - 66.2, в объеме 20 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.7, дизельное топливо (летнее) - 56.5. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 31, этиленгликоль - 69.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц - 1,
микрочастицы тетраоксида тримар ганца - 3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1090 кг/м3 - 73, в объеме 9 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (известь) - 0.7, дизельное топливо (летнее) - 56.5. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 31, этиленгликоль - 69.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М - 1.5% об. плотностью 1090 кг/м3 в объеме 4 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 43%, после трех месяцев работы скважины - 41%.
Пример 13.
Осуществление способа в нефтяной скважине с аномально-низким пластовым давлением и приемистостью выше 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 54 % .
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1090 кг/м3 - 66, в объеме 15 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (летнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, метиловый спирт - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: дизельное топливо - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц - 1, микрочастицы тетраоксида тримарганца - 6, водный раствор хлористого кальция плотностью 1090 кг/м3 - 72, в объеме 6 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (летнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, метиловый спирт - 0.5.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М - 1.5% об. плотностью 1070 кг/м3 в объеме 5 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 42 %, после трех месяцев работы скважины - 40%.
Пример 14.
Осуществление способа в нефтяной скважине с газовым фактором - 710 м3/т и приемистостью выше 350 м3/сут. Показатель обводненности до глушения скважины - 66%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 23, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц - 0.7, водный раствор хлористого кальция плотностью 1260 кг/м3 - 73.8, в объеме 20 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1 , высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП закрепляющей пачки следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц - 2, сухие наночастицы двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1260 кг/м3 - 80, в объеме 5 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (бентонит) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На третьем этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 - 1.5% об. плотностью 1250 кг/м3 в объеме 4 м3/м.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. При освоении и после вывода скважины на режим прорыва газа не произошло. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 54%, после трех месяцев работы скважины - 51%.
Claims
1. Способ глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором или нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением при приемистости скважин ниже 350 м3/сут., включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости,
при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.):
- дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30,
- эмульгатор - 2-3,
- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0,5-1,
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.):
- дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20,
- эмульгатор - 2-3,
- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до
100 нм - 0.5-1,
- сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3,
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об.,
причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.):
- эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40- 42,
- окись амина - 0.7- 1 ,
- высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1,
- дизельное топливо - остальное,
в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.):
- двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67- 69, вода - остальное,
- или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное,
- или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
2. Способ глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором или нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением при приемистости скважин выше 350 м3/сут., включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости,
при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.):
- дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30,
- эмульгатор - 2-3,
- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1,
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.):
- дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20,
- эмульгатор - 2-3,
- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до
100 нм - 0.5-1,
- микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8,
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об.,
причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.):
- эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40- 42,
- окись амина - 0.7- 1 ,
- высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1,
- дизельное топливо - остальное,
в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.):
- двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67- 69, вода - остальное,
- или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное,
- или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017135377A RU2662721C1 (ru) | 2017-10-05 | 2017-10-05 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
| RU2017135377 | 2017-10-05 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2019070165A1 true WO2019070165A1 (ru) | 2019-04-11 |
Family
ID=62981804
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2018/050120 WO2019070165A1 (ru) | 2017-10-05 | 2018-10-05 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2662721C1 (ru) |
| WO (1) | WO2019070165A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753440C1 (ru) * | 2020-12-23 | 2021-08-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Интех" | Способ управления параметрами закачиваемых в скважину жидкостей |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| RU2441975C1 (ru) * | 2010-06-28 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047745C1 (ru) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Способ глушения скважин |
| RU2184839C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Состав для глушения скважин |
| RU2257863C1 (ru) * | 2004-03-09 | 2005-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дальневосточная медицинская компания" | Зеркало гинекологическое для однократного использования |
| RU2279462C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
| US8162056B2 (en) * | 2009-06-17 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills |
| US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
| RU2616632C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
-
2017
- 2017-10-05 RU RU2017135377A patent/RU2662721C1/ru active
-
2018
- 2018-10-05 WO PCT/RU2018/050120 patent/WO2019070165A1/ru active Application Filing
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| RU2441975C1 (ru) * | 2010-06-28 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2662721C1 (ru) | 2018-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| RU2670307C1 (ru) | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин | |
| RU2659046C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| CN111406144B (zh) | 油气井压井方法 | |
| NO163976B (no) | Fremgangsm te for hydraulisk frakturering av en undsformasjon. | |
| RU2670808C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| CA3090866C (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| RU2670308C1 (ru) | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин | |
| Sayfullaevich | QATLAMNI GIDRAVLIK YORISHDA QO ‘LLANILADIGAN ERITMALAR TURINI ASOSLASH | |
| US4488599A (en) | Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments | |
| WO2019070165A1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) | |
| RU2742168C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| RU2728168C9 (ru) | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин | |
| EP3713892A1 (en) | High density microfine cement for squeeze cementing operations | |
| US11920446B2 (en) | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques | |
| EA040038B1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2121569C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| EA040894B1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| Butler et al. | Northeast Butterly pool-case history | |
| CN117888842A (zh) | 一种超深井井筒压力控制方法及系统 |
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: 18865137 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 18865137 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |