RU2104392C1 - Method and liquid for plugging of well - Google Patents
Method and liquid for plugging of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2104392C1 RU2104392C1 RU96108770A RU96108770A RU2104392C1 RU 2104392 C1 RU2104392 C1 RU 2104392C1 RU 96108770 A RU96108770 A RU 96108770A RU 96108770 A RU96108770 A RU 96108770A RU 2104392 C1 RU2104392 C1 RU 2104392C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- liquid
- blocking
- water
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title abstract description 24
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 14
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 60
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 20
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 7
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 7
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 229920001131 Pulp (paper) Polymers 0.000 abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000796533 Arna Species 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N ammonia nh3 Chemical compound N.N XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000004537 pulping Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Paper (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к глушению скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов в аномальных условиях: высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном пласте, сверхпоглощенной скважинной жидкости, высокого газового фактора как нагнетательных, так и добывающих скважин. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to killing wells during underground and overhauls under abnormal conditions: high permeability of the formation in the exploited productive formation, superabsorbed well fluid, high gas factor of both injection and production wells.
Известен способ глушения скважины закачкой блокирующей жидкости - мицеллярного раствора и водного раствора неорганических солей. A known method of killing a well by injecting a blocking fluid - a micellar solution and an aqueous solution of inorganic salts.
Недостатками указанного способа является использование мицеллярного раствора, неустойчивого при контакте с минерализованными водами, необходимость привлечения специальной техники и точности в соблюдении рецептуры, а также дороговизна используемого в составе поверхностно-активного вещества. Эта совокупность недостатков делает применение способа технологически и экономически неэффективным. The disadvantages of this method is the use of a micellar solution unstable in contact with mineralized waters, the need to use special equipment and accuracy in complying with the formulation, as well as the high cost of the surfactant used in the composition. This set of disadvantages makes the application of the method technologically and economically inefficient.
Известен способ глушения скважины, включающей замену скважинной жидкости последовательной закачкой обратной эмульсии и задавочной жидкости плотностью не выше плотности обратной эмульсии [2]. A known method of killing a well, comprising replacing the wellbore with successive injection of the reverse emulsion and the filling fluid with a density not higher than the density of the inverse emulsion [2].
Недостатками известного способа является ограниченная область применения используемой обратной эмульсии, обусловленная возможным ее разрушением в условиях низкообводненных скважин при контакте с нефтью и кольматацией продуктивного интервала пласта. The disadvantages of this method is the limited scope of the used reverse emulsion, due to its possible destruction in low-water well conditions in contact with oil and the mud of the reservoir interval.
Известна жидкость для глушения скважин, включающая моносульфитный черный щелок 80-94 мас.% и хлориды одно- и двухвалентных металлов 6 - 20 мас.% [3]. Known liquid for killing wells, including monosulfite black liquor 80-94 wt.% And chlorides of mono- and divalent metals 6 - 20 wt.% [3].
Данной жидкости свойственны ряд недостатков. Она недостаточно эффективна вследствие недостаточной плотности и невозможности применения в пластах, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями и поглощениями. Кроме того, содержание моносульфитного щелока в указанных пределах приводит к повышению вязкости состава, что усложняет использование жидкости, особенно в условиях низких температур. This fluid has a number of disadvantages. It is not effective enough due to insufficient density and the impossibility of application in formations characterized by abnormally high formation pressures and absorption. In addition, the content of monosulfite liquor in the specified range leads to an increase in the viscosity of the composition, which complicates the use of liquid, especially at low temperatures.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому способу является способ глушения скважины, включающий блокировку интервала перфорации нефильтрующейся высоковязкой инвертной дисперсией и последующим заполнением скважины водным раствором неорганических солей меньшей плотности [4]. The closest in technical essence and the achieved effect to the claimed method is a method of killing a well, including blocking the interval of perforation of non-filtering highly viscous invert dispersion and subsequent filling of the well with an aqueous solution of inorganic salts of lower density [4].
Недостатком известного способа является необходимость освоения скважин с применением минеральных кислот и органических растворителей для разрушения остатков дисперсий, что усложняет проведение операции по пуску и освоению скважин. The disadvantage of this method is the need to develop wells using mineral acids and organic solvents to destroy the dispersion residues, which complicates the commissioning and development of wells.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемой блокирующей жидкости является состав для приготовления технологических жидкостей, включающий водорастворимую соль кальция, свободный аммиак, технический лигносульфонат или нейтрально-сульфитный щелок и воду [5]. The closest in technical essence and the achieved effect to the claimed blocking fluid is a composition for the preparation of process fluids, including water-soluble calcium salt, free ammonia, technical lignosulfonate or neutral sulfite liquor and water [5].
Данному составу присущ следующий недостаток - низкая эффективность глушения скважин, эксплуатирующих пласты, характеризующиеся аномальными условиями: высокой проницаемостью прискважинной зоны, сверхпоглощением и высоким газовым фактором, в которых за счет невысокой вязкости состава и ухода его в пласт не приходит блокирование поглощающего интервала перфорации. The following drawback is inherent in this composition - the low efficiency of killing wells operating formations characterized by abnormal conditions: high permeability of the near-wellbore zone, super absorption and high gas factor, in which, due to the low viscosity of the composition and its withdrawal, the blocking of the absorbing perforation interval does not come into the formation.
В основу изобретения положена задача создать высокоэффективный способ глушения скважины и блокирующую жидкость для глушения скважины, эксплуатирующей пласты, характеризующиеся аномальным поглощением, высокой проницаемостью прискважинной зоны и газовым фактором. The basis of the invention is the task of creating a highly efficient method of killing a well and a blocking fluid for killing a well operating reservoirs characterized by abnormal absorption, high permeability of the wellbore zone and gas factor.
Поставленная задача решается тем, что в способе глушения скважины, включающем блокирование интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной на ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, а объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины. The problem is solved in that in the method of killing a well, which includes blocking the perforation interval by replacing the wellbore fluid with a blocking fluid and a density located on it, a lower density of the blocking fluid, part of the blocking fluid is crushed into the near-well zone of the formation, and the volume of the blocking fluid is determined based on well productivity coefficient.
Блокирующая жидкость для глушения скважины, включающая соль кальция, свободный аммиак, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов, дополнительно содержит древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Водорастворимая соль кальция - 12,4 - 43,5
Свободный аммиак - 0,1 - 2,0
Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов - 5,0-25,0
Древесная мука - 4,0 - 12,0
Вода - Остальное
Заявленная совокупность качественных и количественных существенных признаков позволяет достичь необходимые значения технологических параметров состава, таких как плотность блокирующего раствора, температура застывания, а также достаточный блокирующий эффект в интервале перфорации. Состав обеспечивает начальную фильтрацию жидкости через пористую среду с постепенным ее полным затуханием, т.е. блокированием перфорированного интервала поглощающего пласта. Блокирование происходит вследствие способности состава, включающего дисперсную фазу (древесную муку), при фильтрации через пористую среду закупоривать поры прискважинной зоны пласта, благодаря силам физического воздействия частиц древесной муки и механического удерживания их в узостях пор, а полнота снижения скорости фильтрации вплоть до ее прекращения обеспечивается вплоть до ее прекращения обеспечивается комплексом свойств коллоидно-дисперсных частиц, содержащихся в одном из компонентов состава - отхода целлюлозно-бумажной промышленности.Blocking fluid for killing a well, including calcium salt, free ammonia, a waste product from the pulp and paper industry based on lignosulfonates, additionally contains wood flour in the following ratio, wt.%:
Water soluble calcium salt - 12.4 - 43.5
Free ammonia - 0.1 - 2.0
Waste from the production of pulp and paper industry based on lignosulfonates - 5.0-25.0
Wood flour - 4.0 - 12.0
Water - Else
The claimed combination of qualitative and quantitative essential features allows you to achieve the necessary values of the technological parameters of the composition, such as the density of the blocking solution, pour point, as well as a sufficient blocking effect in the perforation interval. The composition provides the initial filtration of the liquid through the porous medium with its gradual complete attenuation, i.e. blocking the perforated interval of the absorbing formation. Blocking occurs due to the ability of the composition, including the dispersed phase (wood flour), to clog the pores of the near-wellbore zone of the formation during filtration through a porous medium, due to the forces of physical action of the particles of wood flour and their mechanical retention in the pore narrowings, and the completeness of the decrease in the filtration rate until its termination is ensured up to its termination, it is ensured by the complex of properties of colloidal dispersed particles contained in one of the components of the composition - the waste of pulp and paper industry shlennosti.
В качестве водорастворимой соли кальция используют нитрат кальция по ТУ 6-09-1013-76, хлорид кальция по ГОСТ 450-77, ТУ 6-18-173-77, бромид кальция (Справочник химика, т.11, с. 91, 1971, Химия, Ленинградское отделение). As a water-soluble calcium salt, calcium nitrate is used according to TU 6-09-1013-76, calcium chloride according to GOST 450-77, TU 6-18-173-77, calcium bromide (Handbook of a chemist, vol. 11, p. 91, 1971 , Chemistry, Leningrad branch).
В качестве свободного аммиака используют аммиак по ГОСТ 3760-79. As free ammonia, ammonia is used according to GOST 3760-79.
При приготовлении блокирующей жидкости вместо водорастворимой соли кальция и свободного аммиака возможно использовать, например, побочный продукт производства аммония-аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК), который содержит в своем составе нитрат и свободный аммиак (ТУ 113-03-22-01-87), мас.%:
Нитрат кальция - 35-53
Нитрат аммония - 2-8
Свободный аммиак - 2
Вода - Остальное
В качестве отхода производства целлюлозно-бумажной промышленности используют лигносульфонаты по ТУ 13-028-1036-029-94, получающиеся при сульфитной варке целлюлозы.When preparing a blocking liquid, instead of a water-soluble salt of calcium and free ammonia, it is possible to use, for example, a by-product of production of ammonium-ammonia solution of calcium nitrate (ARNA), which contains nitrate and free ammonia (TU 113-03-22-01-87) , wt.%:
Calcium Nitrate - 35-53
Ammonium Nitrate - 2-8
Free ammonia - 2
Water - Else
As a waste from the production of the pulp and paper industry, lignosulfonates according to TU 13-028-1036-029-94, obtained by sulphite pulping, are used.
Древесная мука представляет собой продукт сухого механического измельчения древесины любой породы и различной степени помола, выпускаемой предприятиями лесоперерабатывающей промышленности в соответствии с техническими требованиями ГОСТ 16361-87. Wood flour is a product of dry mechanical grinding of wood of any breed and various degrees of grinding produced by enterprises of the wood processing industry in accordance with the technical requirements of GOST 16361-87.
Предлагаемая блокирующая жидкость стабильна во времени, седиментационно устойчива, обладает низкой температурой застывания, низкой проникающей способностью в пласт, технологична, проста в приготовлении и использовании. The proposed blocking fluid is stable in time, sedimentally stable, has a low pour point, low penetration into the formation, is technologically advanced, easy to prepare and use.
Блокирующую жидкость можно готовить непосредственно на месте производства работ или в заводских условиях без добавления древесной муки с последующей транспортировкой к месту назначения, а древесную муку добавлять перед использованием блокирующей жидкости. Blocking liquid can be prepared directly at the place of work or in the factory without adding wood flour with subsequent transportation to the destination, and wood flour can be added before using blocking liquid.
Глушение скважины производят следующим образом. Well killing is performed as follows.
Исходя из геолого-промысловых условий и технологического состояния скважины, способа ее эксплуатации - фонтанный или механизированный, глушение проводят двумя способами: прямой задавкой части блокирующей жидкости в прискважинную зону пласта при помощи задавочной жидкости, размещенной над блокирующей жидкостью, с задавливанием в пласт скважинной жидкости или циркуляцией с заменой скважинной жидкости на блокирующую в расположенной над ней задавочной жидкостями и доводкой их до поглощающего интервала пласта за счет естественного оседания из-за разности плотностей блокирующей, задавочной и скважинной жидкостей с последующей задавкой блокирующей жидкости. Based on the geological and field conditions and the technological condition of the well, the method of its operation is fountain or mechanized, killing is carried out in two ways: by direct pressing of a part of the blocking fluid into the borehole zone of the reservoir using a filling fluid placed above the blocking fluid, with crushing of the borehole fluid into the reservoir or circulation with the replacement of the wellbore fluid with a blocking fluid in the filling fluid located above it and adjusting them to the absorbing interval of the formation due to natural sedimentation Nia due to the density difference of the blocking, and borehole fluids zadavochnoy followed zadavkoy blocking liquid.
Необходимый объем блокирующей жидкости исходя из коэффициента продуктивности (приемистости) скважины, рассчитанной по формуле
где Q - приемистость скважины, определяемая к началу процесса глушения,, м3/сут.;
Δp - разница между давлениями закачки и пластовым давлением, атм.The required volume of blocking fluid based on the productivity coefficient (injectivity) of the well, calculated by the formula
where Q is the injectivity of the well, determined by the beginning of the killing process, m 3 / day .;
Δp is the difference between injection pressures and reservoir pressure, atm.
Коэффициент продуктивности является обобщенной характеристикой фильтрующей способности прискважинной зоны пласта. На основе экспериментальных данных, связанных с созданием блокирующего эффекта, выявлена зависимость объема блокирующей жидкости от коэффициента продуктивности (табл. 1). The productivity coefficient is a generalized characteristic of the filtering ability of the borehole formation zone. Based on experimental data related to the creation of a blocking effect, the dependence of the volume of the blocking liquid on the productivity coefficient was revealed (Table 1).
Экспериментально установлено, что для достижения блокирующего эффекта в прискважинной зоне пласта необходимо задавить в пласт 60-80% блокирующей жидкости от ее общего закачиваемого объема. It was experimentally established that in order to achieve a blocking effect in the borehole zone of the formation, it is necessary to crush 60-80% of the blocking fluid from its total injected volume into the formation.
Подбор плотности задавочной жидкости осуществляют с учетом оставшейся в скважине блокирующей жидкости при условии превышения созданного давления на пласт на 10-15% выше гидростатического, исходя из условий
и рассчитывают по формуле
где ρз.ж., ρбл.ж. - плотности задавочной и блокирующей жидкостей соответственно, г/см3;
Pпл - пластовое давление, атм;
H - расстояние от устья скважины до середины эксплуатационного объекта, м;
hбл - высота части блокирующей жидкости в скважине, м, определяемая по формуле
где ΔVбл. - разность между объемом блокирующей жидкости, задавленной в прискважинную зону ( V
F - площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны на уровне эксплуатационного объема, м2.The density of the filling fluid is selected taking into account the blocking fluid remaining in the well, provided that the created pressure on the formation is 10-15% higher than hydrostatic, based on the conditions
and calculated by the formula
where ρ z.zh. , ρ bl.J. - the density of the filling and blocking fluids, respectively, g / cm 3 ;
P PL - reservoir pressure, atm;
H is the distance from the wellhead to the middle of the production facility, m;
h bl - the height of the blocking fluid in the well, m, determined by the formula
where ΔV bl. - the difference between the volume of blocking fluid crushed into the borehole zone (V
F is the cross-sectional area of the production casing at the level of the operating volume, m 2 .
В качестве задавочной жидкости в зависимости от расчетной ее плотности используют пресную или минерализованную воду, подтоварную воду, солевой раствор или углеводородные жидкости (в т.ч. нефть). Fresh or mineralized water, produced water, saline or hydrocarbon liquids (including oil) are used as the filling liquid, depending on its calculated density.
В некоторых случаях можно в качестве задавочной жидкости использовать и блокирующую жидкость. In some cases, blocking fluid may also be used as the filling fluid.
Процесс создания блокирующего эффекта осуществляют путем контроля за расходом задавочной жидкости и показаний давления закачки. Начало резкого возрастания давления закачки является свидетельством полной блокировки поглощающего интервала перфорации, полной потери фильтрации блокирующей жидкости в прискважинную зону. При превышении давления закачки на 20-25% от начального, зафиксированного при вводе блокирующей жидкости в пласт, процесс глушения завершается. The process of creating a blocking effect is carried out by monitoring the flow rate of the filling fluid and the injection pressure readings. The onset of a sharp increase in injection pressure is evidence of a complete blockage of the absorbing perforation interval, a complete loss of filtration of the blocking fluid into the near-wellbore zone. If the injection pressure is exceeded by 20-25% of the initial value recorded when the blocking fluid was injected into the reservoir, the killing process is completed.
Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и межтрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости или выхода газа. При этом иногда для выравнивания гидростатического давления (в насосно-компрессорных трубах или затрубье) дается выдержка во времени. A well is considered to be muffled and prepared for repair, if during the communication of the pipe and annular space with the atmosphere there is no overflow of liquid or gas outlet. Moreover, sometimes in order to equalize the hydrostatic pressure (in tubing or annulus), a time delay is given.
После окончания ремонтных работ проводят освоение скважины, вызывая приток жидкости из скважины и пласта путем снижения давления столба жидкости в скважине по принятой на предприятии технологии освоения скважины. Скважина сразу выходит на устойчивый режим без осложнений. After the completion of repair work, the well is developed, causing fluid flow from the well and the formation by reducing the pressure of the liquid column in the well according to the well development technology adopted by the enterprise. The well immediately enters a steady state without complications.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно за счет последовательности операций и условий способа, а также улучшения комплекса коллоидно-дисперсных, структурно-реологических свойств блокирующей жидкости эффективно провести глушение скважины. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely due to the sequence of operations and the conditions of the method, as well as improving the complex of colloidal-dispersed, structural and rheological properties of the blocking fluid, to effectively kill the well.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при глушении с аномальными поглощениями и высокими значениями проницаемости пласта и газового фактора. An analysis of the known solutions selected during the search showed that there is no object in science and technology that is similar to the claimed combination of essential features and has high jamming performance with abnormal absorption and high permeability of the formation and gas factor.
Для доказательства соответствия изобретения критерию "Промышленная собственность" приводим конкретные примеры приготовления блокирующей жидкости и глушения скважины с использованием блокирующей жидкости. To prove compliance of the invention with the criterion of "Industrial property" we give specific examples of the preparation of blocking fluid and killing wells using blocking fluid.
В ходе лабораторных испытаний определяют следующие показатели: плотность по ГОСТ 18995.1 - р. 1, условную вязкость на приборе В 3 - 246 по ГОСТ 9070-75, температуру застывания по "Методике определения температуры застывания низкозастывающий химических реагентов", НИИнефтепромхим, г. Казань, 1993 г.), водоотдачу на приборе ВМ-6, статическое напряжение сдвига (СНС) на приборе СНС-2, водородный показатель на ионометре ЭВ-76. During laboratory tests, the following indicators are determined: density according to GOST 18995.1 - p. 1, the conditional viscosity on the device B 3 - 246 according to GOST 9070-75, the pour point according to the "Method for determining the pour point of low-setting chemicals", NIIneftepromkhim, Kazan, 1993), the water yield on the device VM-6, static shear stress (SNA) on the device SNA-2, the hydrogen reading on the ionometer EV-76.
Пример 1 (предлагаемый состав). Блокирующую жидкость готовят следующим образом. 12,5 г нитрата кальция растворяют в 61,5 г воды, добавляют 2,0 г аммиака (5,3 г 25%-ного водного раствора аммиака), выдерживают в течение 20 мин, далее вводят 20,0 г отхода производства целлюлозно-бумажной промышленности и 4,0 г древесной муки. Каждый последующий компонент добавляют после тщательного перемешивания предыдущего компонента (табл. 2, опыт 1). Example 1 (proposed composition). Blocking fluid is prepared as follows. 12.5 g of calcium nitrate is dissolved in 61.5 g of water, add 2.0 g of ammonia (5.3 g of a 25% aqueous solution of ammonia), incubated for 20 minutes, then introduce 20.0 g of waste from the production of cellulose paper industry and 4.0 g of wood flour. Each subsequent component is added after thorough mixing of the previous component (table. 2, experiment 1).
Аналогично готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (табл. 2, опыты 1-16). Other compositions are prepared similarly, varying the components and their contents (Table 2, experiments 1-16).
Пример 2 (известный состав). 25,0 г нитрата кальция растворяют при перемешивании в 58,8 г воды, затем добавляют 1,2 г аммиака (3,2 г 25%-ного водного раствора аммиака), выдерживают в течение 20 мин и вводят постепенно при перемешивании 15,0 г отхода производства целлюлозно-бумажной промышленности. По окончании смешивания состав выдерживают 1 ч (табл. 2, опыт 17). Example 2 (known composition). 25.0 g of calcium nitrate is dissolved with stirring in 58.8 g of water, then 1.2 g of ammonia (3.2 g of a 25% aqueous solution of ammonia) is added, it is left to stand for 20 minutes and it is introduced gradually with stirring 15.0 g waste from the pulp and paper industry. At the end of mixing, the composition can withstand 1 h (table. 2, experiment 17).
Как видно из данных табл.2, предлагаемая блокирующая жидкость обладает более высокими показателями плотности, условной вязкости, СНС, более низкими показателями температуры застывания и водоотдачи. Блокирующая жидкость становится менее фильтруемой в призабойную зону, а поскольку предлагаемая блокирующая жидкость нейтральна по pH, то не оказывает вредного влияния на нефтепромысловое оборудование. As can be seen from the data in table 2, the proposed blocking fluid has a higher density, conditional viscosity, SNA, lower pour point and fluid loss. Blocking fluid becomes less filtered into the bottomhole zone, and since the proposed blocking fluid is pH neutral, it does not adversely affect oilfield equipment.
Пример 3. Пример конкретной реализации способа глушения добывающей скважины. Example 3. An example of a specific implementation of the method of killing a production well.
Способ глушения осуществляют на добывающей скважине N 490 Федоровского месторождения при проведении подземного ремонта скважин. Скважина эксплуатирует пласт БС1 10. Интервал перфорации 2302 - 2308,4 м. Толщина продуктивного пласта 6,4 м. Пластовое давление 245 атм, газовый фактор - 108 м3/т. Дебит скважины 130 т/сут., обводненность 92%. Поглощение пласта и высокий газовый фактор не позволили заглушить скважину солевым раствором плотностью 1,22 в объеме 70 м3.The jamming method is carried out at the production well N 490 of the Fedorovskoye field during underground well repair. The well operates the BS 1 10 layer. The perforation interval 2302 - 2308.4 m. The thickness of the reservoir is 6.4 m. The reservoir pressure is 245 atm, the gas factor is 108 m 3 / t. The production rate of the well is 130 tons / day, the water cut is 92%. The absorption of the reservoir and the high gas factor did not allow plugging the well with saline with a density of 1.22 in a volume of 70 m 3 .
Согласно предлагаемому способу рассчитывают коэффициент продуктивности скважины по формуле 1, который равен 31,6 м3/сут. атм. и по табл. 1 определяют объем блокирующей жидкости, составляющий 6 м3. В прискважинную зону задавливают 3,6 м3 блокирующей жидкости (состав N 8 по табл. 2), что составляет 60% общего объема. Оставшаяся часть блокирующей жидкости в количестве 2,4 м3 размещается в скважине с перекрыванием интервала перфорации.According to the proposed method, the well productivity coefficient is calculated by the
Блокирующую жидкость закачивают в затрубное пространство при закрытой устьевой задвижке насосным агрегатом ЦА-320 и последующей продавкой в пласт точным объемом задавочной жидкости - солевым раствором в количестве 22 м3 с рассчитанной плотностью 1160 кг/м3 при давлении 15 атм. Скважина заглушена.Blocking fluid is pumped into the annulus with the wellhead valve closed by the CA-320 pumping unit and then poured into the reservoir with the exact volume of the filling fluid - saline in an amount of 22 m 3 with a calculated density of 1160 kg / m 3 at a pressure of 15 atm. The well is muffled.
Никаких осложнений при глушении и проведении ремонтных работ в скважине не наблюдалось. No complications were observed during jamming and repair work in the well.
После окончания ремонтных работ производят освоение скважины путем вызова притока жидкости из скважины и пласта включением насоса до снижения давления столба жидкости и сдают скважину в эксплуатацию. After the completion of the repair work, the well is developed by inducing fluid flow from the well and the formation by turning on the pump until the pressure of the liquid column is reduced and the well is put into operation.
Дебит скважины после завершения ремонтных работ составил 148 т/сут. (табл. 3, испытание 3). The well production rate after completion of the repair work amounted to 148 tons / day. (tab. 3, test 3).
Аналогичные результаты получены при глушении других скважин (табл. 3, испытания 1, 2). Similar results were obtained when killing other wells (table. 3,
Изобретение обладает следующими преимуществами:
- высоким, надежным блокирующим эффектом, позволяющим успешно проводить глушение скважины в пластах, характеризующихся аномальными поглощениями, высокой проницаемостью и высоким газовым фактором;
- стабильными структурно-реологическими и технологическими свойствами блокирующей жидкости;
- возможностью приготовления и использования блокирующей жидкости с применением стандартного оборудования и непосредственно на месте производства работ;
- наличием широкой сырьевой базы исходных компонентов, являющихся отходами производств;
- способ и состав позволяют приготовить блокирующую жидкость на месте производства работ по глушению с использованием твердых компонентов, снижая при этом издержки на транспортные расходы, связанные с доставкой жидких компонентов.The invention has the following advantages:
- a high, reliable blocking effect, allowing to successfully kill the well in formations characterized by abnormal absorption, high permeability and high gas factor;
- stable structural, rheological and technological properties of the blocking fluid;
- the ability to prepare and use a blocking fluid using standard equipment and directly at the place of work;
- the presence of a wide raw material base of the starting components, which are production wastes;
- the method and composition make it possible to prepare blocking liquid at the site of jamming using solid components, while reducing transport costs associated with the delivery of liquid components.
Claims (2)
Свободный аммиак 0,1 2,0
Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5,0 25,0
Древесная мука 4,0 12,0
Вода ОстальноейWater soluble calcium salt 12.5 43.5
Free ammonia 0.1 2.0
Waste from the production of pulp and paper industry based on lignosulfonates 5.0 25.0
Wood flour 4.0 12.0
Water rest
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96108770A RU2104392C1 (en) | 1996-05-06 | 1996-05-06 | Method and liquid for plugging of well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96108770A RU2104392C1 (en) | 1996-05-06 | 1996-05-06 | Method and liquid for plugging of well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2104392C1 true RU2104392C1 (en) | 1998-02-10 |
| RU96108770A RU96108770A (en) | 1998-06-20 |
Family
ID=20180152
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96108770A RU2104392C1 (en) | 1996-05-06 | 1996-05-06 | Method and liquid for plugging of well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2104392C1 (en) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2123580C1 (en) * | 1998-06-26 | 1998-12-20 | Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании | Well plugging method |
| RU2167275C2 (en) * | 1999-07-01 | 2001-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Solution for completion and killing of low-temperature oil and gas wells |
| RU2172818C1 (en) * | 2000-03-22 | 2001-08-27 | Манырин Вячеслав Николаевич | Complex technology of work with formation producing part |
| RU2188308C1 (en) * | 2001-03-16 | 2002-08-27 | Закрытое акционерное общество "Нефтегазовая компания "Стройтрансгаз-ойл" | Method of gas well killing |
| RU2189437C1 (en) * | 2001-11-29 | 2002-09-20 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Method of developing well killing (versions) |
| RU2196223C1 (en) * | 2002-02-13 | 2003-01-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Черногорнефтеотдача" | Inverted oil emulsion |
| RU2213850C1 (en) * | 2002-01-17 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Fluid for killing well drilled with differential pressure tapping of producing formation and method of killing well drilled with differential pressure tapping of producing formation (versions) |
| RU2260689C1 (en) * | 2004-10-05 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for processing face-adjacent zone of well |
| RU2275497C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-04-27 | Сергей Григорьевич Просвиров | Flowing well killing method |
| RU2339789C1 (en) * | 2007-04-18 | 2008-11-27 | Александр Васильевич Кустышев | Method for conservation of gas condensate well under conditions of abnormal low bed pressure |
| RU2451788C2 (en) * | 2010-06-17 | 2012-05-27 | Григорий Наумович Гензель | Method to suppress spills from emergency oil and gas wells during field development |
| RU2754552C1 (en) * | 2021-03-10 | 2021-09-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Production well killing method (options) |
| RU2756193C1 (en) * | 2021-04-09 | 2021-09-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Composition for insulating leaks in producing wells |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU874975A1 (en) * | 1979-10-19 | 1981-10-23 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно-Исследовательский Институт (Внии) | Method of stopping a well |
| SU1633090A1 (en) * | 1988-09-26 | 1991-03-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of killing a well |
| RU2005762C1 (en) * | 1992-05-13 | 1994-01-15 | Научно-исследовательский и проектный институт по нефтепромысловой химии НПО "Союзнефтепромхим" | Compound for preparation of process liquids |
| RU2044753C1 (en) * | 1993-01-14 | 1995-09-27 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Fluid for well killing |
-
1996
- 1996-05-06 RU RU96108770A patent/RU2104392C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU874975A1 (en) * | 1979-10-19 | 1981-10-23 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно-Исследовательский Институт (Внии) | Method of stopping a well |
| SU1633090A1 (en) * | 1988-09-26 | 1991-03-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of killing a well |
| RU2005762C1 (en) * | 1992-05-13 | 1994-01-15 | Научно-исследовательский и проектный институт по нефтепромысловой химии НПО "Союзнефтепромхим" | Compound for preparation of process liquids |
| RU2044753C1 (en) * | 1993-01-14 | 1995-09-27 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Fluid for well killing |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 4. Поп Г.С. и др. Новая технология глушения, консервирования и освоения скважин, Газовая промышленность, 1990, N 9, с. 39 - 40. 5. * |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2123580C1 (en) * | 1998-06-26 | 1998-12-20 | Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании | Well plugging method |
| RU2167275C2 (en) * | 1999-07-01 | 2001-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Solution for completion and killing of low-temperature oil and gas wells |
| RU2172818C1 (en) * | 2000-03-22 | 2001-08-27 | Манырин Вячеслав Николаевич | Complex technology of work with formation producing part |
| RU2188308C1 (en) * | 2001-03-16 | 2002-08-27 | Закрытое акционерное общество "Нефтегазовая компания "Стройтрансгаз-ойл" | Method of gas well killing |
| RU2189437C1 (en) * | 2001-11-29 | 2002-09-20 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Method of developing well killing (versions) |
| RU2213850C1 (en) * | 2002-01-17 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Fluid for killing well drilled with differential pressure tapping of producing formation and method of killing well drilled with differential pressure tapping of producing formation (versions) |
| RU2196223C1 (en) * | 2002-02-13 | 2003-01-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Черногорнефтеотдача" | Inverted oil emulsion |
| RU2275497C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-04-27 | Сергей Григорьевич Просвиров | Flowing well killing method |
| RU2260689C1 (en) * | 2004-10-05 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for processing face-adjacent zone of well |
| RU2339789C1 (en) * | 2007-04-18 | 2008-11-27 | Александр Васильевич Кустышев | Method for conservation of gas condensate well under conditions of abnormal low bed pressure |
| RU2451788C2 (en) * | 2010-06-17 | 2012-05-27 | Григорий Наумович Гензель | Method to suppress spills from emergency oil and gas wells during field development |
| RU2754552C1 (en) * | 2021-03-10 | 2021-09-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Production well killing method (options) |
| RU2756193C1 (en) * | 2021-04-09 | 2021-09-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Composition for insulating leaks in producing wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1098690A (en) | Process for fracturing well formations using aqueous gels | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| CA1056590A (en) | Formation fracturing with stable foam | |
| RU2057780C1 (en) | Process for preventing or reducing absorption formation of oil-bearing rock | |
| RU2104392C1 (en) | Method and liquid for plugging of well | |
| US9638016B2 (en) | Methods of treating subterranean formations with fluids comprising proppant containing particle | |
| US3126056A (en) | Hydraulic fracturing of earth formations | |
| CA2043009C (en) | Method of improving formation permeability using chlorine dioxide | |
| US4193453A (en) | Method for consolidating sand or water control in subterranean formations | |
| EA002585B1 (en) | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| Zitha et al. | Control of flow through porous media using polymer gels | |
| SU1629501A1 (en) | Well killing method | |
| RU2057898C1 (en) | Process of pumping treatment mortars down borehole | |
| SU1696683A1 (en) | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2188930C2 (en) | Method of shutoff of water inflow to well | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| US20010022224A1 (en) | Cementing spacers for improved well cementation | |
| US3326289A (en) | Process for treating formations with sulfur dioxide solutions | |
| US3734189A (en) | Hydraulic fracturing process using a temperature-inverted fracturing fluid | |
| Brandl et al. | An innovative cement spacer with biodegradable components effectively sealing severe lost circulation zones | |
| RU2166614C1 (en) | Process of liquidation of interstring gas manifestations in well | |
| Sanz et al. | Use of Succinoglycan Biopolymer for Gravel Packing | |
| Alam et al. | Mobility control of caustic flood |