RU2245998C1 - Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины - Google Patents
Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2245998C1 RU2245998C1 RU2003123093/03A RU2003123093A RU2245998C1 RU 2245998 C1 RU2245998 C1 RU 2245998C1 RU 2003123093/03 A RU2003123093/03 A RU 2003123093/03A RU 2003123093 A RU2003123093 A RU 2003123093A RU 2245998 C1 RU2245998 C1 RU 2245998C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- oil
- ore
- solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K magnesium;potassium;trichloride;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-].[Cl-].[K+] PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 26
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 21
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 20
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 15
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 10
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 31
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 24
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 14
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 4
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 4
- NSOXQYCFHDMMGV-UHFFFAOYSA-N Tetrakis(2-hydroxypropyl)ethylenediamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CCN(CC(C)O)CC(C)O NSOXQYCFHDMMGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 16
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N (1-hydroxy-2-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)CP(O)(O)=O VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в части промышленной эксплуатации скважин и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах, и в частности при глушении скважин, перфорации, промывке и пр. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта добывающей скважины при использовании водных растворов минеральных солей как основного средства воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств, повышение приемистости пласта при использовании технологической жидкости в нагнетательных скважинах. В способе сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтедобывающей скважины, включающем помещение в ствол скважины водного раствора нативной карналлитовой руды, или модифицированной, или обогащенной, или их смесей, причем используют указанный водный раствор с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией и раствор закачивают в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой. Причем используют карналлитовую руду нативную состава мас.%: калий хлористый 20,5-21,5; натрий хлористый 19,5-22,5; магний хлористый 24,0-27,0; вода кристаллизационная 29,5-30,5, модифицированную – состава, мас.%: калий хлористый 24-25; натрий хлористый 5-6; магний хлористый 31-33; вода кристаллизационная - остальное, обогащенную – состава, мас.%: калий хлористый 23,0-29,5; магний хлористый 31,8-46,0; вода кристаллизационная – остальное, указанный водный раствор готовят растворением руды в пресной технической, сточной с установок подготовки нефти или пластовой воде, при растворении в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С, при перфорации скважины величину гидравлического столба технологической жидкости над кровлей продуктивного пласта принимают равной (1,03-1,07)×(1,05-1,1)Рпл, где Рпл - давление продуктивного пласта, и используют водный раствор карналлитовой руды с плотностью 1,23-1,37 т/м3, при использовании указанного водного раствора в качестве рабочего тела нагнетательных скважин его используют при плотности 1,05-1,20 т/м3, при этом раствор содержит ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя, например ЭДТФ или НТФ в количестве 0,05-0,15% от массы растворенной используемой руды. 10 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в части промышленной эксплуатации скважин и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах, и в частности при глушении скважин, перфорации, промывке и пр.
Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин при их глушении с использованием жидкостей глушения на основе водных растворов минеральных солей, в основном хлоридов и бромидов натрия, калия, кальция, цинка и др. по отдельности или в различных сочетаниях [1].
Однако применение указанного способа приводит к увеличению сроков освоения скважин в послеремонтный период и снижению их дебитов в связи с неудовлетворительным сохранением коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.
Известен также способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин снижением пластового давления в них на 5-10% ниже гидростатического и последующего заполнения их пластовой водой [2].
Недостатком указанного способа является большая потеря нефти за весь период снижения пластового давления на участке разработки не только из данной скважины, но и из остальных нефтегазодобывающих скважин, расположенных на данном участке.
Известен также способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин путем воздействия на пласт водными растворами солей с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), например марки ИВВ-1 [3].
Недостатком указанного способа является снижение эффективности воздействия ПАВ с повышением температуры, и при температуре пласта выше 60°С воздействие ПАВ не проявляется.
Еще одним известным способом сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин является закачка в скважину против пласта порции обратной эмульсии на углеводородной и водной основах, последняя из которых содержит ПАВ и водорастворимую соль одного или нескольких видов с последующей выдержкой эмульсии в скважине в течение ~12 час, закачку в скважину над порцией обратной эмульсии технологической жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов, причем углеводородную основу обратной эмульсии и нефть вытесняют [4].
Недостатком указанного способа является то, что в результате проявления закрепляющей способности по удержанию капиллярно-защемленной воды в гидрофильных коллекторах блокируется приток нефти в скважину из низкопроницаемых зон пласта и таким образом теряются коллекторские свойства призабойной зоны.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по своей сущности и достигаемому техническому результату является способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин, при котором в ствол скважины закачивают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования, причем водный раствор сильвинитовой руды помещают против зоны продуктивного пласта и выше кровли его с образованием гидравлического столба. Технологическая жидкость по данному техническому решению содержит также целевые добавки - ингибиторы коррозии, загустители и т.п. [5].
Недостатком указанного способа является существенное снижение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта или весьма длительная (до нескольких месяцев) продолжительность релаксации этих свойств до первоначального уровня после проведения необходимых технологических операций в скважине.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта добывающей скважины при использовании водных растворов минеральных солей как основного средства воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств. Еще одним техническим результатом изобретения является повышение приемистости пласта при использовании технологической жидкости по данному изобретению в нагнетательных скважинах.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины, включающем помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования, ингибитора коррозии и других целевых добавок и проведение в скважине, согласно изобретению в ствол скважины помещают водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей, причем используют водный раствор вышеупомянутых модификаций карналлитовой руды с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией и раствор закачивают в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой. При этом используют либо нативную карналлитовую руду либо модифицируют ее до содержания в ней, мас.%:
калий хлористый 24-25
натрий хлористый 5-6
магний хлористый 31-33
вода кристаллизационная остальное
или обогащают ее до содержания, мас.%
калий хлористый 23,0-29,5
магний хлористый 31,8-46,0
вода кристаллизационная остальное
При перфорации скважины величину гидравлического столба технологической жидкости над кровлей продуктивного пласта увеличивают на 3-7% от известного (1,05-1,1)Рпл, где Рпл - давление продуктивного пласта.
При глушении скважины закачивают раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой.
При использовании раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве рабочего тела нагнетательных скважин в него вводят ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта, например этилендиаминтетраметилфосфоновую кислоту (ЭДТФ) в количестве 0,05-0,15 мас.% от содержания карналлитовой руды.
При использовании раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве рабочего тела нагнетательных скважин концентрацию последней поддерживают в пределах, обеспечивающих плотность раствора 1,05-1,20 т/куб. м.
При перфорации и при глушении скважин используют раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей с целевыми добавками - ингибиторов коррозии, ингибиторов осадкообразования, ПАВ и др.
Водный раствор нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды или их смесей готовят растворением последней в пресной технической, сточной с установок подготовки нефти или пластовой воде.
При приготовлении раствора нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды растворением в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С.
В качестве ингибитора набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта используют ЭДТФ в количестве 0,05-0,15% от массы растворенной карналлитовой руды.
В качестве ингибитора осадкообразования используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,01-0,05% от массы растворенной карналлитовой руды или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продуктов переработки нефти).
В качестве ПАВ используют например “Леонол АФ 9-12” или МЛ-80.
В качестве водорастворимых минеральных солей используют нативную карналлитовую руду состава, мас.%:
калий хлористый 20,5-21,5
натрий хлористый 19,5-22,5
магний хлористый 24,0-27,0
вода кристаллизационная остальное
либо модифицированную карналлитовую руду состава, мас.%:
калий хлористый 24-25
натрий хлористый 5-6
магний хлористый 31-33
вода кристаллизационная остальное
либо обогащенную карналлитовую руду состава, мас.%:
калий хлористый 23,0-29,5
магний хлористый 31,8-46,0
вода кристаллизационная остальное
Модифицируют или обогащают карналлитовую руду, используя природные свойства разности растворимости составляющих руду солей - хлоридов натрия, магния и калия. При модификации или обогащении нативной карналлитовой руды нерастворимые примеси в основном удаляются, что существенно улучшает качественные показатели продукта при использовании его в качестве основного компонента технологических жидкостей нефтегазодобывающих скважин.
Сущность изобретения.
Применение нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве основного компонента технологической жидкости при проведении технологических операций в нефтегазодобывающих скважинах создает исключительно удачную возможность использования дешевого природного продукта для приготовления водных растворов минеральных солей, практически не загрязняющих призабойную зону скважины при проведении в ней технологических операций или регламентных работ. При этом определено, что при проникновении такой технологической жидкости в продуктивный пласт проницаемость его не снижается, а в ряде случаев даже повышается, что ведет к сохранению коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.
Водные растворы нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды или их смесей могут быть использованы при вторичном вскрытии продуктивного пласта - перфорация скважины. В этом случае также обеспечивается сохранность коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.
Водные растворы нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей могут быть использованы в качестве рабочего тела в нагнетательных скважинах, при нагнетании жидкости в пласт терригенного типа последняя может содержать ингибитор набухания глинистой составляющей пласта. В обоих случаях обеспечивается сохранность и даже повышается проницаемость пласта.
Несмотря на выделение тепла гидратации при растворении нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды в воде применение горячей (60-90°С) воды повышает скорость растворения в 5-7 раз и при этом плотность растворов достигает величины 1,23-1,37 т/куб. м.
Способ осуществляют следующим образом.
Технологическую жидкость (водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей) готовят по известной технологии последовательного или одновременного растворения компонентов в горячей (60-90°С) пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде. Техническую пресную или сточную воду подогревают, а при приготовлении технологической жидкости растворением компонентов в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С. Затем приготовленную таким образом технологическую жидкость помещают в ствол скважины несколько ниже, против зоны и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над последней. Далее ствол скважины до устья заполняют пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой водой. Величину гидравлического столба, а соответственно и объем технологической жидкости высокой плотности на основе раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смеси, помещаемой в ствол скважины над кровлей продуктивного пласта, принимают в зависимости от вида технологической операции, проводимой в стволе скважины. Как явствует из описания, таковыми технологическими операциями могут быть глушение скважины, подавление нефтегазопроявления, перфорация, промывка забоя скважины, извлечение внутрискважинного оборудования для ремонта или замены и др.
При использовании в нагнетательной скважине плотность технологической жидкости составляет 1,05-1,20 т/куб. м.
Пример 1 конкретного осуществления способа.
Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1648 м, объем эксплуатационной колонны 28 куб. м, пластовое давление 186 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 78 куб. м/сутки - (27 куб. м нефти и 51 куб. м воды).
Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.
Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора нативной карналлитовой руды в количестве 23,5 куб. м с плотностью 1,31 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 4,6 куб. м, далее осуществляют технологическую операцию замены насоса и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 83 куб. м (29 куб. м нефти и 54 куб. м воды).
Пример 2 конкретного осуществления способа.
Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1672 м, объем эксплуатационной колонны 28,2 куб. м, пластовое давление 187 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 76 куб. м/сутки - (25 куб. м нефти и 51 куб. м воды). Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.
Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора модифицированной карналлитовой руды в количестве 23,0 куб. м с плотностью 1,32 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 5,3 куб. м. Далее осуществляют технологическую операцию промывки забоя и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 84 куб. м (28 куб. м нефти и 56 куб. м воды).
Пример 3 конкретного осуществления способа.
Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1693 м, объем эксплуатационной колонны 29 куб. м, пластовое давление 188 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 82 куб. м/сутки - (26 куб. м нефти и 56 куб. м воды).
Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.
Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора обогащенной карналлитовой руды в количестве 22,2 куб. м с плотностью 1,36 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 4,9 куб. м. Далее осуществляют технологическую операцию перфорации призабойной зоны и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 98 куб. м (38 куб. м нефти и 60 куб. м воды).
Пример 4 конкретного осуществления способа.
Технические данные по нагнетательной скважине: диаметр эксплуатационной колонны 127 мм, глубина закачки 1670 м, давление 190 атм., приемистость скважины 85 куб. м/сут. Осуществляют нагнетание технологической жидкости на основе раствора смеси равных количеств нативной и обогащенной карналлитовой руды с плотностью 1,18 т/куб. м с добавкой 0,03% от массы растворенной руды ингибитора набухания глинистой составляющей пласта ЭДТФ. Приемистость пласта увеличилась до 147 куб. м/сут.
Как видно из описания и примеров конкретного осуществления способа, изобретение обеспечивает сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины.
Источники информации
1. Орлов Г.А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991, с.148 и далее.
2. Патент РФ 2096591, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 1998 г.
3. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М.: Недра, 1981, с.45.
4. Патент РФ 2144332, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 1999 г.
5. Патент РФ 2169832, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 2000 г. - прототип.
Claims (11)
1. Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины, включающий помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования и ингибитора коррозии, с последующим проведением в скважине технологических операций, отличающийся тем, что в качестве водного раствора минеральных солей в ствол скважины помещают водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей, при этом используют раствор с концентрацией, максимальной для внутрискважинных температурных условий, и раствор закачивают в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте скважину до устья заполняют водой.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют нативную карналлитовую руду состава, мас.%:
Калий хлористый 20,5-21,5
Натрий хлористый 19,5-22,5
Магний хлористый 24,0-27,0
Вода кристаллизационная Остальное
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют модифицированную карналлитовую руду состава, мас.%:
Калий хлористый 24-25
Магний хлористый 31-33
Вода Остальное
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют обогащенную карналлитовую руду состава, мас.%:
Калий хлористый 23,0-29,5
Магний хлористый 31,8-46,0
Вода кристаллизационная Остальное
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважину до устья заполняют водой пресной технической или сточной водой с установок подготовки нефти и воды или пластовой.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей готовят растворением в пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде с температурой 60-90°С.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что при приготовлении раствора растворением в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С.
8. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что при перфорации скважины величину гидравлического столба технологической жидкости над кровлей продуктивного пласта принимают равной (1,03-1,07)×(1,05-1,1) Рпл, где Рпл - давление продуктивного пласта.
9. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при перфорации скважины или подавлении нефтегазопроявления используют водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей с плотностью 1,23-1,37 т/м3.
10. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при использовании водного раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве рабочего тела нагнетательных скважин последнее используют при плотности 1,05-1,20 т/м3.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей содержит ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя, например, ЭДТФ или НТФ в количестве 0,05-0,15% от массы растворенной карналлитовой руды.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003123093/03A RU2245998C1 (ru) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003123093/03A RU2245998C1 (ru) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003123093A RU2003123093A (ru) | 2005-01-20 |
| RU2245998C1 true RU2245998C1 (ru) | 2005-02-10 |
Family
ID=34977787
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003123093/03A RU2245998C1 (ru) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2245998C1 (ru) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2312880C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта |
| RU2319725C1 (ru) * | 2006-05-03 | 2008-03-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Облегченный солевой раствор для растепления газовых скважин |
| RU2329290C1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-07-20 | Сергей Григорьевич Лазарев | Состав для приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
| RU2347797C2 (ru) * | 2006-08-25 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Основа жидкости глушения и заканчивания скважин |
| RU2365612C1 (ru) * | 2008-08-13 | 2009-08-27 | Алексей Александрович Бояркин | Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2387687C2 (ru) * | 2008-06-27 | 2010-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ "ПРАЙД" | Способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
| RU2447127C2 (ru) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Состав для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта |
| RU2506298C1 (ru) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта |
| RU2834511C2 (ru) * | 2021-12-16 | 2025-02-11 | АйСиЭл ЕВРОП КООПЕРАТИФ У.А. | Композиция полигалита и способ повышения извлечения нефти |
| US12371607B2 (en) | 2021-12-16 | 2025-07-29 | Icl Europe Cooperatief U.A. | Polyhalite composition and method for enhanced recovery of oil |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1422975A1 (ru) * | 1986-07-14 | 1991-09-07 | Институт химии нефти СО АН СССР | Состав дл повышени нефтеотдачи пластов |
| SU1716090A1 (ru) * | 1989-12-25 | 1992-02-28 | Пермский политехнический институт | Способ тампонировани проницаемых пород в приствольной зоне скважины |
| RU2096591C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ глушения добывающей скважины |
| RU2149141C1 (ru) * | 1998-06-08 | 2000-05-20 | Открытое акционерное общество "Уралкалий" | Способ обезвоживания синтетического карналлита |
| RU2166076C1 (ru) * | 1999-10-12 | 2001-04-27 | Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология" | Способ обработки скважин |
| RU2169832C1 (ru) * | 2000-11-21 | 2001-06-27 | ООО "Теххиминвест" | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины |
| WO2001083401A1 (en) * | 2000-05-04 | 2001-11-08 | Dead Sea Works Ltd. | Carnallite having reduced moisture absorption and method of producing it |
-
2003
- 2003-07-28 RU RU2003123093/03A patent/RU2245998C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1422975A1 (ru) * | 1986-07-14 | 1991-09-07 | Институт химии нефти СО АН СССР | Состав дл повышени нефтеотдачи пластов |
| SU1716090A1 (ru) * | 1989-12-25 | 1992-02-28 | Пермский политехнический институт | Способ тампонировани проницаемых пород в приствольной зоне скважины |
| RU2096591C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ глушения добывающей скважины |
| RU2149141C1 (ru) * | 1998-06-08 | 2000-05-20 | Открытое акционерное общество "Уралкалий" | Способ обезвоживания синтетического карналлита |
| RU2166076C1 (ru) * | 1999-10-12 | 2001-04-27 | Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология" | Способ обработки скважин |
| WO2001083401A1 (en) * | 2000-05-04 | 2001-11-08 | Dead Sea Works Ltd. | Carnallite having reduced moisture absorption and method of producing it |
| RU2169832C1 (ru) * | 2000-11-21 | 2001-06-27 | ООО "Теххиминвест" | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗАРИПОВ С.З. и др., Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте, Москва, Недра, 1981, с. 45. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2312880C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта |
| RU2319725C1 (ru) * | 2006-05-03 | 2008-03-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Облегченный солевой раствор для растепления газовых скважин |
| RU2347797C2 (ru) * | 2006-08-25 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Основа жидкости глушения и заканчивания скважин |
| RU2329290C1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-07-20 | Сергей Григорьевич Лазарев | Состав для приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
| RU2387687C2 (ru) * | 2008-06-27 | 2010-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ "ПРАЙД" | Способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
| RU2365612C1 (ru) * | 2008-08-13 | 2009-08-27 | Алексей Александрович Бояркин | Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2447127C2 (ru) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Состав для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта |
| RU2506298C1 (ru) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта |
| RU2834511C2 (ru) * | 2021-12-16 | 2025-02-11 | АйСиЭл ЕВРОП КООПЕРАТИФ У.А. | Композиция полигалита и способ повышения извлечения нефти |
| US12371607B2 (en) | 2021-12-16 | 2025-07-29 | Icl Europe Cooperatief U.A. | Polyhalite composition and method for enhanced recovery of oil |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003123093A (ru) | 2005-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Kleinitz et al. | Halite scale formation in gas-producing wells | |
| EA013449B1 (ru) | Способ обработки скважины (варианты) и состав пробки для использования в скважине | |
| EA007853B1 (ru) | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи | |
| DE2924493A1 (de) | Zerklueftungs-vorerwaermungs-oelgewinnungsverfahren | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2245998C1 (ru) | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины | |
| RU2059062C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
| Almukhametova et al. | Technological feature of hypan-acid treatment | |
| US12065920B2 (en) | Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures | |
| RU2169832C1 (ru) | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины | |
| Jones et al. | Stimulation, tracers and geochemistry at Utah FORGE | |
| US3703928A (en) | Oil recovery utilizing acidic organic phosphate scale inhibitors | |
| US9284828B2 (en) | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2144132C1 (ru) | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины | |
| US20160068736A1 (en) | Reversible foamed wellbore fluids | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| US8361938B1 (en) | Stuck pipe and well stimulation additive and method | |
| RU2250360C1 (ru) | Способ глушения скважин | |
| RU2616893C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
| RU2277629C1 (ru) | Способ глушения скважин | |
| RU2217464C1 (ru) | Способ блокирования продуктивного пласта | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2387687C2 (ru) | Способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110729 |