RU2545197C1 - Well killing method - Google Patents
Well killing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2545197C1 RU2545197C1 RU2013139980/03A RU2013139980A RU2545197C1 RU 2545197 C1 RU2545197 C1 RU 2545197C1 RU 2013139980/03 A RU2013139980/03 A RU 2013139980/03A RU 2013139980 A RU2013139980 A RU 2013139980A RU 2545197 C1 RU2545197 C1 RU 2545197C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- liquid
- gas
- nitrogen
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 33
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- 238000005273 aeration Methods 0.000 claims description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000002309 gasification Methods 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 238000007481 next generation sequencing Methods 0.000 description 29
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000008259 solid foam Substances 0.000 description 3
- 241000283690 Bos taurus Species 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- QTTMOCOWZLSYSV-QWAPEVOJSA-M equilin sodium sulfate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)OC1=CC=C2[C@H]3CC[C@](C)(C(CC4)=O)[C@@H]4C3=CCC2=C1 QTTMOCOWZLSYSV-QWAPEVOJSA-M 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- VEVZCONIUDBCDC-UHFFFAOYSA-N Flurprimidol Chemical compound C=1N=CN=CC=1C(O)(C(C)C)C1=CC=C(OC(F)(F)F)C=C1 VEVZCONIUDBCDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007884 disintegrant Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to well repair technologies.
Аналогом заявляемого способа является способ глушения скважин «твердой пеной», который заключается в одновременной закачке в скважину растворов гелеобразователя и сшивателя совместно с азотом (или другим инертным газом). В результате происходит образование объемной структуры с высокими структурно-механическими свойствами в стволе скважины и низкими плотностью и фильтруемостью в пласт, что обеспечивает высокую эффективность при глушении газовых и газоконденсатных скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД); глушение проводится с полным заполнением ствола скважины «твердой пеной». После проведения ремонта в скважину закачивается небольшое количество специального раствора-деструктора, который разрушает «твердую пену» до состояния, в котором жидкость легко удаляется из скважины /http://www.geal-invest.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=132&Itemid=142&lang=ru, 26.03.2010/.An analogue of the proposed method is a method of killing wells with “hard foam”, which consists in simultaneously injecting a gel and crosslinker solutions into the well together with nitrogen (or another inert gas). As a result, a volumetric structure is formed with high structural and mechanical properties in the wellbore and low density and filterability in the formation, which ensures high efficiency when killing gas and gas condensate wells with anomalously low formation pressure (ANP); jamming is carried out with full filling of the wellbore with “hard foam”. After the repair, a small amount of a special destructor solution is pumped into the well, which destroys the “solid foam” to a state in which the fluid is easily removed from the well / http://www.geal-invest.ru/index.php?option=com_content&view= article & id = 132 & Itemid = 142 & lang = en, 03/26/2010 /.
Недостатками способа-аналога являются следующие.The disadvantages of the analogue method are as follows.
Блокирование пластовых флюидов вертикальной вязкой пробкой обеспечивается только в свободном объеме ствола скважины; при этом граница блокирования пластовых флюидов находится непосредственно у стенки скважины, что обуславливает возможность проникновения из призабойной зоны пласта (ПЗП) пластовых флюидов в ствол скважины; а вязкий характер пробки обеспечивает накапливание в скважине пластовых флюидов, включая газ, вплоть до критического объема, что впоследствии приведет к непрогнозируемому нефте- и газопроявлению.Blocking formation fluids with a vertical viscous plug is provided only in the free volume of the wellbore; at the same time, the boundary for blocking formation fluids is located directly at the well wall, which makes it possible for penetration of formation fluids from the bottom-hole zone of the formation (PZP) into the wellbore; and the viscous nature of the plug ensures the accumulation of formation fluids in the well, including gas, up to a critical volume, which will subsequently lead to unpredictable oil and gas manifestations.
Несмотря на низкую фильтруемость, «твердая пена» по способу-аналогу загрязняет ПЗП. Способ недостаточно технологичен из-за необходимости применения специального раствора-деструктора для разрушения «твердой пены» после ремонта скважины.Despite the low filterability, the “solid foam” by the analogous method pollutes the PPP. The method is not technologically advanced due to the need to use a special solution-destructor to destroy the “solid foam” after well repair.
Прототипом заявляемого является способ глушения скважин /патент РФ №2431736, опубл. 20.10.2011/, включающий закачку в ствол скважины газожидкостной смеси (ГЖС) с азотом в качестве фазы и с водой в качестве среды, с продавкой ГЖС из ствола скважины в ПЗП жидкостью, компенсирующей пластовое давление (ЖКПД).The prototype of the claimed is a method of killing wells / RF patent No. 2431736, publ. 10.20.2011 /, including the injection into the well bore of a gas-liquid mixture (GHS) with nitrogen as a phase and with water as a medium, with the sale of GHS from the wellbore in the bottomhole formation fluid with a reservoir pressure compensating fluid (LCF).
Данная ГЖС недостаточно стабильна, соответственно, время гарантированной изоляции пластового флюида составляет всего 12-15 суток. Вследствие применения воды с ПАВ в качестве среды ГЖС по прототипу в дальнейшем ухудшает фазовую проницаемость для пластовых углеводородов, не снижая, а в ряде случаев и увеличивая за счет действия ПАВ фазовую проницаемость для воды.This GHS is not stable enough, respectively, the time of guaranteed isolation of the reservoir fluid is only 12-15 days. Due to the use of water with a surfactant as a GHS medium according to the prototype, it further degrades the phase permeability for reservoir hydrocarbons without decreasing, and in some cases increasing, due to the action of the surfactant, the phase permeability for water.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и технологичности способа глушения скважин за счет обеспечения надежной и продолжительной изоляции притока пластового флюида в ствол скважины на время операций по ремонту скважины; предотвращении проникновения ЖКПД в ПЗП в период ремонта. Указанное качество изоляции достигается за счет реологических свойств среды предлагаемой ГЖС, а также за счет изменения свойств указанной среды под влиянием фазы - азота и фильности поверхности горной породы к среде предлагаемой ГЖС. Предотвращается проникновение ЖКПД в ПЗП в период ремонта.The problem to be solved and the expected technical result are to increase the efficiency and manufacturability of the method of killing wells by providing reliable and long-term isolation of the flow of formation fluid into the wellbore during the time of well repair operations; preventing the penetration of LCDs into the PPP during the repair period. The specified quality of insulation is achieved due to the rheological properties of the medium of the proposed GHS, as well as by changing the properties of the specified medium under the influence of the phase - nitrogen and the flexibility of the surface of the rock to the medium of the proposed GHS. The penetration of LCDs into the PPP during the repair period is prevented.
Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону пласта расчетного объема газожидкостной смеси с азотом в качестве фазы, продавку газожидкостной смеси жидкостью, компенсирующей пластовое давление, с последующей заменой объема скважины на жидкость, компенсирующую пластовое давление, отличается тем, что для газожидкостной смеси используют неньютоновскую товарную нефть, газирование которой азотом осуществляют в соотношении 100-125 л азота на 1 л товарной нефти, а в качестве жидкости, компенсирующей пластовое давление, используют жидкость на углеводородной основе, при этом в интервале перфорации после технологической выдержки газированной товарной нефти в призабойной зоне пласта до перераспределения азота в пористой среде пласта устанавливают водяную ванну для создания дополнительной границы раздела между газированной товарной нефтью и жидкостью на углеводородной основе. Перед закачкой газированной товарной нефти в призабойную зону пласта закачивают жидкость, филизирующую поверхность коллектора к среде газированной товарной нефти. Используют газированную товарную нефть со степенью дисперсности - размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала.The problem is solved in that the proposed method of killing a well, including injecting into the bottomhole formation zone a calculated volume of a gas-liquid mixture with nitrogen as a phase, pumping a gas-liquid mixture with a liquid compensating the reservoir pressure, followed by replacing the volume of the well with a liquid compensating the reservoir pressure, differs that for a gas-liquid mixture using non-Newtonian marketable oil, aeration of which with nitrogen is carried out in a ratio of 100-125 liters of nitrogen per 1 liter of marketable oil, and as A liquid that compensates the reservoir pressure uses a hydrocarbon-based fluid, and in the perforation interval after technological exposure of the carbonated commercial oil in the bottom-hole formation zone to the redistribution of nitrogen in the porous formation medium, a water bath is installed to create an additional interface between the carbonated commercial oil and the hydrocarbon fluid basis. Before pumping carbonated commercial oil into the bottomhole formation zone, fluid is fluidized, filisizing the reservoir surface to the medium of carbonated commercial oil. Use carbonated commercial oil with a degree of dispersion - the size of the bubble is less than the effective diameter of the pore channel.
Закачка перед газожидкостной смесью, полученной газированием азотом неньютоновской товарной нефти (НГЖС), в ПЗП жидкости, филизирующей поверхность коллектора к среде НГЖС, например метанола, обеспечивает гарантированное проникновение НГЖС в любые пропластки ПЗП, включая и водоносные, что очень важно для глушения скважины. Причем гидрофобизированная поверхность порового пространства водоносного пропластка с закачанной в нее НГЖС существенно осложнит приток пластовой воды после освоения и пуска скважины в работу, т.е. обводненность продукции снизится.Injection in front of the gas-liquid mixture obtained by aeration by gas of non-Newtonian commercial oil (NGS) with nitrogen in the bottomhole formation zone fluid, filiziruyut the surface of the reservoir to the environment NGZHS, for example methanol, ensures the guaranteed penetration of the foundation NGZ in any layer of the bottomhole formation zone, including aquifers, which is very important for well plugging. Moreover, the hydrophobized surface of the pore space of the aquifer with the injected NGS substantially complicates the flow of produced water after the well is put into operation and put into operation, i.e. water cut will decrease.
Выдержка НГЖС после закачки в ПЗП в состоянии покоя до перераспределения азота в пористой среде пласта, при применении, например, нефти в качестве неньютоновской углеводородной жидкости - среды предлагаемой НГЖС, позволяет нефти проявить ее реологические свойства в поровом пространстве ПЗП. Согласно исследованиям / В.В. Девликамов и др. Влияние азота на некоторые свойства нефтей. - Физико-химия и разработка нефтяного пласта, изд. Недра, 1970, Сб. трудов Уфимского нефтяного института, выпуск VI - с.49-51 - приложение к заявке/, реологические линии нефти с растворенным азотом при движении через капилляр и керн имеют форму, свойственную для слабоструктурированных жидкостей; вязкость нефти с повышением содержания растворенного азота увеличивалась; растворение азота в нефти вызывало усиление ее структурно-механических свойств. Наряду с нефтью в качестве неньютоновской углеводородной жидкости для приготовления НГЖС могут применяться другие лабораторно подбираемые композиции углеводородов, содержащие компоненты, обеспечивающие проявление структурных свойств среды / В.В. Девликамов и др. Влияние азота на некоторые свойства нефтей. - Физико-химия и разработка нефтяного пласта, изд. Недра, 1970, Сб. трудов Уфимского нефтяного института, выпуск VI - с.35-49 - приложение к заявке/. Однако предпочтительнее использовать в качестве среды НГЖС сырую дегазированную и обезвоженную нефть месторождения, на котором проводится глушение скважины. Поскольку природная нефть содержит асфальтены, смолы и парафины, которые, по сути, и являются ПАВ, добавка каких-либо ПАВ к среде НГЖС не требуется. После освоения и пуска скважины в работу закачанный объем НГЖС будет добыт и поступит в пункт сбора, т.е. никаких потерь нефти не будет.Exposure of NGS after injection into the bottomhole formation zone prior to redistribution of nitrogen in the porous formation environment, using, for example, oil as a non-Newtonian hydrocarbon fluid, the medium proposed by the site, allows oil to show its rheological properties in the pore space of the bottomhole zone. According to research / V.V. Devlikamov et al. Effect of nitrogen on some properties of oils. - Physical chemistry and oil reservoir development, ed. Nedra, 1970, Sat Proceedings of the Ufa Petroleum Institute, Issue VI - p. 49-51 - Appendix to the application /, the rheological lines of oil with dissolved nitrogen when moving through the capillary and core have the form characteristic of slightly structured liquids; oil viscosity increased with an increase in dissolved nitrogen; the dissolution of nitrogen in oil caused an increase in its structural and mechanical properties. Along with oil, other laboratory-selected hydrocarbon compositions containing components providing the manifestation of the structural properties of the medium can be used as a non-Newtonian hydrocarbon liquid for the preparation of NGS. Devlikamov et al. Effect of nitrogen on some properties of oils. - Physical chemistry and oil reservoir development, ed. Nedra, 1970, Sat Proceedings of the Ufa Petroleum Institute, Issue VI - p. 35-49 - Appendix to the application. However, it is preferable to use crude degassed and dehydrated oil from the field where the well is being shut off as an NGS medium. Since natural oil contains asphaltenes, resins and paraffins, which, in essence, are surfactants, the addition of any surfactants to the NGS environment is not required. After the well is completed and put into operation, the injected volume of oil and gas reserves will be produced and delivered to the collection point, i.e. there will be no oil loss.
В качестве ЖКПД выбрана жидкость на углеводородной основе; из наиболее доступных - нефть. Установка водяной ванны позволяет создать дополнительную границу раздела между НГЖС и ЖКПД и снизить в значительной степени вероятность проникновения ЖКПД в ПЗП и вероятность проникновения газовой фазы из НГЖС в ЖКПД, за счет действия сил поверхностного натяжения. Также в ряде случаев необходимая высота установки водяной ванны (ее необходимый объем) позволит компенсировать недостаточную величину давления, создаваемого ЖКПД на углеводородной основе. Данную операцию следует осуществлять после технологической выдержки НГЖС в ПЗП в состоянии покоя для гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС.As the LCD, a hydrocarbon-based fluid was selected; of the most affordable is oil. Installing a water bath allows you to create an additional interface between the NGS and the LCD and significantly reduce the likelihood of the penetration of the LCD into the PPP and the probability of the gas phase from the NGS into the LCD due to the action of surface tension forces. Also, in some cases, the required installation height of the water bath (its required volume) will compensate for the insufficient pressure created by the hydrocarbon-based liquid-liquid fuel LCD. This operation should be carried out after technological exposure of the NGS to the PZP at rest to ensure the restoration of the rheological properties of the NGS environment.
Закачку метанола можно исключить, например, при глушении нефтяных скважин с низким процентом обводненности - менее 5%.Methanol injection can be excluded, for example, when killing oil wells with a low percentage of water cut - less than 5%.
Способ осуществляется предпочтительно следующей последовательностью операций:The method is preferably carried out by the following sequence of operations:
1) закачка в ПЗП жидкости, филизирующей поверхность коллектора к среде НГЖС;1) the injection in the BCP of fluid filiziruyuschaya surface of the collector to the environment NGZHS;
2) закачка в ПЗП НГЖС - газированной товарной нефти с продавкой ее в ПЗП ЖКПД и замена объема ствола скважины на ЖКПД с последующей технологической выдержкой НГЖС - газированной товарной нефти в ПЗП до перераспределения азота в пористой среде пласта;2) injection into the BFZ NGZHS - carbonated marketable oil with its sale in the BCPZZD and replacing the volume of the wellbore with the ZKPD followed by technological exposure of the NGZhS - carbonated oil into the BZP before redistribution of nitrogen in the porous medium of the formation;
3) установка в интервале перфорации водяной ванны для создания дополнительной границы раздела между НГЖС - газированной товарной нефтью и ЖКПД - жидкостью на углеводородной основе;3) installation in the interval of the perforation of the water bath to create an additional interface between the NGS - carbonated salable oil and liquid-solid liquid - a liquid based on hydrocarbons;
4) технологический отстой с последующим ремонтом.4) technological sludge with subsequent repair.
Устройства для генерирования НГЖС (диспергаторы и дезинтеграторы газовой фазы (ДГФ)), в том числе с размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала, известны; например, по патентам №2227063 (опубл. 20.04.2004), №64938 (опубл. 27.07.2007) и др.Devices for generating NGS (dispersants and disintegrants of the gas phase (DHF)), including those with a bubble size smaller than the effective diameter of the pore channel, are known; for example, according to patents No. 2227063 (publ. 04/20/2004), No. 64938 (publ. 07/27/2007) and others.
ПРИМЕР 1. Газовая скважина.EXAMPLE 1. A gas well.
Обсадная колонна диаметром 139,7 мм с толщиной стенки 6 мм.Casing string with a diameter of 139.7 mm with a wall thickness of 6 mm.
Объем одного погонного метра обсадной колонны 12,8 л.The volume of one linear meter of casing is 12.8 liters.
НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.Tubing with a diameter of 73 mm with a wall thickness of 5.5 mm.
Объем одного погонного метра НКТ 3,02 л.The volume of one running meter of tubing is 3.02 liters.
Объем одного погонного метра межтрубного пространства 8,22 л.The volume of one running meter of the annulus is 8.22 liters.
Глубина подвески НКТ 1885 м.The tubing suspension depth is 1885 m.
Интервал перфорации: 1825-1885 м, перфорированная толщина 60 м.Perforation interval: 1825-1885 m, perforated thickness 60 m.
Пластовое давление: 8,7 МПа.Reservoir pressure: 8.7 MPa.
Продуктивный пласт: карбонатный трещиноватый, эффективная пористость 12%,Productive formation: carbonate fractured, effective porosity 12%,
эффективный диаметр поровых каналов по керну 20 …100 мкм.the effective diameter of the pore channels along the core is 20 ... 100 microns.
Искусственный забой 1897 м.Artificial Slaughter 1897 m.
Дебит скважины до глушения: 25 тыс.м3/сут.Well production rate before killing: 25 thousand m 3 / day.
Глушение:Jamming:
1) Закачка в НКТ 5,7 м3 метанола (объем НКТ диаметром 73 мм) при открытой затрубной задвижке.1) Injection into the tubing 5.7 m 3 of methanol (tubing volume with a diameter of 73 mm) with an open annular valve.
2) Закачка в НКТ 9,3 м3 метанола при закрытой затрубной задвижке.2) Injection into the tubing 9.3 m 3 of methanol with a closed annular valve.
3) Продавка в ПЗП остатка метанола в объеме НКТ (3,6 м3) из НКТ в ПЗП товарной нефтью, газированной азотом - НГЖС в соотношении 100-120 л азота при нормальных условиях на 1 л товарной нефти (при закрытой затрубной задвижке).3) Selling the methanol residue in the PZP in the tubing volume (3.6 m 3 ) from the tubing to the PZP of commercial oil, carbonated with nitrogen - NGZHS in the ratio of 100-120 liters of nitrogen under normal conditions for 1 liter of commercial oil (with a closed annular valve).
НГЖС приготавливают с размером пузырька 5-15 мкм (НГЖС приготавливалась прокачкой через диспергатор и ДГФ товарной нефти и азота. Приготовление НГЖС осуществляют при давлении, соответствующем давлению закачки на устье; при подаче указанных компонентов: нефти - 1,8 л/с и азота - 180 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в НГЖС оперативно контролируют в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).NGS is prepared with a bubble size of 5-15 μm (NGS was prepared by pumping commercial oil and nitrogen through a dispersant and DHF. Preparation of NGS is carried out at a pressure corresponding to the injection pressure at the mouth; when these components are supplied: oil - 1.8 l / s and nitrogen - 180 l / s (under normal conditions); the size of the nitrogen bubble in the NGS is quickly monitored in a pressure vessel (with injection pressure at the mouth) with a transparent window, using a microscope with a measuring ruler).
Объем НГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,3 м3 на 1 м.п. (метр погонный) интервала перфорации, что составило 18 м3. Объем НГЖС 0,3 м3 на 1 м.п. интервала перфорации определен эмпирически.The volume of NGS, in the liquid phase, was chosen from the calculation of 0.3 m 3 per 1 m.p. (running meter) perforation interval, which amounted to 18 m 3 . The volume of non-ferrous metal products is 0.3 m 3 per 1 m.p. the perforation interval is determined empirically.
Давление закачки составило 12,5 МПа.The injection pressure was 12.5 MPa.
Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.The operation is performed with a closed annular valve.
4) Закачка в ПЗП объема НГЖС - 12,3 м3.4) In-plant loading of non-ferrous metal products in the PPP is 12.3 m 3 .
5) Продавка остатка НГЖС в объеме НКТ - 5,7 м3 из НКТ в ПЗП ЖКПД. Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.5) Sale of the remainder of the NGS in the volume of tubing - 5.7 m 3 from the tubing to the PPZ LCD. The operation is performed with a closed annular valve.
6) Технологическая выдержка НГЖС в ПЗП в состоянии покоя 4 часа для перераспределения газовой фазы в пористой среде и гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС (время восстановления реологии среды НГЖС определяется лабораторно).6) Technological exposure of the NGS in the PZP at rest for 4 hours to redistribute the gas phase in the porous medium and guaranteed restoration of the rheological properties of the NGS environment (the time to restore the rheology of the NGS environment is determined by laboratory tests).
7) Замена объема ствола скважины на ЖКПД в объеме 21,3 м3 при открытой затрубной задвижке с моментальным расходом 3,5-4 л/с.7) Replacing the volume of the wellbore with LCD in the volume of 21.3 m 3 with an open annular valve with an instant flow rate of 3.5-4 l / s.
8) Установка водяной ванны в интервале перфорации путем закачки в НКТ воды или рассола в объеме 1,0 м3 (объем зумпфа и ствола скважины в интервале перфорации) с последующей продавкой указанного объема в зону интервала перфорации при открытой затрубной задвижке ЖКПД в объеме 5,7 м3.8) Installing a water bath in the perforation interval by pumping water or brine into the tubing in a volume of 1.0 m 3 (sump and wellbore volume in the perforation interval), followed by forcing the indicated volume into the perforation interval zone with an open annular LCD valve in a volume of 5, 7 m 3 .
9) Технологический отстой при закрытой скважине в течение 6 часов по нормам газобезопасности.9) Technological sludge with a closed well for 6 hours according to gas safety standards.
10) Плавное стравливание остаточного давления в скважине через трубную и затрубную задвижки.10) Smooth bleed residual pressure in the well through the pipe and annular valves.
11) Подъем эксплуатационного лифта и технологические операции КРС. Капитальный ремонт продолжался в течение 80 суток. За истекший период нефте- и газопроявлений на устье не наблюдалось. По завершении ремонта и спуска эксплуатационного лифта провели освоение и вывод скважины на режим.11) Raising the operational elevator and technological operations of cattle. Overhaul continued for 80 days. Over the past period, oil and gas manifestations at the mouth were not observed. Upon completion of the repair and launch of the production elevator, the well was developed and put into operation.
После выхода скважины на режим дебит составил 28 тыс.м3/сут.After the well entered the regime, the flow rate was 28 thousand m 3 / day.
ПРИМЕР 2. Нефтяная скважина.EXAMPLE 2. Oil well.
Обсадная колонна диаметром 146 мм с толщиной стенки 6,5 мм.Casing with a diameter of 146 mm and a wall thickness of 6.5 mm.
Объем одного погонного метра обсадной колонны 13,89 л.The volume of one running meter of the casing string is 13.89 liters.
НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.Tubing with a diameter of 73 mm with a wall thickness of 5.5 mm.
Объем одного погонного метра НКТ 3,02 л.The volume of one running meter of tubing is 3.02 liters.
Объем одного погонного метра межтрубного пространства 9,62 л.The volume of one running meter of the annulus is 9.62 liters.
Глубина подвески НКТ 1580 м.The tubing suspension depth is 1580 m.
Искусственный забой 1597 м.Artificial Slaughter 1597 m.
Интервал перфорации: 1560-1575 м, перфорированная толщина 15 м.Perforation interval: 1560-1575 m, perforated thickness 15 m.
Пластовое давление: 11,0 МПа.Reservoir pressure: 11.0 MPa.
Газовый фактор: 250 м3/м3 Gas factor: 250 m 3 / m 3
Продуктивный пласт: карбонатный кавернозно-трещиноватый, эффективная пористость 15%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 25 …80 мкм.Productive stratum: cavernous-fractured carbonate, effective porosity of 15%, effective diameter of pore channels along the core 25 ... 80 microns.
Дебит скважины до глушения: 9 т/сут.Well production rate before killing: 9 t / day.
Обводненность 22%.The water content of 22%.
Глушение:Jamming:
1) Закачка в НКТ 4,8 м3 метанола (объем НКТ диаметром 73 мм) при открытой затрубной задвижке.1) Injection into the tubing 4.8 m 3 of methanol (tubing volume with a diameter of 73 mm) with an open annular valve.
2) Закачка в НКТ остатака метанола в объеме 2,7 м3 при закрытой затрубной задвижке, объем метанола выбран эмпирически из расчета 0,5 м3 на 1 м.п. перфорированной толщины.2) Injection into the tubing of residual methanol in a volume of 2.7 m 3 with a closed annular valve, the methanol volume selected empirically from the calculation of 0.5 m 3 per 1 m. perforated thickness.
3) Продавка в ПЗП остатка метанола из НКТ в ПЗП товарной нефтью, газированной азотом в соотношении 115-125 л азота на 1 л товарной нефти.3) Selling in the PZP of the remaining methanol from the tubing to the PZP with commercial oil, carbonated with nitrogen in a ratio of 115-125 liters of nitrogen per 1 liter of commercial oil.
НГЖС приготавливают с размером пузырька 5-15 мкм (НГЖС приготавливалась прокачкой через диспергатор и ДГФ товарной нефти и азота. Приготовление НГЖС осуществляют при давлении, соответствующем 15 МПа - давлению закачки на устье; при подаче указанных компонентов: нефти - 1,2 л/с и азота - 150 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в НГЖС оперативно контролируют в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой). Объем НГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,2 м3 на 1 м.п. интервала перфорации, что составило 3 м3. Объем НГЖС 0,2 м3 на 1 м.п. интервала перфорации определен эмпирически.NGSs are prepared with a bubble size of 5-15 μm (NGSs were prepared by pumping commercial oil and nitrogen through a dispersant and DHF. Preparation of NGSs is carried out at a pressure corresponding to 15 MPa — injection pressure at the mouth; when feeding these components: oil - 1.2 l / s and nitrogen - 150 l / s (under normal conditions); the size of the nitrogen bubble in the NGS is quickly controlled in a pressure vessel (at the injection pressure at the mouth) with a transparent window, using a microscope with a measuring ruler). The volume of NGS, in the liquid phase, was chosen from the calculation of 0.2 m 3 per 1 m.p. interval perforation, which amounted to 3 m 3 . The volume of non-ferrous metal products 0.2 m 3 per 1 m.p. the perforation interval is determined empirically.
Давление закачки составило 15 МПа.The injection pressure was 15 MPa.
Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.The operation is performed with a closed annular valve.
4) Продавка в ПЗП НГЖС 3,1 м3 из НКТ ЖКПД, взятой в объеме 4,8 м3. Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.4) Sale of 3.1 m 3 from the tubing of the LCD, taken in the volume of 4.8 m 3 in the PPZ NGZHS. The operation is performed with a closed annular valve.
5) Технологическая выдержка НГЖС в ПЗП в состоянии покоя 4 часа для гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС и перераспределения газовой фазы в пористой среде (время восстановления реологии среды НГЖС определяется лабораторно).5) Technological exposure of the NGS in the PZP at rest for 4 hours to ensure the restoration of the rheological properties of the NGS environment and the redistribution of the gas phase in the porous medium (the time to restore the rheology of the NGS environment is determined by laboratory tests).
6) Замена объема ствола скважины на ЖКПД при открытой затрубной задвижке в объеме 15,4 м3 с моментальным расходом 3,5-4 л/с.6) Replacing the volume of the wellbore with an LCD with an open annular valve in the volume of 15.4 m 3 with an instantaneous flow rate of 3.5-4 l / s.
7) Установка водяной ванны в интервале перфорации путем закачки в НКТ воды или рассола в объеме 0,6 м3 (объем зумпфа и ствола скважины в интервале перфорации) с последующей продавкой указанного объема в зону интервала перфорации при открытой затрубной задвижке ЖКПД в объеме 4,8 м3.7) Installing a water bath in the perforation interval by pumping water or brine into the tubing in a volume of 0.6 m 3 (sump and wellbore volume in the perforation interval), followed by forcing the indicated volume into the perforation interval zone with an open annular LCD valve in a volume of 4, 8 m 3 .
8) Технологический отстой при закрытой скважине в течение 6 часов по нормам газобезопасности.8) Technological sludge with a closed well for 6 hours according to gas safety standards.
9) Плавное стравливание остаточного давления в скважине через трубную и затрубную задвижки.9) Smooth bleed residual pressure in the well through the pipe and annular valves.
10) Подъем эксплуатационного лифта и технологические операции КРС. Капитальный ремонт продолжался в течение 45 суток. За истекший период нефте- и газопроявлений на устье не наблюдалось. По завершении ремонта и спуска эксплуатационного лифта провели освоение и вывод скважины на режим.10) Raising the operational elevator and technological operations of cattle. Overhaul continued for 45 days. Over the past period, oil and gas manifestations at the mouth were not observed. Upon completion of the repair and launch of the production elevator, the well was developed and put into operation.
После выхода скважины на режим дебит составил 12 т/сут.After the well entered the regime, the production rate was 12 tons / day.
Обводненность продукции 12%.The water content of the product is 12%.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013139980/03A RU2545197C1 (en) | 2013-08-27 | 2013-08-27 | Well killing method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013139980/03A RU2545197C1 (en) | 2013-08-27 | 2013-08-27 | Well killing method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013139980A RU2013139980A (en) | 2015-03-10 |
| RU2545197C1 true RU2545197C1 (en) | 2015-03-27 |
Family
ID=53279565
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013139980/03A RU2545197C1 (en) | 2013-08-27 | 2013-08-27 | Well killing method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2545197C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3353600A (en) * | 1966-02-10 | 1967-11-21 | Exxon Production Research Co | Method for plugging perforations |
| RU2144135C1 (en) * | 1998-03-30 | 2000-01-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Method increasing productivity of oil well |
| RU2187625C1 (en) * | 2001-10-26 | 2002-08-20 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Method of development well killing (versions) |
| RU2255209C1 (en) * | 2004-01-08 | 2005-06-27 | Рябоконь Сергей Александрович | Method for shutting a well |
| RU2264531C1 (en) * | 2004-08-04 | 2005-11-20 | ДФ ГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения (ЗапСибБурНИПИ) | Liquid for oil and gas well killing |
| RU2266394C1 (en) * | 2004-06-07 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Well killing foaming composition |
| RU2272903C1 (en) * | 2004-09-21 | 2006-03-27 | Закрытое акционерное общество "ЗапСибГаз" | Method for mudding formation removing from hydrocarbon containing formations |
| RU2431736C1 (en) * | 2010-04-13 | 2011-10-20 | Сергей Александрович Ерилин | Procedure for well killing |
-
2013
- 2013-08-27 RU RU2013139980/03A patent/RU2545197C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3353600A (en) * | 1966-02-10 | 1967-11-21 | Exxon Production Research Co | Method for plugging perforations |
| RU2144135C1 (en) * | 1998-03-30 | 2000-01-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Method increasing productivity of oil well |
| RU2187625C1 (en) * | 2001-10-26 | 2002-08-20 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Method of development well killing (versions) |
| RU2255209C1 (en) * | 2004-01-08 | 2005-06-27 | Рябоконь Сергей Александрович | Method for shutting a well |
| RU2266394C1 (en) * | 2004-06-07 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Well killing foaming composition |
| RU2264531C1 (en) * | 2004-08-04 | 2005-11-20 | ДФ ГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения (ЗапСибБурНИПИ) | Liquid for oil and gas well killing |
| RU2272903C1 (en) * | 2004-09-21 | 2006-03-27 | Закрытое акционерное общество "ЗапСибГаз" | Method for mudding formation removing from hydrocarbon containing formations |
| RU2431736C1 (en) * | 2010-04-13 | 2011-10-20 | Сергей Александрович Ерилин | Procedure for well killing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013139980A (en) | 2015-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US6769486B2 (en) | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production | |
| US8215392B2 (en) | Gas-assisted gravity drainage (GAGD) process for improved oil recovery | |
| CN105952425A (en) | Method for improving ordinary heavy oil reservoir recovery ratio by adopting chemical agents to assist CO2 huff and puff | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2011117402A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION AND OTHER RESERVOIR FLUIDS FROM THE COLLECTOR (OPTIONS) | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| AU2010278850B2 (en) | A method for recovering oil from an oil well | |
| CN112832726A (en) | Tertiary oil recovery method for oil displacement between single-well huff-puff sections of compact oil shale oil horizontal well | |
| RU2377172C1 (en) | Underground gas storages in depleted oil and oil and gas reservoirs construction and operation method | |
| US3295601A (en) | Transition zone formation in oil production | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| CN111810102B (en) | Method for controlling bottom water channeling by utilizing gas water lock effect | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| RU2545197C1 (en) | Well killing method | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| Gruber et al. | Carbonated hydrocarbons for improved gas well fracturing results | |
| RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
| US3123140A (en) | Connally | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20150820 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20150820 Effective date: 20200814 |