RU2189437C1 - Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) - Google Patents
Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2189437C1 RU2189437C1 RU2001132096A RU2001132096A RU2189437C1 RU 2189437 C1 RU2189437 C1 RU 2189437C1 RU 2001132096 A RU2001132096 A RU 2001132096A RU 2001132096 A RU2001132096 A RU 2001132096A RU 2189437 C1 RU2189437 C1 RU 2189437C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- well
- killing
- tubing
- annular space
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
Abstract
Способ относится к нефтедобыче, к способам подготовки скважин к их подземному и капитальному ремонту и очистки призабойной зоны, в частности к глушению скважин и очистке их от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Техническим результатом является удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, повышение эффективности очистки скважины от АСПО. В способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения в призабойную зону скважины при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах, в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, в который дополнительно вводят бутилцеллозольв. Причем плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости, а жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя. По другому варианту в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы, в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, в который дополнительно вводят бутилцеллозольв, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости, и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в насосно-компрессорные трубы осуществляют после оседания жидкости глушения в призабойную зону скважины. Причем жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя. 2 с. и 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, к способам подготовки скважин к подземному и капитальному ремонту скважин и очистки призабойной зоны, в частности к глушению скважин и очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
К жидкостям глушения (ЖГ) предъявляются следующие требования:
должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и очистку призабойной зоны скважин;
быть технологичной в приготовлении и использовании;
технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважины;
должна быть взрыво- и пожаробезопасной.
должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и очистку призабойной зоны скважин;
быть технологичной в приготовлении и использовании;
технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважины;
должна быть взрыво- и пожаробезопасной.
Как свидетельствует отечественный опыт использования различных жидкостей в процессах глушения скважин, наиболее эффективны и технологичны в этом плане инвертные эмульсионные растворы (ИЭР) и вязкоупругие составы (ВУС).
Многочисленными исследованиями доказано, что технологии глушения скважин с использованием ВУСа и ИЭРа являются прогрессивными.
Известен способ глушения эксплуатационной скважины с использованием ВУСа, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах (НКТ) жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения в призабойную зону скважины при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах [1].
Однако процесс приготовления ВУСа в промысловых условиях требует строгих диспропорций компонентов состава и применения специального смесительного оборудования. Кроме того, процесс глушения скважины с использованием ВУСа требует дополнительного времени для выдержки на полимеризацию ВУСа.
Хотя процесс глушения скважины с использованием ВУСа может обеспечить очистку призабойной зоны скважины (ПЗС) от различных накоплений, однако не может обеспечить расплавление и вынос асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО).
АСПО представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов и минеральных примесей в смолах. Эти суспензии в объеме имеют свойства твердых аморфных тел, которые откладываются в нефтепромысловом оборудовании, трубах, а также в ПЗС, ухудшая ее фильтрационные характеристики, то есть проницаемость.
Цель изобретения - удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, а также эффективность очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Цель достигается тем, что в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения в призабойную зону скважины при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах, в качестве жидкости глушения используют нефтяной раствор композиции АПК с бутилцеллозольвом. Композиция АПК представляет собой смесь хлорированных углеводородов, остающуюся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями.
Кроме того, плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости, и жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство скважины в объеме части скважины от насоса до забоя.
Известен способ глушения эксплуатационной скважины с использованием ВУСа, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы [1].
Однако процесс приготовления ВУСа в промысловых условиях требует применения специального смесительного оборудования. Кроме того, процесс глушения скважины с использованием ВУСа требует дополнительного времени для выдержки на полимеризацию ВУСа.
Хотя процесс глушения скважины с использованием ВУСа может обеспечить очистку призабойной зоны скважины (ПЗС) от различных накоплений, однако не может обеспечить расплавление и вынос асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО).
АСПО представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов и минеральных примесей в смолах. Эти суспензии в объеме имеют свойства твердых аморфных тел, которые откладываются в нефтепромысловом оборудовании, трубах, а также в ПЗС, ухудшая ее фильтрационные характеристики, то есть проницаемость.
Цель изобретения - удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, а также эффективность очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Цель достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы, в качестве жидкости глушения используют нефтяной раствор композиции АПК с бутилцеллозольвом. Композиция АПК представляет собой смесь хлорированных углеводородов, остающуюся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости, и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в насосно-компрессорные трубы осуществляют после оседания жидкости глушения в призабойной зоне скважины.
Кроме того, жидкости глушения закачивают в межтрубное пространство скважины в объеме части скважины от насоса до забоя.
Композиция АПК известна и изготавливается в соответствии с ТУ 2122-232-05763458-97. По внешнему виду композиция АПК - жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета.
Физико-механические показатели композиции АПК:
- плотность при 20oС, г/см3 - 1,2-1,6;
- температура замерзания, oС - ниже минус 50;
- смешивание с водой - не смешивается;
- смешивание с неполярными растворителями (бензином, толуолом, нефтью) - смешивается неограниченно;
- коррозионная активность к углеродистой стали при 20oС - не коррозионно активен.
- плотность при 20oС, г/см3 - 1,2-1,6;
- температура замерзания, oС - ниже минус 50;
- смешивание с водой - не смешивается;
- смешивание с неполярными растворителями (бензином, толуолом, нефтью) - смешивается неограниченно;
- коррозионная активность к углеродистой стали при 20oС - не коррозионно активен.
Компонентами АПК являются техническая смесь хлоруглеродов этанового ряда, техническая смесь хлоруглеродов метанового ряда, в качестве растворителя используется метанол, метилацетат, ксилол, керосин, сольвент.
Как видно из физико-механических показателей, композиция АПК имеет большой удельный вес, низкую температуру замерзания, смешивается с органическими жидкостями, сравнительно дешевый продукт.
Указанные свойства композиции в какой-то степени соответствуют требованиям, предъявляемым к жидкостям глушения. Однако использование ее в качестве жидкости глушения окажет отрицательное влияние на процесс подготовки и переработки нефти, наложит жесткие требования на технологию освоения скважины после ремонта.
В композиции АПК содержится до 10% растворителей АСПО (метанол, керосин, метилацетат, ксилол, сольвент), однако этого количества растворителей недостаточно для эффективной очистки скважины от АСПО.
Используемые в предлагаемой технологии нефтяного раствора композиции АПК с бутилцеллозольвом позволяют избежать указанных недостатков.
Плотность нефтяного раствора композиции АПК с бутилцеллозольвом для глушения конкретной скважины определяется необходимостью соблюдения при глушении установленных "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" минимальных превышений гидростатического давления столба жидкости в скважине относительно кровли продуктивного пласта с учетом глубины и аномальности пластового давления.
Расход компонентов для приготовления жидкости глушения (ЖГ) необходимой плотности при известных плотностях нефти, АПК и бутилцеллозольва может быть определен исходя из следующего соотношения:
где ρжг - необходимая плотность жидкости глушения, кг/м3;
Vн - объем нефти, м3;
ρн - плотность нефти, кг/м3;
Va - объем АПК, м3;
ρa - товарная плотность АПК, кг/м3;
ρб - плотность бутилцеллозольва, кг/м3;
Vб - объем бутилцеллозольва, м3;
Vжг - объем жидкости глушения, м3.
где ρжг - необходимая плотность жидкости глушения, кг/м3;
Vн - объем нефти, м3;
ρн - плотность нефти, кг/м3;
Va - объем АПК, м3;
ρa - товарная плотность АПК, кг/м3;
ρб - плотность бутилцеллозольва, кг/м3;
Vб - объем бутилцеллозольва, м3;
Vжг - объем жидкости глушения, м3.
Нефтяной раствор АПК с бутилцеллозольвом готовится простым перемешиванием.
В качестве продавочной жидкости используются широко применяемые при глушении, например, вода или водный раствор солей NaC1, CaC12, KC1, MgCl2. Нефть для нефтяного раствора АПК используется дегазированная.
Бутилцеллозольв - монобутиловый эфир этиленгликоля. Неограниченно растворяется в воде и нефтепродуктах, имеет плотность 858-904 кг/м3. Бутилцеллозольв выпускается по ТУ-6-01-646-84. Количество бутилцеллозольва в каждом конкретном случае выбирается в зависимости от состава АСПО, состав которого в определяющей степени зависит от состава исходной нефти.
Основными элементами технологии глушения скважины являются:
глушение скважин в каждом конкретном случае производится по индивидуальному плану с учетом приемистости продуктивного пласта;
в скважинах, эксплуатирующихся погружными и штанговыми насосами и обладающих достаточной приемистостью, глушение производится с доведением ЖГ до продуктивного пласта с задавкой поднасосной жидкости в пласт;
в насосных скважинах, где приемистость пласта недостаточна или вообще отсутствует, глушение производится ЖГ повышенной плотности для обеспечения необходимого противодавления на пласт с заменой скважинной жидкости на глубину подвески насоса. При этом происходит естественное осаждение ЖГ повышенной плотности в призабойной зоне скважины.
глушение скважин в каждом конкретном случае производится по индивидуальному плану с учетом приемистости продуктивного пласта;
в скважинах, эксплуатирующихся погружными и штанговыми насосами и обладающих достаточной приемистостью, глушение производится с доведением ЖГ до продуктивного пласта с задавкой поднасосной жидкости в пласт;
в насосных скважинах, где приемистость пласта недостаточна или вообще отсутствует, глушение производится ЖГ повышенной плотности для обеспечения необходимого противодавления на пласт с заменой скважинной жидкости на глубину подвески насоса. При этом происходит естественное осаждение ЖГ повышенной плотности в призабойной зоне скважины.
Время оседания ЖГ на забой скважины определяют по формуле:
T=H/V, (2)
где Т - время оседания ЖГ, с;
Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м;
V - скорость оседания ЖГ, м/с (обычно 0,1-0,5 м/с).
T=H/V, (2)
где Т - время оседания ЖГ, с;
Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м;
V - скорость оседания ЖГ, м/с (обычно 0,1-0,5 м/с).
Приблизительное время оседания ЖГ на глубину 1000 м составляет 2-2,5 часа.
В обоих вариантах технология глушения проводится с заменой скважинной жидкости на ЖГ в интервале "забой скважины - подвеска насоса" и с заменой скважинной жидкости на водные системы в интервале "подвеска насоса - устье скважины".
Предварительно определяют по стандартной методике для конкретного пласта месторождения необходимое количество бутилцеллозольва в составе жидкости глушения. Необходимое количество композиции АПК и нефти для получения необходимой плотности жидкости глушения определяют по формуле 1.
Для исследований приготовлен нефтяной раствор АПК с добавлением бутилцеллозольва (БЦ) в следующем соотношении (в мас.%): АПК - 36, БЦ - 10, нефть - 54.
Нефтяной раствор указанного состава имел характеристики, представленные в табл. 1.
Исследования влияния нефтяного раствора АПК с добавлением БЦ на проницаемость керна пласта Ю 1 Хохряковского месторождения проводили на установке УИПК по стандартной методике.
Результаты изменения фильтрационных характеристик образцов керна приведены в табл. 2.
Как видно из полученных результатов, проницаемость образцов керна увеличилась в 2,2 раза (218,4%).
Технология глушения эксплуатационной скважины по 1 варианту осуществляется следующим образом. В межтрубное пространство скважины, обладающей достаточной приемистостью, при открытых на устье НКТ закачивают порцию ЖГ - в объеме части скважины от насоса до забоя, следом закачивают продавочную жидкость (воду или водный раствор солей, плотностью меньше плотности ЖГ) в объеме, необходимом для замены скважинной жидкости, в интервале от насоса до устья скважины. Затем при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах ведут продавку жидкости глушения в призабойную зону скважины, задавливая поднасосную жидкость в пласт.
После этого открывают задвижку на НКТ и закачивают продавочную жидкость из межтрубного пространства в НКТ до появления ее на устье скважины. Скважина заглушена. После ремонта, в процессе освоения скважины, ЖГ собирается в блоке долива и в последующем повторно используется для глушения другой скважины.
По 2-му варианту способ осуществляется следующим образом: в межтрубное пространство скважины при открытых НКТ закачивают порцию жидкости глушения (нефтяного раствора АПК, плотность которого выше плотности поднасосной скважинной жидкости) в объеме части скважины от насоса до забоя, ожидают оседания ее в призабойной зоне скважины. Затем закачивают через межтрубное пространство в насосно-компрессорные трубы водный раствор солей до появления его на устье скважины.
Таким образом, предложенный способ позволяет не только ускорить процесс глушения скважины и тем самым процесс ремонта скважины, но и эффективно очистить скважину от АСПО, а также повторно использовать нефтяной раствор АПК с бутилцеллозольвом.
Охранные мероприятия при работе с нефтяными растворами АПК с бутилцеллозольвом не отличаются от мероприятий при работе с нефтью.
При приготовлении и применении нефтяных растворов АПК необходимо строго руководствоваться требованиями "Правил пожарной безопасности" (М.: Недра, 1987).
Литература
1. Пат РФ 2114985, Е 21 В 43/12, опубл. 1998 г.
1. Пат РФ 2114985, Е 21 В 43/12, опубл. 1998 г.
Claims (5)
1. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения в призабойную зону скважины при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, в который дополнительно вводят бутилцеллозольв.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя.
4. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, в который дополнительно вводят бутилцеллозольв, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в насосно-компрессорные трубы осуществляют после оседания жидкости глушения в призабойную зону скважины.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001132096A RU2189437C1 (ru) | 2001-11-29 | 2001-11-29 | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001132096A RU2189437C1 (ru) | 2001-11-29 | 2001-11-29 | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2189437C1 true RU2189437C1 (ru) | 2002-09-20 |
Family
ID=20254489
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001132096A RU2189437C1 (ru) | 2001-11-29 | 2001-11-29 | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2189437C1 (ru) |
-
2001
- 2001-11-29 RU RU2001132096A patent/RU2189437C1/ru not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6110885A (en) | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition | |
US6787038B2 (en) | Extraction of pollutants from underground water | |
US3467195A (en) | Pumping viscous crude | |
CN103937475B (zh) | 二氧化碳酸化解堵剂及酸化后残液不返排工艺 | |
RU2476665C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
RU2642738C1 (ru) | Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах | |
MX2011003125A (es) | Metodo para la recuperacion de petroleos pesados/viscosos de una formacion subterranea. | |
AU2014302576B2 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines | |
WO2016010518A1 (en) | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations | |
CN102575147A (zh) | 烃开采作业流体及其使用方法 | |
US8534359B2 (en) | Leach recovery of oil from oil sands and like host materials | |
RU2652049C1 (ru) | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
US20160060133A1 (en) | Removal of metals and cations thereof from water-based fluids | |
US5139088A (en) | Method of inhibiting asphalt precipitation in an oil production well | |
RU2189437C1 (ru) | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) | |
RU2187625C1 (ru) | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) | |
Nurgalieva et al. | Improving the Efficiency of Oil and Gas Wells Complicated by the Formation of Asphalt–Resin–Paraffin Deposits. Energies 2021, 14, 6673 | |
US2846011A (en) | Method for perforating well formations | |
RU2136859C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
RU2291183C2 (ru) | Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин | |
RU2768864C1 (ru) | Способ повышения продуктивности скважин | |
WO1999041342A1 (en) | Surfactant composition and methods for cleaning wellbore and oil field surfaces | |
CN107109202A (zh) | 用于降低重油粘度的组合物和方法 | |
RU2224089C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2166624C2 (ru) | Способ обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081130 |