RU2470150C1 - Method of causing fluid intrusion from well - Google Patents
Method of causing fluid intrusion from well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2470150C1 RU2470150C1 RU2011128497/03A RU2011128497A RU2470150C1 RU 2470150 C1 RU2470150 C1 RU 2470150C1 RU 2011128497/03 A RU2011128497/03 A RU 2011128497/03A RU 2011128497 A RU2011128497 A RU 2011128497A RU 2470150 C1 RU2470150 C1 RU 2470150C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- foam
- pressure
- fluid
- gas
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of wells with reservoir pressure in the range from 0.8 to 1 from the hydrostatic pressure of the liquid column in the well.
Известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК8 Е21В 43/18; В 43/27, опубл. 27.03.2006 г. в бюл. №9), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO2 и соляной кислоты НСl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м3 в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.There is a method of well development by creating a depression on the formation (patent RU No. 2272897, IPC 8 ЕВВ 43/18; В 43/27, publ. 03/27/2006 in bull. No. 9), which includes replacing the fluid filling the well with a solution of surface active substance (surfactant) with its subsequent aeration by feeding a blowing agent in the form of ammonium carbonate into the well, while before feeding the blowing agents, the bottomhole zone is subjected to acid treatment with the acid being pushed into the formation, and aqueous solutions of sodium nitrate are additionally used as blowing agents NO 2 and hydrochloric acid Hcl; aqueous solutions of blowing agent reagents are injected in doses of 0.5-2.0 m 3 in the following sequence: ammonium carbonate, hydrochloric acid, sodium nitrite, with each subsequent solution having a density higher than the previous one, the volume of injected reagents is 0.3- 1.0 volume of the well, but not less than 1.1 of the internal volume of the pressure column, and is determined by the useful volume of the well, and the surfactant solution additionally contains hollow glass microspheres.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает успешность освоения скважины;- firstly, the surfactant solution is aerated directly in the well by supplying gas-forming substances to the bottomhole zone of the well, while the sequence of chemical reactions and the temperature regime can change, which can lead to a change in the physical and chemical properties of the replacement fluid, including decomposition carbonated liquid for gas and water, which generally reduces the success of well development;
- во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не регулируется.- secondly, the magnitude of the depression created on the bed is not regulated.
Также известен способ вызова притока пластового флюида из скважины (Н.А.Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1982, стр.270-271), включающий снижение давления на продуктивный пласт путем подачи в нее с поверхности газа или газожидкостной смеси и замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью, при этом газ подают компрессором.Also known is a method of inducing formation fluid inflow from a well (N. A. Sidorov. Drilling and operation of oil and gas wells. - M .: Nedra, 1982, pp. 270-271), which includes reducing pressure on the reservoir by supplying it with the surface of the gas or gas-liquid mixture and replacing the column of liquid in the well with a gas-liquid mixture, while the gas is supplied by a compressor.
Недостатками этого способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, потребность в компрессоре - источнике нейтрального пожаро- и взрывобезопасного в условиях скважины газа высокого давления;- firstly, the need for a compressor - a source of neutral fire and explosion-proof high pressure gas in a well;
- во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не контролируется с устья скважины.- secondly, the magnitude of the depression created on the formation is not controlled from the wellhead.
Наиболее близким по технической сущности является способ вызова притока пластового флюида из скважины (патент RU №2263206, МПК8 Е21В 43/25, опубл. 27.10.2005 г. в бюл. №30), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в ней газонефтяной смесью путем подачи смеси бустерным агрегатом с отбором составляющих смеси из работающей скважины или из коллектора сбора продукции, при этом требуемое соотношение составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт обеспечивают отбором составляющих смеси через сепаратор, выходы которого сообщены с коллектором сбора продукции.The closest in technical essence is the method of causing the flow of formation fluid from the well (patent RU No. 2263206, IPC 8 ЕВВ 43/25, publ. 10/27/2005 in bull. No. 30), including the descent of the tubing string (tubing) into the well, reducing the pressure on the reservoir by replacing the column of liquid in it with a gas-oil mixture by supplying the mixture with a booster unit with the selection of the components of the mixture from a working well or from a production collector, while the required ratio of the components of the mixture to achieve a given pressure reduction Pouring to the reservoir provide the selection of the components of the mixture through a separator, the outputs of which are communicated with the collector of product collection.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, для отбора составляющих смеси (газа и жидкости), необходимых для работы бустерной установки, нужен источник в виде работающей скважины или коллектора сбора продукции;- firstly, to select the components of the mixture (gas and liquid) necessary for the operation of the booster installation, you need a source in the form of a working well or collector of production;
- во-вторых, для получения стабильной плотности газожидкостной смеси (пены) необходима добавка поверхностно-активных веществ в качестве пенообразователя, иначе возможны преждевременное разложение пены на компоненты, потеря ее расчетной плотности и, как следствие, снижение качества и эффективности вызова притока пластового флюида из скважины;- secondly, to obtain a stable density of the gas-liquid mixture (foam), the addition of surfactants as a foaming agent is necessary, otherwise premature decomposition of the foam into components, loss of its calculated density and, as a consequence, a decrease in the quality and efficiency of causing formation fluid inflow from wells;
- в-третьих, практически невозможно подобрать требуемое соотношение составляющих газожидкостной смеси для достижения заданной депрессии на пласт, не контролируя изменение значений забойного давления в процессе вызова притока флюида из пласта;- thirdly, it is almost impossible to select the required ratio of the components of the gas-liquid mixture to achieve a given depression on the reservoir, without controlling the change in the bottomhole pressure during the process of causing fluid inflow from the reservoir;
- в-четвертых, при вызове притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси (пены) бустерным агрегатом в затрубное (кольцевое) пространство жидкость вытесняется на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), создается репрессия на пласт, поэтому при освоении скважин, в которых пластовое давление в пределах от 0,8 до 1 гидростатического давления столба скважинной жидкости, по мере приближения столба пены в кольцевом пространстве к нижнему концу колонны НКТ, в пласт проникает значительное количество скважинной жидкости, что отрицательно сказывается на эффективности процесса вызова притока пластового флюида из скважины и значительно снижает продуктивность пласта. Наоборот, если вызов притока пластового флюида из скважины, пластовое давление в которой в пределах от 0,8 до 1 гидростатического давления столба скважинной жидкости, осуществляют только путем закачки газожидкостной смеси в колонну НКТ, то в начальный момент вызова притока это требует более высоких давлений, развиваемых бустерным агрегатом для вытеснения скважинной жидкости из кольцевого пространства на поверхность, вследствие большой разницы поперечных сечений кольцевого и трубного пространств, поэтому процесс снижения плотности пены, т.е. степень ее аэрации затягивается, что в свою очередь увеличивает продолжительность процесса вызова притока пластового флюида из скважины.- fourthly, when the inflow of formation fluid from the well is called by applying a gas-liquid mixture (foam) by a booster unit to the annular (annular) space, the liquid is forced to the surface through the tubing string, repression to the formation is created, therefore, when developing wells, in which the reservoir pressure in the range from 0.8 to 1 hydrostatic pressure of the borehole fluid column, as the foam column in the annular space approaches the lower end of the tubing string, a significant amount of borehole penetrates into the formation Liquids, which negatively affects the efficiency of the call process fluid inflow from the well and significantly reduces the productivity of the formation. On the contrary, if the call of formation fluid inflow from the well, the reservoir pressure in which is in the range from 0.8 to 1 hydrostatic pressure of the wellbore column, is carried out only by pumping the gas-liquid mixture into the tubing string, then at the initial moment of the inflow call, this requires higher pressures, developed by the booster unit to displace well fluid from the annular space to the surface, due to the large difference in the cross sections of the annular and pipe spaces, therefore the process of reducing the density of foams , Ie the degree of its aeration is delayed, which in turn increases the duration of the process of causing formation fluid inflow from the well.
Задачей изобретения является повышение качества и эффективности вызова притока пластового флюида из пласта, пластовое давление которого в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине за счет исключения преждевременного вызова притока пластового флюида из скважины и придания газожидкостной смеси (пене) стабильного состояния с возможностью изменения степени ее аэрации со сведением до минимума поступления скважинной жидкости в пласт в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, а также контроль за изменением забойного давления в процессе вызова притока.The objective of the invention is to improve the quality and efficiency of the call inflow of reservoir fluid from the reservoir, the reservoir pressure of which is in the range from 0.8 to 1 from the hydrostatic pressure of the liquid column in the well by eliminating premature inflow of the reservoir fluid from the well and making the gas-liquid mixture (foam) stable conditions with the possibility of changing the degree of its aeration, minimizing the flow of borehole fluid into the formation in the process of causing the influx of formation fluid from the well, as well as monitoring the change in bottom hole pressure during the call flows.
Поставленная задача решается способом вызова притока пластового флюида из скважины, включающим спуск колонны НКТ в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт.The problem is solved by the method of inducing formation fluid inflow from the well, including lowering the tubing string into the well, reducing the pressure on the reservoir by replacing the column of liquid in the well with a gas-liquid mixture by feeding it with a booster unit, ensuring the required ratio of the components of the mixture to achieve the desired pressure drop on the reservoir .
Новым является то, что при пластовом давлении в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр, после спуска колонны НКТ в скважину производят замену столба жидкости в скважине закачкой в колонну НКТ бустерным агрегатом газожидкостной смеси - пены большой плотности, включающей поверхностно-активное вещество, с малой степенью аэрации от 5 до 7 м3/м3, после чего производят вызов притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси в затрубное пространство скважины с заменой пены большой плотности на пену меньшей плотности и путем постепенного повышения степени аэрации доводят снижение давления на продуктивный пласт до достижения заданной величины, которую контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра, далее, поддерживая достигнутую величину давления путем изменения давления закачки бустерного агрегата, производят циркуляцию пены в объеме, равном объему скважины, при наличии притока пластового флюида из скважины заменяют пену в скважине на технологическую жидкость плотностью, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств пласта, причем при отсутствии притока пластового флюида из скважины циркуляцию пены останавливают, определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор, после чего по колонне НКТ производят закачку и продавку кислотной композиции в пласт, выдерживают технологическую паузу в течение 2-3 ч, после чего открывают затрубную задвижку и повторяют операции, описанные выше, при этом после процесса замены пены большой плотности на пену меньшей плотности определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор.New is that at reservoir pressure in the range from 0.8 to 1 from the hydrostatic pressure of the liquid column in the well, before the descent into the well, a remote depth gauge is installed on the lower end of the tubing string, after the tubing string is lowered into the well, the fluid column in the well is replaced by injection a booster tubing aggregate liquid mixture - high density foam comprising, a low degree of aeration surfactant from 5 to 7 m 3 / m 3, whereupon the call formation fluid influx from skva otherwise, by supplying a gas-liquid mixture to the annulus of the well with the replacement of high-density foam with a foam of lower density and by gradually increasing the degree of aeration, the pressure on the reservoir is reduced to a predetermined value, which is controlled by the readings of the remote depth gauge, further maintaining the achieved pressure value by changing injection pressure of the booster unit, foam is circulated in a volume equal to the volume of the well, in the presence of an influx of reservoir fluid from the well the fluids replace the foam in the well with a technological fluid with a density that ensures the reservoir properties of the formation, and if there is no influx of formation fluid from the well, foam circulation is stopped, the acidity of the formation fluid from the well is determined by sampling for pH, after which injection is performed through the tubing string and the injection of the acid composition into the formation, withstand a technological pause for 2-3 hours, after which the annular valve is opened and the operations described above are repeated, while after the process replacing high density foam with a lower density foam determines the acidity of the formation fluid from the well by sampling for pH.
На фиг.1 изображена схема замены жидкости в скважине закачкой газожидкостной смеси (пены) в колонну НКТ.Figure 1 shows a diagram of the replacement of fluid in the well by pumping a gas-liquid mixture (foam) into the tubing string.
На фиг.2 изображена схема вызова притока пластового флюида из скважины закачкой газожидкостной смеси (пены) в затрубное пространство скважины.Figure 2 shows a diagram of the call flow formation fluid from the well by pumping a gas-liquid mixture (foam) into the annulus of the well.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
При пластовом давлении в скважине, находящимся в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине, должно выполняться условиеWhen reservoir pressure in the well is in the range from 0.8 to 1 from the hydrostatic pressure of the liquid column in the well, the condition
где Pпл - пластовое давление в скважине, МПа;where P PL - reservoir pressure in the well, MPa;
Pг - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, МПа.P g - hydrostatic pressure of the liquid column in the well, MPa.
Например, при пластовом давлении 14 МПа и гидростатическом давлении столба жидкости в скважине высотой Н=1680 мFor example, at a reservoir pressure of 14 MPa and hydrostatic pressure of a liquid column in a well with a height of H = 1680 m
где ρ - плотность жидкости в скважине, кг/м3, например, плотность воды составляет 1000 кг/м3;where ρ is the density of the fluid in the well, kg / m 3 , for example, the density of water is 1000 kg / m 3 ;
g - ускорение свободного падения составляет 9,8 м/с2;g - the acceleration of gravity is 9.8 m / s 2 ;
Н - высота столба жидкости в скважине от пласта до устья, м.N - the height of the liquid column in the well from the reservoir to the mouth, m
Тогда, подставляя в формулу (2), получимThen, substituting into formula (2), we obtain
Рг=1000 кг/м3×9,8 м/с2×1680 м=16.8 МПа.P g = 1000 kg / m 3 × 9.8 m / s 2 × 1680 m = 16.8 MPa.
Подставляя в формулу (1), получим:Substituting in the formula (1), we obtain:
14 МПа=(0,8-1)×16,8 МПа=13,4-16,8 МПа, что удовлетворяет условию (1).14 MPa = (0.8-1) × 16.8 MPa = 13.4-16.8 MPa, which satisfies condition (1).
Далее производят сборку и обвязку оборудования. Для этого перед спуском колонны НКТ 1 (см. фиг.1) в скважину 2 на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр 3 (на фиг.1 показан условно), при этом его показания передаются на станцию управления (на фиг.1 и 2 не показано), что позволяет отслеживать изменение забойного давления в процессе вызова притока флюида из пласта 4. В скважину 2 спускают колонну НКТ 1, при этом ее нижний конец должен находиться на глубине h на 2-3 метра выше подошвы пласта 4.Next, the assembly and strapping of equipment. To do this, before lowering the tubing string 1 (see Fig. 1) into the
На устье скважины 2 устанавливают планшайбу 5 с центральной задвижкой 6 на нагнетательной линии 7. Обвязывают затрубную задвижку 8 выкидной линией 9 с желобной емкостью 10. Центральную задвижку 6 обвязывают с нагнетательной линией 7 бустерного агрегата 11, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15. Открывают центральную 6 и затрубную 8 задвижки. Например, по показаниям на станции управления дистанционного глубинного манометра 3 значение пластового давления пласта 4 составляет 9 МПа. На устье скважины 2 приготавливают газожидкостную смесь (пену), представляющую собой водный раствор с поверхностно-активным веществом (ПАВ), при этом ПАВ применяют в качестве пенообразователя.A
Необходимый объем водного раствора ПАВ для вызова притока пластового флюида из скважины определяют исходя из кратности пены, которая составляет 3,5-5 в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, а также из требуемого объема газожидкостной смеси Vг, складывающегося из объема V1 скважины для замены жидкости в скважине на газожидкостную смесь перед началом вызова притока и объема V2 скважины для циркуляции газожидкостной смеси (пены) в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, т.е. из двух равных объемов одной скважины, а именно: V1=V2, тогда Vг=2V1, а при кратности пены 3,5-5 объем водного раствора ПАВ определяют по формулеThe required volume of an aqueous surfactant solution to cause the formation fluid inflow from the well is determined based on the foam multiplicity, which is 3.5-5 in the process of invoking the formation fluid inflow from the well, as well as from the required volume of the gas-liquid mixture V g , consisting of the volume V 1 of the well to replace the fluid in the well with a gas-liquid mixture before starting the inflow and volume V 2 of the well, for circulating the gas-liquid mixture (foam) in the process of invoking the formation fluid inflow from the well, i.e. of two equal volumes of one well, namely: V 1 = V 2 , then V g = 2V 1 , and when the foam multiplicity is 3.5-5, the volume of an aqueous surfactant solution is determined by the formula
где Vв - объем водного раствора ПАВ, м3;where V in - the volume of an aqueous solution of a surfactant, m 3 ;
Vг - требуемый объем газожидкостной смеси, м3.V g - the required volume of the gas-liquid mixture, m 3 .
3,5-5 - кратность пены.3,5-5 - the multiplicity of the foam.
Например, при глубине скважины: L=1700 м и диаметре обсадной колонны 168×9 мм объем газожидкостной смеси для всего процесса вызова притока определяют по формулеFor example, with a well depth of L = 1700 m and a casing string diameter of 168 × 9 mm, the volume of the gas-liquid mixture for the entire inflow call process is determined by the formula
где V1 - объем скважины, м;where V 1 - well volume, m;
П=3,14;P = 3.14;
d - внутренний диаметр обсадной колонны скважины, м, т.е.d is the inner diameter of the well casing, m, i.e.
d=168 мм - (9 мм ×2)==150 мм = 0,15 м;d = 168 mm - (9 mm × 2) == 150 mm = 0.15 m;
L - глубина скважины от устья до забоя, м.L is the depth of the well from the mouth to the bottom, m
Тогда подставляя в формулу (4): V1=(3,14×(0,15 м)2/4)×1700 м=30 м3, а требуемый объем газожидкостной смеси: Vг=2V1=2×30 м3=60 м3.Then substituting the formula (4): V 1 = (3,14 × (0,15 m) 2/4) × 30 = 1700 m 3 m, while the required amount of liquid mixture: V d = 2V 1 = 2 × 30 m 3 = 60 m 3 .
При кратности пены от 3,5 до 5 примем кратность пены равной 4.With a multiplicity of foam from 3.5 to 5, we take the multiplicity of foam equal to 4.
Тогда требуемый объем водного раствора ПАВ определяют по формуле (3)Then the required volume of an aqueous surfactant solution is determined by the formula (3)
Vв=2V1/(3,5-5)=60 м3/4=15 м3, примем объем водного раствора ПАВ равным 15 м3. Приготавливают водный раствор ПАВ. Для этого в пресную воду плотностью ρ=1000 кг/м3 добавляют ПАВ, например сульфанол (по ТУ 6-01-862-73) в концентрации 0,1-0,3% от объема пресной воды или другие ПАВ, например ОП-7; ОП-10 (по ТУ 8433-81) в концентрации 0,3-0,6% от объема пресной воды. Заполняют емкость 12 бустерного агрегата 11 водным раствором ПАВ (см. фиг.1). В качестве газа, безопасного по условиям воспламенения углеводородной среды, используют сгенерированный посредством газогенератора 13 бустерного агрегата 11 газ (например, азот), как результат сгорания топлива (бензина, дизельного топлива) в сжатом воздухе, т.е. выгорания кислорода.V in = 2V 1 / (3,5-5) = 60 m 3/4 = 15 m 3, assume aqueous surfactant solution volume of 15 m3. An aqueous surfactant solution is prepared. For this, surfactants are added to fresh water with a density ρ = 1000 kg / m 3 , for example, sulfanol (according to TU 6-01-862-73) at a concentration of 0.1-0.3% of the volume of fresh water or other surfactants, for example, OP- 7; OP-10 (according to TU 8433-81) in a concentration of 0.3-0.6% of the volume of fresh water. Fill the
Газ от газогенератора 13 подается в бустерное (смешивающее) устройство 14, где происходит непрерывное перемешивание газа с технологической жидкостью в виде водного раствора ПАВ (с образованием газожидкостной смеси), подаваемого бустерным насосом 15 из емкости 12 бустерного агрегата 11. Открывают центральную задвижку 6 и через нагнетательную линию 7 бустерным агрегатом 11 подают газожидкостную смесь (пену) в колонну НКТ 1, т.е. в трубное пространство 16 скважины 2 с целью замены всего столба жидкости в скважине (скважинной жидкости), при этом закачку пены производят с малой степенью аэрации от 5 до 7 м3/м3, т.е. 5-7 м3 воздуха на 1 м3 водного раствора ПАВ, при этом расход водного раствора ПАВ принимают равным 6-8 л/с. Закачка пены с малой степенью аэрации (от 5 до 7 м3/м3) позволяет иметь в стволе скважины в процессе последующего вызова притока пластового флюида вместо воды пену, не вызывая при этом преждевременного притока пластового флюида из пласта, а также позволяет предотвратить образование воздушных пробок в скважине, так как наличие последних резко повышает давление, вследствие чего нарушается нормальный процесс ценообразования. В момент достижения столбом пены нижнего конца НКТ 1 из затрубного пространства 17 НКТ 1 через затрубную задвижку 8 и выкидную линию 9 в желобную емкость 10 начинается излив скважинной жидкости, вытесняемой пеной. Закачку пены в трубное пространство 16 продолжают до полной замены скважинной жидкости объемом V1, т.е. до появления пены в желобной емкости 10 (определяют по появлению циркуляции пены).Gas from the
Смысл этой технологической операции в том, чтобы в стволе скважины в процессе ее освоения вместо воды иметь пену, не вызывая при этом преждевременного притока пластового флюида. После этого производят вызов притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси (пены) в затрубное пространство 17 (см. фиг.2) скважины 2. Для этого на устье скважины 2 устанавливают планшайбу 5 с центральной задвижкой 6 (см. фиг.2), выкидную линию 9 обвязывают с желобной емкостью 10.The meaning of this technological operation is to have foam instead of water in the wellbore during its development without causing a premature inflow of formation fluid. After this, the flow of formation fluid from the well is called by supplying a gas-liquid mixture (foam) to the annulus 17 (see FIG. 2) of
Обвязывают затрубную задвижку 8 скважины 2 с нагнетательной линией 7 бустерного агрегата 11, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15. Открывают центральную 6 и затрубную 8 задвижки. Например, по показаниям на станции управления дистанционного глубинного манометра 3 значение пластового давления пласта 4 составляет 9 МПа.The
Нагнетают пену в затрубное пространство 17 через нагнетательную линию 7 и открытую затрубную задвижку 8, далее заменяют в скважине 2 пену большой (первоначальной) плотности (5-7 м3/м3) на пену меньшей плотности (до 120-150 м3/м3) путем постепенного повышения степени аэрации от 5-7 м3/м3 и выше, т.е. увеличивают подачу газа, вырабатываемого газогенератором 13, в бустерное устройство 14 бустерного агрегата 11, при постоянном расходе водного раствора ПАВ, равном 6-8 л/с, при этом циркуляцию пены продолжают закачкой бустерным агрегатом 11 по нагнетательной линии 7 в затрубное пространство 17 и выходом в желобную емкость 10 через выкидную линию 9 и трубное пространство 16 колонны НКТ 1 до достижения заданной величины снижения давления за счет повышения степени аэрации, например, до 150 м3/м3 на продуктивный пласт, при этом отслеживают показания дистанционного глубинного манометра 3, значение которого постепенно снижается.Foam is injected into the
Например, значение заданной величины (допустимой депрессии) снижения давления на продуктивный пласт составляет 4 МПа (заданную величину снижения давления определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от прочности цементного кольца за обсадной колонной, условий устойчивости призабойной зоны пласта и др. (см. Булатов А.И. Освоение скважин [Текст]: справ, пособие / А.И.Булатов, Ю.Д.Кагмар, П.П.Макаренко: под ред. Яремийчука Р.С. - М.: ООО «Недра-Бизнес», 1999. - 473 с.). Тогда показания дистанционного глубинного манометра 3 не должны быть ниже 9 МПа - 4 МПа = 5 МПа. Таким образом, постепенно, увеличивая степень аэрации пены (увеличением объема подачи газа, вырабатываемого газогенератором 13 бустерного агрегата 11), в зависимости от изменения пластового давления добиваемся допустимой депрессии на пласт 4. При достижении заданного значения забойного давления в 4 МПа циркуляцию пены продолжают, но при этом прекращают повышение степени аэрации пены. Далее, поддерживая достигнутую величину давления путем изменения давления закачки бустерного агрегата (противодавления на устье скважины), производят циркуляцию пены в объеме, равном объему скважины (V2), при этом контролируют давление по показаниям дистанционного глубинного манометра 3.For example, the value of the set value (allowable depression) of the pressure drop on the reservoir is 4 MPa (the set value of the pressure drop is determined by the geological service of the oil and gas company individually for each well, depending on the strength of the cement ring behind the casing, the stability conditions of the bottomhole formation zone, etc. ( see Bulatov A.I. Well development [Text]: reference, allowance / A.I. Bulatov, Yu.D. Kagmar, P.P. Makarenko: edited by R. Yaremiychuk - M .: Nedra OOO Business, 1999. - 473 p.). Then the
Наличие притока из пласта 4 определяют визуально по объемному выходу пластового флюида из скважины в желобную емкость 10 совместно с пеной. При достаточной величине притока пластового флюида из скважины (определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от предыдущего дебита в процессе эксплуатации данной скважины) вызов притока пластового флюида прекращают и в скважине заменяют скважинную жидкость на технологическую жидкость плотностью, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств пласта 4. Например, технологическая жидкость на нефтяной основе с удельным весом 900-930 кг/м3, которая наиболее соответствует по физико-химическим параметрам удельному весу добываемой из пласта 4 продукции, при этом обеспечивают сохранение коллекторских свойств пласта 4. Производят подъем колонны НКТ 1, спускают в скважину 2 эксплуатационное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано) и запускают ее в работу.The presence of inflow from the
В случае отсутствия притока пластового флюида из скважины (определяют по наличию выхода пластового флюида вместе с пеной на устье скважины в желобную емкость 10), при достижении значения заданной допустимой депрессии на пласт, как описано выше, циркуляцию пены останавливают.In the absence of formation fluid inflow from the well (determined by the presence of the formation fluid output together with the foam at the wellhead into the trough 10), when the specified acceptable depression on the formation is reached, as described above, the circulation of the foam is stopped.
Определяют кислотность пластового флюида из скважины (продукции) с помощью лакмусовой бумаги, опускаемой в желобную емкость 10 (отбором проб) и по изменению ее цвета определяют величину рН-фактора.The acidity of the formation fluid from the well (production) is determined using litmus paper lowered into the groove capacity 10 (by sampling) and the pH value is determined by changing its color.
По колонне НКТ 1 производят закачку кислотной композиции (например, HCI-12%+HF-5%+1%, остальное водный раствор МЛ-81Б), закрывают затрубную задвижку 8 и производят продавку кислотной композиции продавочной жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3 в пласт 4, после чего выдерживают технологическую паузу в течение 2-3 часов. Затем открывают затрубную задвижку 8 и повторяют операции, описанные выше по вызову притока пластового флюида из скважины с заменой продавочной жидкости на пену большой плотности в объеме V1 и заменой пены большой плотности на пену меньшей плотности в объеме V2.An acid composition is injected through the tubing string 1 (for example, HCI-12% + HF-5% + 1%, the rest is an aqueous solution of ML-81B), the
После замены пены большой плотности на пену меньшей плотности при циркуляции пены в объеме скважины (V2) определяют кислотность продукции путем отбора проб на рН-фактор. рН - фактор позволяет определить кислотность продукции, которая была получена в процессе вызова притока и необходим для снижения кислотности продукции, получаемой в результате вызова притока пластового флюида из скважины, вызывающей коррозию нефтепромыслового оборудования. рН-фактор определяют путем отбора проб с помощью лакмусовой бумаги, опускаемой в желобную емкость 10 и по изменению ее цвета определяют величину (рН).After replacing the foam of high density with foam of lower density during the circulation of the foam in the well volume (V 2 ), the acidity of the product is determined by sampling for pH. The pH factor allows you to determine the acidity of the product that was obtained during the inflow call and is necessary to reduce the acidity of the product resulting from the stimulation of formation fluid from the well causing corrosion of the oilfield equipment. The pH is determined by sampling using litmus paper dipped in the
Замеряют кислотность продукции (pH1) до закачки и продавки кислотной композиции в пласт, например pH1 равно 5. Далее производят вызов притока пластового флюида из пласта и после замены пены большой плотности на пену меньшей плотности после циркуляции пены в объеме скважины V2 закачку прекращают.Measure the acidity of the product (pH 1 ) before injecting and selling the acid composition into the formation, for example, pH 1 is 5. Next, the influx of formation fluid from the formation is called up and after replacing the high density foam with a foam of lower density after the circulation of the foam in the well volume V 2, the injection is stopped .
Затем замеряют кислотность pН2, если это значение примерно равно 5, то циркуляцию пены прекращают. Если pH2 меньше pH1, то производят дополнительную циркуляцию пены, например в объеме скважины (V2), до достижения необходимой величины рН, равной 5.Then measure the acidity of pH 2 , if this value is approximately 5, then the circulation of the foam is stopped. If pH 2 is less than pH 1 , then additional foam is circulated, for example in the volume of the well (V 2 ), until the required pH is 5.
Демонтируют оборудование, использовавшееся для вызова притока пластового флюида из скважины, спускают в скважину 2 эксплуатационное оборудование (на фигуре не показано) и запускают ее в работу с отбором пластового флюида из скважины.Dismantle the equipment used to induce the inflow of formation fluid from the well, lower production equipment into the well 2 (not shown in the figure) and run it into operation with the selection of formation fluid from the well.
Реализация предлагаемого способа позволит повысить качество и эффективность вызова притока пластового флюида из скважины, пластовое давление в которой в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине за счет применения в качестве пенообразователей поверхностно-активных веществ (ПАВ) для придания газожидкостной смеси (пене) стабильного состояния, позволяющего сохранить ей заданную плотность в течение всего процесса вызова притока из скважины, а также из-за возможности изменения степени аэрации пены в широких пределах с одновременным контролем за изменением забойного давления в процессе вызова притока посредством дистанционного глубинного манометра. Первоначальная закачка пены для замены столба скважинной жидкости по колонне НКТ с последующим вызовом притока закачкой пены в затрубное пространство позволяет минимизировать поступление скважинной жидкости в пласт, снизить негативное воздействие скважинной жидкости на пласт, снизить давление, создаваемое бустерным агрегатом в процессе вызова притока, и повысить эффективность вызова притока пластового флюида из пласта.Implementation of the proposed method will improve the quality and efficiency of the call of formation fluid inflow from the well, the reservoir pressure in which is in the range from 0.8 to 1 from the hydrostatic pressure of the liquid column in the well due to the use of surfactants as foaming agents to impart gas-liquid a mixture (foam) of a stable state, which allows it to maintain a predetermined density during the entire process of calling the inflow from the well, and also because of the possibility of changing the degree of foam aeration their limits with simultaneous monitoring of the change in bottomhole pressure during the inflow call by means of a remote depth gauge. The initial injection of foam to replace the column of well fluid along the tubing string, followed by an inflow by pumping foam into the annulus, minimizes the flow of well fluid into the formation, reduces the negative impact of the well fluid on the formation, reduces the pressure created by the booster unit during the inflow call, and improves efficiency calling the influx of reservoir fluid from the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011128497/03A RU2470150C1 (en) | 2011-07-08 | 2011-07-08 | Method of causing fluid intrusion from well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011128497/03A RU2470150C1 (en) | 2011-07-08 | 2011-07-08 | Method of causing fluid intrusion from well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2470150C1 true RU2470150C1 (en) | 2012-12-20 |
Family
ID=49256560
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011128497/03A RU2470150C1 (en) | 2011-07-08 | 2011-07-08 | Method of causing fluid intrusion from well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2470150C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU691557A1 (en) * | 1978-04-04 | 1979-10-15 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | Method of putting a deep well into operation |
| SU853092A1 (en) * | 1979-07-23 | 1981-08-07 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно- Исследовательский Институт | Well-starting method |
| RU2088752C1 (en) * | 1992-03-11 | 1997-08-27 | Крючков Владимир Иванович | Method of development of oil deposit |
| RU2165007C2 (en) * | 1999-05-25 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Technology to clear horizontal well from sand plug in process of overhaul |
| RU2263206C2 (en) * | 2003-04-22 | 2005-10-27 | Белей Иван Васильевич | Method of formation fluid inflow stimulation |
| EP1766185B1 (en) * | 2004-05-13 | 2009-10-21 | Baker Hughes Incorporated | System stabilizers and performance enhancers for aqueous fluids gelled with viscoelastic surfactants |
-
2011
- 2011-07-08 RU RU2011128497/03A patent/RU2470150C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU691557A1 (en) * | 1978-04-04 | 1979-10-15 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | Method of putting a deep well into operation |
| SU853092A1 (en) * | 1979-07-23 | 1981-08-07 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно- Исследовательский Институт | Well-starting method |
| RU2088752C1 (en) * | 1992-03-11 | 1997-08-27 | Крючков Владимир Иванович | Method of development of oil deposit |
| RU2165007C2 (en) * | 1999-05-25 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Technology to clear horizontal well from sand plug in process of overhaul |
| RU2263206C2 (en) * | 2003-04-22 | 2005-10-27 | Белей Иван Васильевич | Method of formation fluid inflow stimulation |
| EP1766185B1 (en) * | 2004-05-13 | 2009-10-21 | Baker Hughes Incorporated | System stabilizers and performance enhancers for aqueous fluids gelled with viscoelastic surfactants |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4711306A (en) | Gas lift system | |
| US3195634A (en) | Fracturing process | |
| CN103089206A (en) | System and method of improved fluid production from gaseous wells | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| US5217067A (en) | Apparatus for increasing flow in oil and other wells | |
| RU2191896C2 (en) | Method of treating bottom-hole formation zone | |
| RU2389869C1 (en) | Method of preparing and supplying heterogeneous mixtures to formation, and plant for method's implementation | |
| CN111810102B (en) | Method for controlling bottom water channeling by utilizing gas water lock effect | |
| RU2470150C1 (en) | Method of causing fluid intrusion from well | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| WO2008100176A1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| RU2472925C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2451174C1 (en) | Method of hydraulic breakdown of formation | |
| RU2211314C1 (en) | Method of fluid injection into formation | |
| RU2753318C1 (en) | Method for developing petroleum deposits | |
| CN108798623B (en) | Natural gas dilution gas lift process parameter optimization method | |
| RU2485302C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
| RU2466272C1 (en) | Method to call inflow of formation fluid from well | |
| RU2272897C1 (en) | Well development method | |
| RU2321731C2 (en) | Oil field development method (variants) | |
| RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
| RU2485305C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
| RU2490438C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2527419C2 (en) | Development method for oil and gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180709 |