RU2558837C1 - Method of water-producing well recovery - Google Patents
Method of water-producing well recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2558837C1 RU2558837C1 RU2014123255/03A RU2014123255A RU2558837C1 RU 2558837 C1 RU2558837 C1 RU 2558837C1 RU 2014123255/03 A RU2014123255/03 A RU 2014123255/03A RU 2014123255 A RU2014123255 A RU 2014123255A RU 2558837 C1 RU2558837 C1 RU 2558837C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- low
- well
- temperature
- string
- aerated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 4
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 37
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 238000004299 exfoliation Methods 0.000 claims 1
- -1 for example Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной скважины, нижняя часть которой расположена в высокопроницаемом газоносном коллекторе, а верхняя часть - в заглинизированных низкотемпературных терригенных отложениях ниже многолетнемерзлых пород (ММП).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the restoration of a waterlogged well, the lower part of which is located in a highly permeable gas-bearing reservoir, and the upper part is in clayed low-temperature terrigenous deposits below permafrost.
На месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих аномально низкое пластовое давление (АНПД) и достаточно большую степень обводненности газоносного коллектора, когда нижняя часть ствола скважины перекрыта подошвенными водами и практически выведена из эксплуатации, одним из технических решений является ликвидация обводнившейся части ствола скважины и приобщение ее верхней необводнившейся части к дальнейшей эксплуатации. При этом верхняя часть газоносного коллектора относится к низкопроницаемым терригенным отложениям, сцементированным глинистыми составляющими с содержанием цемента и карбонатных отложений до 10%, что затрудняет ее эксплуатацию. Поэтому перед проведением работ по восстановлению скважины необходимо провести работы по осушению вновь вскрытого интервала газоносного коллектора и только после этого приступить к работам по разглинизации призабойной зоны (ПЗП) заглинизированных низкотемпературных терригенных отложений. Для этой цели наиболее подходящим реагентом является ацетон либо метанол. Предварительное закачивание ацетона либо метанола приводит к снижению межфазового натяжения скважинной жидкости, освобождению значительной части «связанной» воды, находящейся в мелких порах газоносного коллектора, к осушению ПЗП, а значит к улучшению проницаемости газоносного коллектора и повышению эффективности дальнейших реагентных обработок.In the fields of Western Siberia, which are at the final stage of development, having an abnormally low reservoir pressure (ANP) and a sufficiently large degree of water cut in the gas-bearing reservoir, when the lower part of the wellbore is blocked by bottom water and practically decommissioned, one of the technical solutions is to eliminate the waterlogged part of the well wells and the introduction of its upper non-irrigated part for further operation. At the same time, the upper part of the gas-bearing reservoir belongs to low-permeable terrigenous deposits, cemented by clay components with cement and carbonate deposits up to 10%, which complicates its operation. Therefore, before carrying out work on well restoration, it is necessary to carry out work to drain the newly discovered interval of the gas-bearing reservoir and only after that start work on the claying of the bottom-hole zone (BHP) of the clayed low-temperature terrigenous deposits. For this purpose, the most suitable reagent is acetone or methanol. Pre-injection of acetone or methanol leads to a decrease in the interfacial tension of the wellbore fluid, the release of a significant part of the “bound” water located in the shallow pores of the gas-bearing reservoir, to drainage of the bottomhole formation zone, and therefore to an improvement in the permeability of the gas-bearing reservoir and the efficiency of further reagent treatments.
Из реагентов, способствующих разглинизации ПЗП, известны кислотные растворы, в частности соляная и плавиковая кислоты. Однако из опыта применения кислотных обработок известно, что они не всегда эффективны. Например, они имеют недостаточную глубину проникновения в пласт, тем самым не обеспечивают необходимый охват реагентами ПЗП. Зачастую происходит перенасыщение пласта продуктами реакции, что затрудняет процесс их удаления из пласта. Наблюдается существенное разрушение скелета горной породы, что негативно сказывается на продуктивности слабосцементированного коллектора.Of the reagents that contribute to the loosening of PZP, acidic solutions are known, in particular hydrochloric and hydrofluoric acids. However, it is known from experience with acid treatments that they are not always effective. For example, they have insufficient penetration depth into the reservoir, and thus do not provide the required coverage of PZP reagents. Often there is a supersaturation of the formation with reaction products, which complicates the process of their removal from the formation. A significant destruction of the rock skeleton is observed, which negatively affects the productivity of a weakly cemented reservoir.
Более подходящим реагентом для разглинизации ПЗП является водный раствор перекиси водорода.A more suitable reagent for loosening PZP is an aqueous solution of hydrogen peroxide.
Перекись водорода при взаимодействии с глинистыми составляющими горной породы окисляет их и переводит частично в формы, которые обладают меньшей способностью к адгезионным процессам, в результате чего частицы глинистых минералов отслаиваются и переходят в раствор в виде мелкодисперсной суспензии. В таком виде глинистые составляющие горной породы можно извлечь из пласта в скважину и далее удалить на поверхность. При удалении глинистых составляющих горной породы поровые каналы расширяются и проницаемость породы возрастает.Hydrogen peroxide, when interacting with clay constituents of the rock, oxidizes them and partially transforms them into forms that are less capable of adhesion processes, as a result of which particles of clay minerals exfoliate and pass into the solution in the form of a finely dispersed suspension. In this form, clay components of the rock can be removed from the formation into the well and then removed to the surface. With the removal of clay components of the rock, the pore channels expand and the permeability of the rock increases.
Известен способ восстановления обводненной скважины, включающий разглинизацию призабойной зоны заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений (Патент РФ №2162146, Е21В 43/27, Е21В 43/22, опубл. 20.01.2001).There is a method of restoring a waterlogged well, including wedging out the bottomhole zone of clayed low-permeability low-temperature terrigenous deposits (RF Patent No. 2162146, ЕВВ 43/27, Е21В 43/22, publ. 01.20.2001).
Недостатком этого способа является низкая эффективность восстановления обводненной скважины в условиях АНПД, расположенной вблизи ММП, выражающаяся в слабом выносе продуктов реакции из порового пространства в процессе разглинизации ПЗП, обусловленная недостаточной глубиной проникновения реагентов в пласт и отсутствием полного охвата области воздействия закачиваемыми реагентами, выпадение продуктов реакции в осадок, забивание ими поровых каналов и, как следствие, снижение проницаемости ПЗП.The disadvantage of this method is the low efficiency of the restoration of a watered well in the conditions of oil production, located near the permafrost, expressed in the weak removal of reaction products from the pore space during the wedging of the bottomhole formation zone, due to insufficient penetration of the reagents into the formation and the lack of full coverage of the area affected by the injected reagents, loss of reaction products sediment, their clogging of the pore channels and, as a result, a decrease in the permeability of the bottomhole formation zone.
Известен способ восстановления призабойной скважины, включающий разглинизацию прискважинной зоны заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений (Патент РФ №2302522, Е21В 43/22, Е21В 43/27, С09К 8/72, опубл. 10.07.2007).There is a method of restoring a bottom hole, including loosening the near-wellbore zone of low-permeable low-temperature terrigenous sediment deposits (RF Patent No. 2302522, ЕВВ 43/22, Е21В 43/27, С09К 8/72, publ. 10.07.2007).
Недостатком этого способа является низкая эффективность восстановления обводненной скважины в условиях АНПД, расположенной в заглинизированных низкотемпературных терригенных отложениях ниже ММП, выражающаяся в слабом выносе продуктов реакции из порового пространства в процессе разглинизации ПЗП, обусловленная недостаточной глубиной проникновения реагентов в пласт и отсутствием полного охвата области воздействия закачиваемыми реагентами, кроме этого, предложенный способ имеет сложный состав реагентов, их большое разнообразие, а также большие объемы активных кислотных растворов, что не позволяет извлечь продукты реакции из пласта после их нейтрализации, а также выпадение продуктов реакции в осадок, забивание ими поровых каналов и, как следствие, снижение проницаемости ПЗП. Кроме этого, для газоносных коллекторов с низкими пластовыми давлениями и температурами, особенно расположенных вблизи ММП, описанный способ не применим.The disadvantage of this method is the low efficiency of the restoration of a waterlogged well in the conditions of oil production, located in the sealed low-temperature terrigenous deposits below the permafrost, expressed in the weak removal of the reaction products from the pore space during the wedging of the bottomhole formation zone, due to the insufficient penetration of the reagents into the formation and the lack of full coverage of the injection area reagents, in addition, the proposed method has a complex composition of reagents, their wide variety, and akzhe large amounts of active acidic solutions that do not allow to remove the reaction products from the formation after the neutralization and precipitation of the reaction products in the sludge, clogging of the pore channels and, consequently, reduced permeability PPP. In addition, for gas-bearing reservoirs with low reservoir pressures and temperatures, especially located near the permafrost, the described method is not applicable.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности восстановления обводненной скважины, расположенной в заглинизированных низкотемпературных терригенных отложения вблизи ММП в условиях АНПД.The challenge facing the creation of the invention is to increase the efficiency of the restoration of a waterlogged well located in zalizirovanny low-temperature terrigenous deposits near the permafrost in the conditions of the API.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении обводненной скважины путем ликвидации обводненной части ствола скважины, приобщении верхней части эксплуатационной колонны, расположенной в заглинизированных низкотемпературных терригенных отложениях за счет разрушения заглинизированных частиц горной породы и в увеличении проницаемости ПЗП.The achieved technical result, which is obtained as a result of the invention, consists in restoring a waterlogged well by eliminating the waterlogged part of the wellbore, by attaching the upper part of the production casing located in the blocked low-temperature terrigenous deposits due to the destruction of the blocked rock particles and in increasing the permeability of the bottomhole formation zone.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ восстановления обводненной скважины включает ликвидацию нижней обводнившейся части эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, установку в эксплуатационной колонне ликвидационного цементного моста, перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны в интервале низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных ниже многолетнемерзлых пород, спуск в интервал перфорации колонны насосно-компрессорных труб, последовательное закачивание в призабойную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетона в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем - аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины, продавливание аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода в заглинизированные низкопроницаемые низкотемпературные терригенные отложения газовым конденсатом с кратковременной технологической выстойкой на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы, но не более чем на 0,5-1,0 часа, удаление и вынос из скважины на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми составляющими горной породы, освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота, отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенных насосно-компрессорных труб.The task and technical result are achieved by the fact that the method of restoring a waterlogged well involves liquidating the lower waterlogged part of the production string by extracting the lift string from the well, installing a liquidation cement bridge in the production string, perforating the upper waterless part of the production string in the range of low-permeable low-temperature terrigenous deposits located below permafrost, descent into the interval of perforation of the pump-compressor string weed pipes, sequential injection into the bottom zone of low-temperature low-permeability seal off acetone clastic deposition in a volume of 1-2 m 3 per 1 m thickness of the perforated, then - Aerated-dispersed aqueous solution is not more than 10-15% by weight of a low concentration of hydrogen peroxide in the
Способ реализуется в газовой скважине (фиг. 1), вскрывшей продуктивный газоносный горизонт, состоящий из нижней части 1, сложенной высокопроницаемыми отложениями, и верхней части 2, сложенной из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, разделенных глинистой перемычкой 3 и прилегающих к (ММП) 4. В процессе эксплуатации нижняя часть 1 продуктивного газоносного горизонта обводнилась и стала непригодна к дальнейшей эксплуатации, так как нижняя проперфорированная часть эксплуатационной колонны 5 и башмак лифтовой колонны 6 перекрыты пластовой водой 7, препятствующей поступлению газа из газоносного горизонта.The method is implemented in a gas well (Fig. 1), which opened a productive gas-bearing horizon, consisting of the
Для восстановления обводнившейся скважины с целью ее дальнейшей эксплуатации проводят работы (фиг. 2) по ликвидации нижней обводнившейся части эксплуатационной колонны 5 путем извлечения из скважины лифтовой колонны (не показано), установке в эксплуатационной колонне 5 выше уровня жидкости, пластовой воды 7, ликвидационного цементного моста 8.To restore the waterlogged well for the purpose of its further operation, work is carried out (Fig. 2) to eliminate the bottom waterlogged part of the
После завершения периода ожидания затвердевания ликвидационного цементного моста 8, его опрессовки и испытания на герметичность осуществляют перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны 5 с образованием перфорационных отверстий 9 в интервале верхней части 2 продуктивного газоносного горизонта, сложенного из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений (фиг. 3). В дальнейшем в интервал перфорации 9 спускают колонну насосно-компрессорных труб 10.After the waiting period for the hardening of the
Последовательно закачивают (фиг. 4) через спущенную колонну насосно-компрессорных труб 10 в прискважинную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетон 11 в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины для снижения межфазового натяжения скважинной жидкости, освобождения значительной части «связанной» воды, находящейся в мелких порах верхней части 2 продуктивного газоносного горизонта, сложенного из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, а также для осушения прискважинной зоны, затем через эту же колонну насосно-компрессорных труб 10 с помощью установки нагнетания газа (УНГ) или бустерной установки (не показано) закачивают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода 12 малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины.Sequentially pumped (Fig. 4) through a lowered string of
Продавливают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в верхнюю часть 2 продуктивного газоносного горизонта, сложенного из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, посредством газового конденсата 13 с кратковременной технологической выстойкой в течение не более 0,5-1,0 часа на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы.The aerated-dispersed aqueous solution of hydrogen peroxide is pressed into the
После чего (фиг. 5) осуществляют удаление и вынос на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата 13, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода 12 и ацетона 11 из скважины с отслоенными глинистыми составляющими горной породы из верхней части 2 продуктивного газоносного горизонта, сложенного из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений.Then (Fig. 5), the mixture consisting of
В заключение проводят освоение скважины подачей в скважину инертного газа 14, например, азота, отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб 10.In conclusion, the development of the well is carried out by supplying
Поверхностно-активное вещество (ПАВ), используемое при создании аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода, покрывает глинистые частицы, тем самым противодействует их слипанию и облегчает их вынос в скважину при дренировании и удалении из скважины при ее освоении. Оптимально для этой цели подходит ионогенное ПАВ, например, диссольван или ОП-10.A surfactant used to create an aerated-dispersed aqueous solution of hydrogen peroxide covers clay particles, thereby counteracting their adhesion and facilitating their removal into the well during drainage and removal from the well during its development. Optimally suitable for this purpose is an ionic surfactant, for example, dissolvan or OP-10.
Диспергатор, устанавливаемый на входе в скважину, значительно уменьшает величину отдельной частицы ПАВ, облегчая ее проникновение в глубину заглинизированной ПЗП и расширяет область охвата ее реагентами.The dispersant installed at the entrance to the well significantly reduces the size of an individual surfactant particle, facilitating its penetration into the depth of the clayed bottomhole zone and expands its coverage with reagents.
Перекись водорода при взаимодействии с глинистыми составляющими горной породы окисляет их и переводит частично в формы, которые обладают меньшей способностью к адгезионным процессам, в результате частицы глинистых минералов отслаиваются и переходят в раствор в виде мелкодисперсной суспензии. В таком виде глинистые составляющие можно извлечь из пласта в скважину и далее удалить на поверхность. При удалении глинистых составляющих поровые каналы расширяются и проницаемость породы возрастает.Hydrogen peroxide, when interacting with clay constituents of the rock, oxidizes them and partially transforms them into forms that are less capable of adhesion processes; as a result, particles of clay minerals exfoliate and pass into the solution in the form of a finely dispersed suspension. In this form, clay components can be removed from the formation into the well and then removed to the surface. With the removal of clay components, the pore channels expand and the permeability of the rock increases.
Аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода позволяет доставлять малые объемы реагента в удаленную часть продуктивного пласта, повышает подвижность реагента в поровом пространстве породы и сокращает продолжительность освоения скважины.An aerated-dispersed aqueous solution of hydrogen peroxide allows you to deliver small amounts of reagent to a remote part of the reservoir, increases the mobility of the reagent in the pore space of the rock and reduces the duration of well development.
Примеры реализации заявляемого способа.Examples of the implementation of the proposed method.
Пример 1.Example 1
В обводненной газовой скважине с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм, нижняя часть которой обводнена пластовой водой, а верхняя часть расположена в низкопроницаемом низкотемпературном терригенном коллекторе первоначально ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, устанавливают в эксплуатационной колонне ликвидационный цементный мост, а затем вскрывают верхнюю часть ствола перфорацией. В перфорационную часть эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб.In a watered gas well with a production casing with a diameter of 219 mm, the lower part of which is watered with formation water, and the upper part is located in a low permeable low-temperature terrigenous reservoir, the lower watered part of the production casing is initially liquidated by removing the lift casing from the well, and a liquidation cement bridge is installed in the production casing, and then open the upper part of the barrel by perforation. A tubing string is lowered into the perforation part of the production string.
Во вскрываемый пласт толщиной 20 м с температурой 10°С и пластовым давлением 2 МПа, расположенный ниже ММП на 100 м3, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают ацетон в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 10 мас.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 часа. Отработанную смесь, состоящую из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность. Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.Into an opened reservoir with a thickness of 20 m with a temperature of 10 ° C and a reservoir pressure of 2 MPa, located below the permafrost per 100 m 3 , acetone is initially pumped through a tubing string with a diameter of 73 mm in a volume of 1 m 3 per 1 m of perforated thickness, then aerated-dispersed water a solution of hydrogen peroxide in a volume of 2 m 3 per 1 m of perforated thickness of a concentration of 10 wt.%, push it into the bottomhole zone by means of gas condensate with a short technological dwell of not more than 0.5-1.0 hours. The spent mixture, consisting of gas condensate, an aerated-dispersed aqueous solution of hydrogen peroxide and acetone with exfoliated clay particles, is removed from the BCP and brought out of the well to the surface. The well is developed using inert gas - nitrogen and put into operation.
Пример 2.Example 2
В обводненной газовой скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, нижняя часть которой обводнена пластовой водой, а верхняя часть расположена в низкопроницаемом низкотемпературном терригенном коллекторе первоначально ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, устанавливают в эксплуатационной колонне ликвидационный цементный мост, а затем вскрывают верхнюю часть ствола перфорацией. В перфорационную часть эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб.In a watered gas well with a production casing with a diameter of 168 mm, the lower part of which is watered with formation water, and the upper part is located in a low-permeable low-temperature terrigenous reservoir, the lower watered part of the production casing is initially liquidated by removing the lift casing from the well, and a liquidation cement bridge is installed in the production casing, and then open the upper part of the barrel by perforation. A tubing string is lowered into the perforation part of the production string.
Во вскрываемый пласт толщиной 10 м с температурой 12°С и пластовым давлением 4 МПа, расположенную ниже ММП на 200 м, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают ацетон в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 12 мас.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 часа. Отработанную смесь, состоящую из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона, с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность.Into an opened reservoir with a thickness of 10 m with a temperature of 12 ° C and a reservoir pressure of 4 MPa, located 200 m below the permafrost, through the tubing string with a diameter of 73 mm, acetone is initially pumped in a volume of 1 m 3 per 1 m of perforated thickness, then an aerated-dispersed aqueous solution hydrogen peroxide in a volume of 2 m 3 per 1 m of perforated concentration thickness of 12 wt.%, push it into the bottomhole zone by means of gas condensate with a short-term technological retention of not more than 0.5-1.0 hours. The spent mixture, consisting of gas condensate, an aerated-dispersed aqueous solution of hydrogen peroxide and acetone, with exfoliated clay particles is removed from the BCP and brought out of the well to the surface.
Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.The well is developed using inert gas - nitrogen and put into operation.
Пример 3.Example 3
В обводненной газовой скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, нижняя часть которой обводнена пластовой водой, а верхняя часть расположена в низкопроницаемом низкотемпературном терригенном коллекторе первоначально ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, устанавливают в эксплуатационной колонне ликвидационный цементный мост, а затем вскрывают верхнюю часть ствола перфорацией. В перфорационную часть эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб.In a water-cut gas well with a production casing with a diameter of 146 mm, the lower part of which is flooded with formation water, and the upper part is located in a low-permeable low-temperature terrigenous reservoir, the lower water-cut part of the production casing is initially liquidated by removing the lift casing from the well, and a liquidation cement bridge is installed in the production casing, and then open the upper part of the barrel by perforation. A tubing string is lowered into the perforation part of the production string.
Во вскрываемый пласт толщиной 5 м с температурой 15°С и пластовым давлением 6 МПа, расположенную ниже ММП на 300 м, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают ацетон в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 15 мас.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 часа. Отработанную смесь, состоящую из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность. Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.Into an opening reservoir with a thickness of 5 m with a temperature of 15 ° C and a reservoir pressure of 6 MPa located 300 m below the permafrost, acetone is initially pumped through a tubing string with a diameter of 73 mm in a volume of 1 m 3 per 1 m of perforated thickness, then an aerated-dispersed aqueous solution hydrogen peroxide in a volume of 2 m 3 per 1 m of perforated concentration thickness of 15 wt.%, push it into the bottomhole zone by gas condensate with a short technological dwell of not more than 0.5-1.0 hours. The spent mixture, consisting of gas condensate, an aerated-dispersed aqueous solution of hydrogen peroxide and acetone with exfoliated clay particles, is removed from the BCP and brought out of the well to the surface. The well is developed using inert gas - nitrogen and put into operation.
Преимуществом способа по сравнению с аналогичными способами восстановления обводненной скважины, расположенной в заглинизированном низкотемпературном низкопроницаемом терригенном коллекторе, является комплексность всех проводимых на скважине технологических приемов и операций, в нем используется специальная подборка химических реагентов несложного состава и операционных закачек в определенной последовательности, которая позволяет проводить работы по разглинизации более эффективно и с меньшими финансовыми и временными затратами. Рост эффективности происходит за счет предварительного удаления из ПЗП воды осушкой ацетоном, после чего обработанная зона способна в лучшей степени реагировать с последующими закачиваемыми реагентами.The advantage of the method in comparison with similar methods of restoring a waterlogged well located in a sealed low-temperature low-permeability terrigenous reservoir is the complexity of all the techniques and operations carried out at the well, it uses a special selection of chemical reagents of simple composition and operational downloads in a certain sequence, which allows you to work for loosening more efficiently and with less financial and time costs mi The increase in efficiency occurs due to preliminary removal of water from the PZP by drying with acetone, after which the treated zone is able to better react with the subsequent injected reagents.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014123255/03A RU2558837C1 (en) | 2014-06-06 | 2014-06-06 | Method of water-producing well recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014123255/03A RU2558837C1 (en) | 2014-06-06 | 2014-06-06 | Method of water-producing well recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2558837C1 true RU2558837C1 (en) | 2015-08-10 |
Family
ID=53796073
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014123255/03A RU2558837C1 (en) | 2014-06-06 | 2014-06-06 | Method of water-producing well recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2558837C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110513045A (en) * | 2019-09-12 | 2019-11-29 | 长江水利委员会长江科学院 | A Novel Composite Sand Control Drainage and Decompression Well Squeeze Soil Hole Forming Device and Method |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4548252A (en) * | 1984-04-04 | 1985-10-22 | Mobil Oil Corporation | Controlled pulse fracturing |
| RU1233555C (en) * | 1984-06-22 | 1994-05-30 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ПермНИПИнефть" | Method of processing face zone of seam |
| RU2165014C1 (en) * | 1999-09-01 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of treating clay-containing oil formation reservoirs |
| UA14752U (en) * | 2005-12-27 | 2006-05-15 | Nat Univ Food Technologies | A vacuum-apparatus for the crystallization of solutions |
| RU2302522C1 (en) * | 2005-12-09 | 2007-07-10 | Михаил Андреевич Токарев | Method for mudded reservoir treatment |
| RU2359113C1 (en) * | 2007-11-23 | 2009-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of layer bottomhole |
| RU2008105282A (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-10 | Виктор Николаевич Гусаков (RU) | METHOD FOR TREATING WELL-BOTTOM ZONES |
| RU2462586C2 (en) * | 2010-11-26 | 2012-09-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method of synergetic reactant-impulse-wave treatment of bottom-hole formation zone and plant for its implementation |
-
2014
- 2014-06-06 RU RU2014123255/03A patent/RU2558837C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4548252A (en) * | 1984-04-04 | 1985-10-22 | Mobil Oil Corporation | Controlled pulse fracturing |
| RU1233555C (en) * | 1984-06-22 | 1994-05-30 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ПермНИПИнефть" | Method of processing face zone of seam |
| RU2165014C1 (en) * | 1999-09-01 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of treating clay-containing oil formation reservoirs |
| RU2302522C1 (en) * | 2005-12-09 | 2007-07-10 | Михаил Андреевич Токарев | Method for mudded reservoir treatment |
| UA14752U (en) * | 2005-12-27 | 2006-05-15 | Nat Univ Food Technologies | A vacuum-apparatus for the crystallization of solutions |
| RU2359113C1 (en) * | 2007-11-23 | 2009-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of layer bottomhole |
| RU2008105282A (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-10 | Виктор Николаевич Гусаков (RU) | METHOD FOR TREATING WELL-BOTTOM ZONES |
| RU2462586C2 (en) * | 2010-11-26 | 2012-09-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method of synergetic reactant-impulse-wave treatment of bottom-hole formation zone and plant for its implementation |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110513045A (en) * | 2019-09-12 | 2019-11-29 | 长江水利委员会长江科学院 | A Novel Composite Sand Control Drainage and Decompression Well Squeeze Soil Hole Forming Device and Method |
| CN110513045B (en) * | 2019-09-12 | 2024-06-11 | 长江水利委员会长江科学院 | Novel composite sand control drainage relief well soil compaction pore-forming device and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
| US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| US10717922B2 (en) | Composition and method for stimulation of oil production in sandstone formations | |
| UA125132C2 (en) | Borehole methods using acid compositions comprising corrosion inhibitors | |
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2558837C1 (en) | Method of water-producing well recovery | |
| RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
| US10941638B2 (en) | Treatment isolation in restimulations with inner wellbore casing | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
| RU2555173C1 (en) | Method of filter cake removal of bottom hole area of low-permeable low-temperature terrigenous reservoir | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2373388C2 (en) | Method for insulation of bottom water influx in gas wells | |
| RU2726089C1 (en) | Method of processing gas wells of underground gas storages | |
| RU2601960C1 (en) | Well bottomhole zone treatment method | |
| RU2713026C1 (en) | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit | |
| RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
| RU2750004C1 (en) | Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180716 |