RU2558831C1 - Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells - Google Patents
Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2558831C1 RU2558831C1 RU2014120882/03A RU2014120882A RU2558831C1 RU 2558831 C1 RU2558831 C1 RU 2558831C1 RU 2014120882/03 A RU2014120882/03 A RU 2014120882/03A RU 2014120882 A RU2014120882 A RU 2014120882A RU 2558831 C1 RU2558831 C1 RU 2558831C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- polar organic
- organic solvent
- solution
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, может быть использовано для снижения выноса песка в скважину из призабойной зоны пласта.The invention relates to the field of oil and gas production, can be used to reduce the removal of sand into the well from the bottomhole formation zone.
Вынос песка в скважину приводит к снижению текущего дебита продукции и является причиной преждевременного выхода из строя подземного оборудования и необходимости проведения дополнительных ремонтных работ на скважине. Для борьбы с этим негативным явлением разработаны методы, замедляющие этот процесс.The removal of sand into the well leads to a decrease in the current production rate and is the reason for premature failure of underground equipment and the need for additional repair work at the well. To combat this negative phenomenon, methods have been developed that slow down this process.
Известны методы, приводящие к снижению выноса песка в скважину.Known methods leading to a decrease in the removal of sand into the well.
По способу [1] создают противопесочный фильтр путем закачки полимерного состава и 10-15%-ного водного раствора химических реагентов, причем полимерный состав готовят путем смешения карбамидоформальдегидной смолы с ацетонформальдегидной смолой, алюминиевой пудрой и соляной кислотой с последующей выдержкой для отверждения этого состава. Недостатком известного способа является сложность состава и использование соляной кислоты.According to the method [1], an anti-sand filter is created by injecting the polymer composition and a 10-15% aqueous solution of chemical reagents, the polymer composition being prepared by mixing a urea-formaldehyde resin with acetone formaldehyde resin, aluminum powder and hydrochloric acid, followed by exposure to cure this composition. The disadvantage of this method is the complexity of the composition and use of hydrochloric acid.
По способу [2] применяют состав для обработки призабойной зоны пласта, который содержит: 57-75 об. % кубовых остатков ректификации фурфурилового спирта, 8-19 об. % концентрированной технической соляной кислоты, 2-4 об. % водного раствора аммиака 25%-ной концентрации, 2-4 об. % ацетона и 10-18 об. % воды. Недостаток способа - работа с концентрированными кислотами.According to the method [2], a composition is used to treat the bottomhole formation zone, which contains: 57-75 vol. % bottoms of distillation of furfuryl alcohol, 8-19 vol. % concentrated technical hydrochloric acid, 2-4 vol. % aqueous solution of ammonia 25% concentration, 2-4 vol. % acetone and 10-18 vol. % water. The disadvantage of this method is the work with concentrated acids.
По способу [3] предварительно осуществляют прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже +30°C и закачивают оторочку безводной нефти. Недостаток способа - необходимость нагрева пласта.According to the method [3], the bottom-hole zone of the well is preheated to a temperature not lower than + 30 ° C and the rim of anhydrous oil is pumped. The disadvantage of this method is the need for heating the formation.
По способу [4] снижение пескопроявлений в нефтяных скважинах достигается закачкой в скважину раствора уретанового предполимера и газообразного агента и при давлении, превышающем пластовое в 1,1-1,9 раза. Недостаток способа - неоднородность закрепления песка.According to the method [4], the reduction of sand occurrences in oil wells is achieved by pumping a solution of a urethane prepolymer and a gaseous agent into the well and at a pressure 1.1-1.9 times higher than the reservoir pressure. The disadvantage of this method is the heterogeneity of the fixing of sand.
По способу [5] снижение пескопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением включает закачку в пласт через добывающую скважину раствора уретанового предполимера в ацетонсодержащем растворителе с продавкой раствора в пласт при содержании последнего до 50% от массы смеси, раствор используют 5-30%-ный, продавку осуществляют закачкой газа, содержащего пары воды. Недостаток способа - он применим только к скважинам с аномально низким пластовым давлением.According to the method [5], the reduction of sand occurrences in gas wells with an abnormally low formation pressure involves injecting a solution of a urethane prepolymer in an acetone-containing solvent into the formation through the borehole, selling the solution into the formation with the latter containing up to 50% by weight of the mixture, the solution is used 5-30% - ny, squeezing is carried out by pumping gas containing water vapor. The disadvantage of this method is that it is applicable only to wells with abnormally low reservoir pressure.
Известен способ обработки призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины, включающий закачку в скважину уретанового предполимера, в котором предварительно в скважину закачивают изопропиловый спирт, а после закачки уретанового предполимера закачивают девонскую нефть и воду [6]. Недостатком этого способа является необходимость работы с высоковязким уретановым предполимером, что не позволяет использовать для его закачки в скважину стандартное насосное оборудование. Кроме того, имеется высокий риск закупорки зоны перфорации скважины и зоны между нижними перфорационными отверстиями и забоем скважины.There is a method of treating the bottom-hole zone and preventing sand from the well, including the injection of a urethane prepolymer into the well, in which isopropyl alcohol is preliminarily injected into the well, and after the injection of the urethane prepolymer Devonian oil and water are pumped [6]. The disadvantage of this method is the need to work with a high viscosity urethane prepolymer, which does not allow the use of standard pumping equipment for pumping it into the well. In addition, there is a high risk of clogging of the perforation zone of the well and the area between the lower perforations and the bottom of the well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ повышения добычи углеводородов путем борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах, описанный в [7]. По этому способу в скважину закачиваются разбавленные растворы уретанового предполимера с концентрацией 5-15% маc. в низшем кетоне, например ацетоне, с последующей закачкой воды в скважину.The closest in technical essence and the achieved effect is a method of increasing hydrocarbon production by controlling sand occurrences in oil and gas wells, described in [7]. According to this method, diluted solutions of urethane prepolymer with a concentration of 5-15% by weight are pumped into the well. in lower ketone, such as acetone, followed by injection of water into the well.
Недостатком метода является неравномерность крепления призабойной зоны скважины.The disadvantage of this method is the uneven attachment of the bottomhole zone of the well.
Целью изобретения является повышение равномерности крепления призабойной зоны скважины с сохранением ее фильтрационных свойств.The aim of the invention is to increase the uniformity of fastening of the bottomhole zone of the well while maintaining its filtration properties.
Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и водосодержащей жидкости, предварительно готовят две жидкие системы, где первая жидкая система - раствор уретанового предполимера в полярном органическом растворителе с концентрацией 10-20 мас. % и вторая жидкая система - раствор воды в полярном органическом растворителе или эмульсия воды в неполярном органическом растворителе с концентрацией 2-20 мас. %, которые закачивают последовательно или смешивая непосредственно перед закачкой или при закачке в скважину при соотношении объема первой из указанных систем к объему второй в интервале 10:1-1:1, затем продавливают в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации, выдерживают в статических условиях в течение не менее 6 часов до образования геля, после чего осуществляют замещение жидкости в скважине водой и выдерживают гель в призабойной зоне в контакте с водой в течение не менее 24 часов при давлении не выше пластового. Причем затем дополнительно осуществляют замещение воды инертным газом и выдерживают скважину, заполненную газом, в течение не менее 24 часов при давлении не ниже пластового.This goal is achieved in that in a method of increasing hydrocarbon production by limiting sand removal in oil and gas wells, including pumping a solution of a urethane prepolymer in a polar organic solvent and a water-containing liquid into a well, two liquid systems are preliminarily prepared, where the first liquid system is a urethane prepolymer solution in a polar organic solvent with a concentration of 10-20 wt. % and the second liquid system - a solution of water in a polar organic solvent or an emulsion of water in a non-polar organic solvent with a concentration of 2-20 wt. %, which are injected sequentially or mixing immediately before injection or when injected into the well with a ratio of the volume of the first of these systems to the volume of the second in the range of 10: 1-1: 1, then they are pressed into the reservoir with a rim of a non-polar organic solvent or an emulsion of water in a non-polar organic solvent to the perforation zone, they are kept in static conditions for at least 6 hours until the gel is formed, after which the fluid is replaced in the well with water and the gel is kept in the bottomhole zone in contact with ode for at least 24 hours at a pressure not higher reservoir. And then they additionally carry out the replacement of water with an inert gas and maintain the well filled with gas for at least 24 hours at a pressure not lower than the reservoir.
Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.The technical result is an increase in the overhaul run of a well and an increase in hydrocarbon production.
Сущность изобретения состоит в том, что в способе повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и его отверждение водой с закреплением песка в призабойной зоне пласта происходит два этапа. На первом этапе в поровом пространстве синтезируется полиуретановый гель, который образуется при взаимодействии 10-20%-ного раствора предполимера в полярном органическом растворителе, например ацетоне с водосодержащей жидкостью. Водосодержащая жидкость может быть раствором воды в полярном органическом растворителе, например ацетоне, и может быть эмульсией воды в нефти или другом неполярном органическом растворителе, например нефрасе. Вода является в этой жидкости реагентом, который инициирует образование геля. Количество воды в жидкости ограничено интервалом 2-20%, в котором скорость образования геля позволяет произвести закачку реагентов в пласт. При концентрации воды свыше 20% высока вероятность реакции уретанового предполимера с водой непосредственно в скважине, что приведет к потере реагентов. Смешение раствора предполимера и водосодержащей жидкости может быть произведено непосредственно перед закачкой на устье скважины, при закачке или в пласте при последовательной закачке этих жидкостей. Соотношение объемов раствора уретанового предполимера и водосодержащей жидкости должно находиться в интервале 10:1-1:1, что обеспечивает однородность структуры образующегося геля, затем продавливают растворы в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации. Указанная оторочка защищает введенные в пласт реагенты от преждевременного контакта с водой до формирования геля. После образования геля производят вытеснение полиуретана из геля водой. Полиуретан нерастворим в воде, но набухает в полярном растворителе - ацетоне, этилацетате, диметилсульфоксиде - ДМСО, диметилформамиде - ДМФА и т.п. Вода полностью совместима с полярными растворителями, поэтому при контакте полиуретанового геля в этих растворителях с водой происходит выделение полимера из геля с образованием полимерного каркаса, закрепляющего песок призабойной зоны. В связи с тем, что концентрация полимера в геле ограничена величиной 20%, а с учетом разбавления водосодержащей жидкостью она становится еще меньше, поровое пространство закрепленной породы на 80% и более оказывается заполненным жидкостью, что приводит к сохранению фильтрационных свойств закрепленной породы и способствует повышению дебита добывающей скважины по углеводородам, как по нефти, так и по газу.The essence of the invention lies in the fact that in a method of increasing hydrocarbon production by limiting sand removal in oil and gas wells, which involves injecting a solution of a urethane prepolymer in a polar organic solvent into the well and curing it with water with fixing sand in the bottomhole formation zone, two stages are performed. At the first stage, a polyurethane gel is synthesized in the pore space, which is formed by the interaction of a 10-20% solution of prepolymer in a polar organic solvent, for example acetone, with an aqueous liquid. The aqueous liquid may be a solution of water in a polar organic solvent, such as acetone, and may be an emulsion of water in oil or another non-polar organic solvent, such as nephras. Water is a reagent in this liquid that initiates gel formation. The amount of water in the fluid is limited to a range of 2-20%, in which the rate of gel formation allows the injection of reagents into the formation. At a water concentration of more than 20%, the probability of a urethane prepolymer reaction with water directly in the well is high, which will lead to a loss of reagents. A mixture of prepolymer solution and water-containing fluid can be produced immediately before injection at the wellhead, during injection or in the formation during sequential injection of these fluids. The ratio of the volumes of the urethane prepolymer solution and the aqueous liquid should be in the range of 10: 1-1: 1, which ensures the uniformity of the structure of the gel formed, then the solutions are forced into the formation by a rim of a non-polar organic solvent or an emulsion of water in a non-polar organic solvent to the perforation zone. This rim protects the reagents introduced into the formation from premature contact with water until gel formation. After gel formation, polyurethane is displaced from the gel by water. Polyurethane is insoluble in water, but swells in a polar solvent - acetone, ethyl acetate, dimethyl sulfoxide - DMSO, dimethylformamide - DMF, etc. Water is fully compatible with polar solvents, therefore, when the polyurethane gel in these solvents comes into contact with water, polymer is released from the gel with the formation of a polymer skeleton, which fixes the sand of the bottomhole zone. Due to the fact that the polymer concentration in the gel is limited to 20%, and taking into account dilution with an aqueous liquid, it becomes even smaller, the pore space of the fixed rock is 80% or more filled with liquid, which preserves the filtration properties of the fixed rock and helps to increase production well flow rates for hydrocarbons, both for oil and gas.
Кроме закрепления песка в призабойной зоне полезным эффектом является сокращение периода освоения скважины после проведения ремонтных работ. Этому способствует также, если после закрепления породы жидкость из скважины удаляется продувкой ее инертным газом, например, азотом. При этом также удаляется избыток растворителей, которые связываются при выпадении полимера из гелевой фазы, и увеличивается проницаемость и прочность скрепленной породы.In addition to fixing sand in the bottom-hole zone, a useful effect is a reduction in the period of well development after repair work. This is also facilitated if, after the rock is fixed, the liquid from the well is removed by purging it with an inert gas, for example, nitrogen. This also removes excess solvents that bind when the polymer precipitates from the gel phase, and increases the permeability and strength of the bonded rock.
Пример 1Example 1
В этом примере продемонстрированы фильтрационные свойства скрепленных образцов. Для этого в трубчатую модель пласта диаметром 30 мм и длиной 600 мм наполовину заполнили несвязанным кварцевым песком проницаемостью 2,5 мкм2. Модель пласта была подсоединена к нагнетательной линии жидкостного насоса через трубчатые коммуникации. Далее были приготовлены две жидкие системы. Жидкая система №1-50 мл 20%-ного раствора уретанового предполимера в ацетоне. Жидкая система №2-50 мл 20%-ного раствора воды в ацетоне (т.е. соотношении объемов 1:1). Далее обе жидкие системы смешивали и вводили смесь в поровый объем модели пласта, продавливая оторочкой нефраса, выдерживали в статических условиях 6 часов и визуально определяли образование геля, и при наличии геля вне порового объема его удаляли. Далее свободный от жидкости объем модели пласта заполняли водой и выдерживали воду и гель в непосредственном контакте в течение 24 часов. По окончании выдержки проводили нагнетание воды в модель пласта насосом при постоянной объемной скорости подачи воды. Одновременно фиксировали величину перепада давления на модели пласта манометром. По результатам измерений скорости подачи воды и перепада давления на модели пласта по уравнению Дарси рассчитывали текущую проницаемость скрепленного песка. По окончании измерения проницаемости производили извлечение скрепленного керна песка из модели пласта при помощи толкателя с гидравлическим приводом. Далее формировали образец для измерения прочностных свойств. Для этого выпиливали фрагмент модели пласта высотой 30 мм. Диаметр образца был равен диаметру стенок модели пласта. Прочность образцов определяли путем определения предельной нагрузки на образец, при которой образец разрушается. Измерение проводили на гидравлическом испытательном стенде с усилием в 1 тонну силы. Результаты измерения проницаемости образцов и их прочностных свойств приведены в таблице 1.This example demonstrates the filtration properties of bonded samples. For this, a tubular model of a formation with a diameter of 30 mm and a length of 600 mm was half filled with unbound quartz sand with a permeability of 2.5 μm 2 . The reservoir model was connected to the discharge line of the fluid pump through tubular communications. Next, two liquid systems were prepared. Liquid system No. 1-50 ml of a 20% solution of urethane prepolymer in acetone. Liquid system No. 2-50 ml of a 20% solution of water in acetone (i.e. a volume ratio of 1: 1). Then, both liquid systems were mixed and the mixture was introduced into the pore volume of the reservoir model, squeezed by a nephras rim, kept under static conditions for 6 hours and the gel formation was visually determined, and if there was a gel outside the pore volume, it was removed. Further, the liquid-free volume of the reservoir model was filled with water and the water and gel were kept in direct contact for 24 hours. At the end of the exposure, water was pumped into the reservoir model by a pump at a constant volumetric flow rate of water. At the same time, the pressure drop was recorded on the reservoir model with a manometer. The current permeability of bonded sand was calculated from the results of measurements of the water supply rate and pressure drop on the reservoir model using the Darcy equation. At the end of the permeability measurement, the bonded sand core was extracted from the reservoir model using a pusher with a hydraulic drive. Next, a sample was formed to measure the strength properties. For this, a fragment of a reservoir model 30 mm high was cut. The diameter of the sample was equal to the diameter of the walls of the reservoir model. The strength of the samples was determined by determining the ultimate load on the sample at which the sample is destroyed. The measurement was carried out on a hydraulic test bench with a force of 1 ton of force. The results of measuring the permeability of the samples and their strength properties are shown in table 1.
Также был исследован способ закрепления песка с использованием различных составов предварительно приготовленных жидкостей. В том числе с использованием в качестве полярного растворителя этилацетата, диметилформамида - ДМФА, диметилсульфоксида - ДМСО.A method for fixing sand using various formulations of pre-prepared fluids was also investigated. Including using ethyl acetate, dimethylformamide - DMF, dimethyl sulfoxide - DMSO as a polar solvent.
Водосодержащая жидкость может быть как раствором, т.е. содержать полярный органический растворитель, например ацетон, так и эмульсией (углеводородной жидкостью), т.е. содержать неполярный органический растворитель, как, например, газовый конденсат, нефрас или нефть. При использовании газового конденсата или другого чисто углеводородного растворителя к нему следует добавить поверхностно-активное вещество в количестве до 2%, например неонол. При использовании нефти можно использовать необезвоженную промысловую нефть с известным содержанием воды.The aqueous liquid may be as a solution, i.e. contain a polar organic solvent, for example acetone, and an emulsion (hydrocarbon liquid), i.e. contain a non-polar organic solvent, such as gas condensate, nephras or oil. When using gas condensate or another purely hydrocarbon solvent, a surfactant in an amount of up to 2%, for example, neonol, should be added to it. When using oil, you can use non-dehydrated field oil with a known water content.
Результаты испытаний по всем опытам приведены в таблице, из которых видно, что в результате применения заявляемого способа происходит закрепление первоначально несвязанного песка до образования материала с прочностью в интервале 1,3-3,5 МПа при сохранении достаточной проницаемости для углеводородов.The test results for all experiments are shown in the table, which shows that as a result of the application of the proposed method, initially unbound sand is fixed until a material with a strength in the range of 1.3-3.5 MPa is formed while maintaining sufficient permeability to hydrocarbons.
Пример 2Example 2
Для испытания способа в промысловых условиях на месторождении, разрабатываемом с применением технологии поддержания пластового давления, подобрана добывающая скважина, на которой периодически проводили ремонтные работы по удалению песка с забоя скважины. Время работы указанной скважины после проведения ремонтных работ не превышало 4 месяцев, после чего требовалось проведение новых ремонтных работ. Средний суточный дебит нефти на скважине с учетом времени ремонта составлял 3,5 тонны в сутки. Для повышения среднего дебита нефти за счет сокращения выноса песка, следствием чего является также увеличение межремонтного периода, был реализован предлагаемый способ.To test the method in field conditions at a field developed using reservoir pressure maintenance technology, a production well was selected where repair work was periodically carried out to remove sand from the bottom of the well. The operating time of the indicated well after the repair work did not exceed 4 months, after which new repair work was required. The average daily oil production rate at the well, taking into account the repair time, was 3.5 tons per day. To increase the average oil production rate by reducing sand removal, which also results in an increase in the overhaul period, the proposed method was implemented.
Работы на добывающей нефтяной скважине по предлагаемому способу провели следующим образом. Освободили скважину от вынесенного ранее в скважину песка. На устье скважины смонтировали технологическое оборудование в составе двух насосных агрегатов ЦА-320, двух технологических емкостей №1 и №2 объемом 6 м3 и емкостей с 10 м3 ацетона. Кроме того, на скважину завезли 400 кг уретановой смолы, 2 м3 нефти для буфера и техническую воду в объеме 2-х объемов скважины. В емкости №1 приготовили 4 м3 15%-ного раствора уретанового предполимера в ацетоне. В емкости №2 приготовили 2 м3 10%-ного раствора воды в ацетоне (т.е. соотношение объемов 2:1). Насосные агрегаты через тройник закачали в скважину жидкости в пропорции 2:1, далее произвели закачку буфера из 10%-ной эмульсии воды в нефти, далее произвели выдержку 24 часа. Далее произвели замещение скважинной жидкости водой и выдержку 24 часа при давлении не выше пластового. Далее освоили скважины в работу. По результатам наблюдения за текущей работой скважины установлено, что скважина стабильно работает в течение 10 месяцев со средним дебитом 5 тонн в сутки, т.е. на 42% выше. Таким образом, подтверждается заявленное повышение дебита добываемой нефти и увеличение межремонтного пробега.Work on a producing oil well by the proposed method was carried out as follows. The well was freed from sand previously brought into the well. Technological equipment was mounted at the wellhead consisting of two pumping units CA-320, two technological tanks No. 1 and No. 2 with a volume of 6 m 3 and tanks with 10 m 3 of acetone. In addition, 400 kg of urethane resin, 2 m 3 of oil for the buffer, and process water in the amount of 2 volumes of the well were delivered to the well. In a container No. 1, 4 m 3 of a 15% solution of urethane prepolymer in acetone was prepared. In a container No. 2, 2 m 3 of a 10% solution of water in acetone was prepared (i.e., a volume ratio of 2: 1). Pumping units through a tee pumped liquid into the well in a ratio of 2: 1, then they pumped a buffer from a 10% emulsion of water in oil, then they held for 24 hours. Then, the well fluid was replaced with water and held for 24 hours at a pressure not higher than the reservoir pressure. Then they mastered the wells to work. According to the results of monitoring the current well operation, it was found that the well has been working stably for 10 months with an average flow rate of 5 tons per day, i.e. 42% higher. Thus, the claimed increase in the oil production rate and the increase in the overhaul mileage are confirmed.
Пример 3Example 3
На добывающей нефтяной скважине в двух отдельных емкостях приготовили 5 м3 10%-ного раствора уретановой смолы в ацетоне и 5 м3 15%-ного раствора воды в ацетоне (т.е. соотношение объемов 1:1). Далее в скважину последовательно закачивают сначала первый раствор, а затем второй раствор. Оба раствора продавливают в скважину нефтью с содержанием воды 4% до зоны перфорации и выдерживают в статических условиях 6 часов. Далее замещают нефть в скважине водой и выдерживают 24 часа. Далее производят замещение скважинной жидкости азотом, выдерживают 24 часа при давлении не ниже пластового, сбрасывают давление азота в скважине, пускают ее в эксплуатацию. По результатам промысловых наблюдений после проведенной обработки скважина стабильно работает в течение более длительного времени, чем до проведения мероприятий, с повышенным на 50% дебитом нефти.A 5 m 3 10% solution of urethane resin in acetone and 5 m 3 15% solution of water in acetone were prepared in a separate oil well in two separate tanks (i.e., a 1: 1 volume ratio). Next, the first solution is first sequentially pumped into the well, and then the second solution. Both solutions are pressed into the well with oil with a water content of 4% to the perforation zone and kept under static conditions for 6 hours. Next, the oil is replaced in the well with water and incubated for 24 hours. Then, the well is replaced with nitrogen, it is held for 24 hours at a pressure not lower than the reservoir pressure, the nitrogen pressure in the well is relieved, and it is put into operation. According to the results of field observations after the treatment, the well has been working steadily for a longer time than before the events, with a 50% increase in oil production.
Пример 4.Example 4
Для испытания способа подобрана добывающая газовая скважина, находящаяся в бездействии по причине образования песчаной пробки. Для ввода скважины в эксплуатацию на скважине были проведены ремонтные работы с использованием предлагаемого способа. С этой целью на скважину завезли технологическое оборудование, включая емкости для двух жидких систем, газового конденсата и воды. В первой емкости приготовили 15%-ный раствор уретанового предполимера в объеме 4 м3, а во второй емкости приготовили 2%-ный раствор воды в ацетоне в объеме 4 м3. Перед проведением работ по закреплению песка удалили песчаную пробку из зоны перфорации. Далее через насосные агрегаты соединили емкости с реагентами через тройник с устьем скважины. Произвели смешение компонентов через тройник при одновременной закачке растворов в скважину. Далее закачали оторочку газового конденсата в скважину до зоны перфорации, произвели выдержку 12 часов. Далее произвели замещение жидкости в скважине водой и выдержали 24 часа. После провели отработку скважины на факел в течение 72 часов и пустили в эксплуатацию. После проведенных работ скважина проработала с рабочими параметрами в течение 10 месяцев и продолжала работать далее. Таким образом, подтверждается заявленное повышение дебита добываемого газа за счет ввода скважины из бездействующего фонда.To test the method, a producing gas well was selected that is inactive due to the formation of a sand plug. To put the well into operation at the well, repair work was carried out using the proposed method. For this purpose, technological equipment was delivered to the well, including tanks for two liquid systems, gas condensate and water. A 15% solution of urethane prepolymer in a volume of 4 m 3 was prepared in the first container, and a 2% solution of water in acetone in a volume of 4 m 3 was prepared in the second container. Prior to sand fixing, the sand cork was removed from the perforation zone. Then, through the pumping units, tanks with reagents were connected through a tee to the wellhead. The components were mixed through a tee while injecting the solutions into the well. Then, a rim of gas condensate was pumped into the well to the perforation zone, and exposure was carried out for 12 hours. Then, fluid was replaced in the well with water and held for 24 hours. After that, they conducted a well test on the torch for 72 hours and put into operation. After the work, the well worked with operating parameters for 10 months and continued to work further. Thus, the claimed increase in the production rate of produced gas due to the commissioning of a well from an inactive fund is confirmed.
Источники информацииInformation sources
1. RU 2387806. 03.04.20091. RU 2387806. 04/03/2009
2. RU 2138616, 11.11.19972. RU 2138616, 11.11.1997
3. RU 2164589, 21.02.20003. RU 2164589, 02.21.2000
4. RU 2406818, 03.06.20094. RU 2406818, 06/03/2009
5. RU 2399751, 03.06.20095. RU 2399751, 06/03/2009
6. RU 2485284, 22.12.20116. RU 2485284, 12/22/2011
7. RU 2285791, 21.11.20057. RU 2285791, 11.21.2005
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120882/03A RU2558831C1 (en) | 2014-05-23 | 2014-05-23 | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120882/03A RU2558831C1 (en) | 2014-05-23 | 2014-05-23 | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2558831C1 true RU2558831C1 (en) | 2015-08-10 |
Family
ID=53796068
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120882/03A RU2558831C1 (en) | 2014-05-23 | 2014-05-23 | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2558831C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696644C1 (en) * | 2018-03-05 | 2019-08-09 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for reduction of sand ingress in gas wells |
| RU2814948C2 (en) * | 2022-08-17 | 2024-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of structural reinforcement of terrigenous reservoir (embodiments) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1527338A (en) * | 1976-05-25 | 1978-10-04 | Bayer Ag | Process for reinforcing and/or stabilising earth formations and a cartridge for use therein |
| RU2138616C1 (en) * | 1997-11-11 | 1999-09-27 | Дочернее открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно- исследовательский проектный институт природных газов" Российского акционерного общества "ГАЗПРОМ" | Compound for consolidation of bottom-hole zone of bed |
| RU2164589C1 (en) * | 2000-02-21 | 2001-03-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells |
| RU2277626C1 (en) * | 2004-12-06 | 2006-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР и K°" | Insulation composition and method of well tubing-casing annulus plugging |
| RU2285791C1 (en) * | 2005-11-21 | 2006-10-20 | Институт проблем нефти и газа РАН | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells |
| RU2387806C1 (en) * | 2009-04-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bottomhole support in sand wells |
| RU2399751C1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-09-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure |
| RU2401858C1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-10-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Composition for insulation of water production in gas and oil wells |
| RU2406818C1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (ООО НТФ "Атомбиотех") | Method of protection against sand phenomena in oil wells |
| RU2432454C2 (en) * | 2006-02-10 | 2011-10-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method of stabilisation of loose beds for prevention of sand carry-over |
| RU2485284C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well |
-
2014
- 2014-05-23 RU RU2014120882/03A patent/RU2558831C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1527338A (en) * | 1976-05-25 | 1978-10-04 | Bayer Ag | Process for reinforcing and/or stabilising earth formations and a cartridge for use therein |
| RU2138616C1 (en) * | 1997-11-11 | 1999-09-27 | Дочернее открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно- исследовательский проектный институт природных газов" Российского акционерного общества "ГАЗПРОМ" | Compound for consolidation of bottom-hole zone of bed |
| RU2164589C1 (en) * | 2000-02-21 | 2001-03-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells |
| RU2277626C1 (en) * | 2004-12-06 | 2006-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР и K°" | Insulation composition and method of well tubing-casing annulus plugging |
| RU2285791C1 (en) * | 2005-11-21 | 2006-10-20 | Институт проблем нефти и газа РАН | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells |
| RU2432454C2 (en) * | 2006-02-10 | 2011-10-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method of stabilisation of loose beds for prevention of sand carry-over |
| RU2387806C1 (en) * | 2009-04-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bottomhole support in sand wells |
| RU2399751C1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-09-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure |
| RU2401858C1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-10-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Composition for insulation of water production in gas and oil wells |
| RU2406818C1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (ООО НТФ "Атомбиотех") | Method of protection against sand phenomena in oil wells |
| RU2485284C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696644C1 (en) * | 2018-03-05 | 2019-08-09 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for reduction of sand ingress in gas wells |
| RU2814948C2 (en) * | 2022-08-17 | 2024-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of structural reinforcement of terrigenous reservoir (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453695C1 (en) | Productive formation hydraulic fracturing method | |
| RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| CN101787864B (en) | Method for plugging water from oil reservoir fractured water logging oil well developed by injecting water into low-permeable reservoir stratum | |
| US10717924B2 (en) | Supercritical carbon dioxide emulsified acid | |
| US3967681A (en) | Repair of cement sheath around well casing | |
| CN102926701B (en) | A kind of mixed matching water-plugging technology method continuously | |
| CN108612507A (en) | A method of carrying out temporarily stifled turnaround fracture using shear thickening liquid | |
| RU2558831C1 (en) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells | |
| RU2583803C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| WO2019245410A1 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation | |
| US2348484A (en) | Method of sealing off porous formations | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
| US2859821A (en) | Method of increasing permeability of subterranean formations by hydraulic fracturing | |
| CN102604619B (en) | Protective agent for chlorite membrane on oil reservoir pore surface | |
| US20180106139A1 (en) | Method for hydraulic fracturing of a hydrocarbon formation | |
| RU2386013C1 (en) | Method of cementation top stage of casing pipe in well | |
| CN114215498B (en) | Injection liquid and method for injecting calcium oxide powder into stratum by using injection liquid system | |
| US11959019B2 (en) | Anhydrous ammonia stimulation process | |
| RU2114985C1 (en) | Method for killing of producing well | |
| RU2563901C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2387803C1 (en) | Method of bottomhole support in wells | |
| RU2399751C1 (en) | Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure | |
| RU2769942C1 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productivity of the gas well formation | |
| RU2352604C2 (en) | Composition for increased oil withdrawal from formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190524 |