SU1461868A1 - Method of securing hole-bottom area of formation - Google Patents
Method of securing hole-bottom area of formation Download PDFInfo
- Publication number
- SU1461868A1 SU1461868A1 SU864190174A SU4190174A SU1461868A1 SU 1461868 A1 SU1461868 A1 SU 1461868A1 SU 864190174 A SU864190174 A SU 864190174A SU 4190174 A SU4190174 A SU 4190174A SU 1461868 A1 SU1461868 A1 SU 1461868A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- filter
- acid
- tps
- heat
- zone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей пром-сти. Цель - повышение прочности искусственного полимерного фильтра . Последний создают путем закачки полимерного состава в призабойную зону. После отверждени состава его обрабатывают теп- логенерирующим пенообразующим составом в кол-ве, обеспечивающем 30-100% объема порового фильтра. Состав содержит следующие компоненты при их соотношении, мас.%; хлористый аммоний 23-25; нитрит натри 20-30; кислота 0,05-2,0; сульфонол 0,2- 1,0; вода - остальное. После истечени времени реагировани состава скважину промывают дл выноса из фильтровой зоны закупоривающих поровое пространство частиц. 1 з.п.ф-лы, 1 табл. ср (/)The invention relates to the oil and gas industry. The goal is to increase the strength of the artificial polymer filter. The latter is created by pumping the polymer composition into the bottomhole zone. After curing, the composition is treated with a heat-generating foaming composition in a quantity that provides 30-100% of the volume of the pore filter. The composition contains the following components in their ratio, wt.%; ammonium chloride 23-25; sodium nitrite 20-30; acid 0.05-2.0; sulfonic acid 0.2-1.0; water - the rest. After the reaction time has elapsed, the well is washed to remove particles that plug the pore space from the filter zone. 1 hp ff, 1 tab. wed (/)
Description
1one
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано дл креплени призабойной зоны пескопро вл ющих скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to fasten the bottomhole zone of sand producing wells.
Целью изобретени вл етс повышение прочности искусственного полимерного фильтра .The aim of the invention is to increase the strength of the artificial polymer filter.
В результате обработки искусственного полимерного фильтра теплогенерирующим пенообразующим составом (ТПС) происходит химическа экзотермическа реакци азотистокислого натри с хлористым аммонием в присутствии кислотного катализатора , обеспечивающа повышение температуры призабойной зоны пласта с 20 до 150°С. В услови х повышенной температуры в массе полимерного крепител {мочевинофор- мальдегидного, алкилрезорцинового, эпоксидного и др.) протекают процессы более глубокой поликонденсации, возникают дополнительные химические св зи и прочность полимерного искусственного фильтра увеличиваетс .As a result of processing the artificial polymer filter with a heat-generating foaming composition (TPS), a chemical exothermic reaction of sodium nitrite with ammonium chloride in the presence of an acid catalyst occurs, providing an increase in the bottom-hole formation zone temperature from 20 to 150 ° C. Under conditions of elevated temperature in the mass of the polymeric krepitel {urea-formaldehyde, alkylresorcinol, epoxy, etc.), deeper polycondensation processes take place, additional chemical bonds arise and the strength of the polymeric artificial filter increases.
Кроме того, при обработке искусственного полимерного фильтра ТПС частицы глины и другие кольматирующие примеси обволакиваютс пузырьками пены. В процессе осуществлени обратной промывки скважины кольматирующие частицы удал ютс из фильтра, увеличива его проницаемость.In addition, when processing the TPS artificial polymer filter, particles of clay and other clogging impurities are enveloped in foam bubbles. During the backwash process, clogging particles are removed from the filter, increasing its permeability.
Способ креплени призабойной зоны осуществл ют по следующей схеме.The method of fastening the bottomhole zone is carried out as follows.
В призабойную зону скважины по на- сосно-компрессорным трубам (НКТ) закачивают полимерный состав, включающий, мас.%; сланцевые алкилрезорцины 20-25; формальдегид 6-10; хлористый натрий 30- 45; доменный шлак 5-7; аглоруда 10-15; вода - остальное. Состав продавливают продувочной жидкостью (глинистый растA polymer composition comprising, in wt.%, Is pumped into the wellbore zone along the pump-compressor pipes (tubing); shale alkylresorcinol 20-25; formaldehyde 6-10; sodium chloride 30-45; blast furnace slag 5-7; agricultural labor 10-15; water - the rest. The composition is forced through a purge fluid (clay
О5 ОСO5 OS
о:about:
аbut
вор, вода, нефть) через перфорацию в зако- лонное пространство. Под действием пластовой температуры (20-50°С) состав отвердевает и превращаетс в проницаемый полимерный фильтр. Через искусственный фильтр прокачивают воду дл растворени и удалени хлористого натри . Затем полимерный фильтр обрабатывают раствором, содержащим хлористый аммоний, азотистокислый натрий , кислоту, ПАВ и воду. При этом в при- забойную зону скважины по НКТ закачивают указанный раствор из расчета заполнени 30-100% порового пространства фильтра. Затем скважину оставл ют под давлением в покое на врем , необходимое дл реагировани компонентов раствора друг с 15 другом, которое происходит с выделением тепла и образованием газообразного азота. В присутствии пенообразовател (ПАВ) раствор вспениваетс . Врем реагировани компонентов раствора в зависимости отthief, water, oil) through the perforation into the enclosed space. Under the action of reservoir temperature (20-50 ° C), the composition hardens and turns into a permeable polymer filter. Water is pumped through an artificial filter to dissolve and remove sodium chloride. Then the polymer filter is treated with a solution containing ammonium chloride, sodium nitrite, acid, surfactant and water. At the same time, the specified solution is pumped into the downhole well zone through the tubing at the rate of filling 30–100% of the pore space of the filter. The well is then left under pressure at rest for the time required to react the components of the solution with 15 others, which occurs with the evolution of heat and the formation of nitrogen gas. In the presence of a frother (surfactant), the solution foams. The reaction time of the components of the solution, depending on
10ten
рового пространства (100%, пример 22) температура достигает 143°С. Дальнейшее увеличение объема ТПС ведет лишь к незначительному росту температуры. Следовательно , наиболее оптимальным вл етс заполнение ТПС 30-100% порового объема фильтра.space (100%, example 22), the temperature reaches 143 ° C. A further increase in the volume of TPS leads only to a slight increase in temperature. Consequently, the most optimal is to fill the TPS with 30-100% of the pore volume of the filter.
Объем раствора ТПС определ ют по формулеThe volume of the TPS solution is determined by the formula
()2-d.m,() 2-d.m,
рде D - внешний диаметр зоны креплени призабойной зоны полимерного фильтра, м;Rde D — external diameter of the bottom-hole zone of the polymer filter, m;
d - наружный диаметр обсадной колонны , м;d is the outer diameter of the casing, m;
h - толщина пласта, м; m - эффективна пористость. В результате исследований установлено, что после обработки тепло генерирующим раствором прочность образцов на сжатиеh — formation thickness, m; m - effective porosity. As a result of the research, it was established that after processing the heat with the generating solution, the compressive strength of the samples
конкретных условий может быть различно, 20 „, v;. .п оп спо/specific conditions may be different, 20 „, v ;. .op op spo /
но не менее 1 чсоставл ет 4,2-5,6 МПа, что на 20-60%but at least 1 hour is 4.2-5.6 MPa, which is 20-60%
После истечени времени реагировани больше чем до обработки. ПроницаемостьAfter the response time has expired, more than before the treatment. Permeability
осуществл ют обратную промывку скважиныобразцов составл ет 1,5-2,2 мкм, что наbackwash the samples is 1.5-2.2 microns, which is
с целью выноса из фильтровой зоны заку-25-75% больше чем до обработки.with the aim of removal from the filter zone zaku-25-75% more than before processing.
2525
поривающих поровое пространство частиц Дл определени эффективности обработки искусственного полимерного фильтра теплогенерируюшим пенообразующим раствором проведены лабораторные исследовани .Porosity-borne particles To determine the efficiency of processing an artificial polymer filter with a heat-generating foaming solution, laboratory studies were carried out.
Результаты исследований приведены в 30The research results are shown in 30
таблице.the table.
В приведенных примерах выполнени изобретени (см. таблицу) показано использование сол ной кислоты (примеры 1-24), серной кислоты, лимонной и уксусной кислотThe following examples of the invention (see table) show the use of hydrochloric acid (examples 1-24), sulfuric acid, citric and acetic acids.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864190174A SU1461868A1 (en) | 1986-11-28 | 1986-11-28 | Method of securing hole-bottom area of formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864190174A SU1461868A1 (en) | 1986-11-28 | 1986-11-28 | Method of securing hole-bottom area of formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1461868A1 true SU1461868A1 (en) | 1989-02-28 |
Family
ID=21283923
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU864190174A SU1461868A1 (en) | 1986-11-28 | 1986-11-28 | Method of securing hole-bottom area of formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1461868A1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2448239C2 (en) * | 2006-02-15 | 2012-04-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Underground media recovery method and methods for cleaning of sand mesh filter and gravel packing |
RU2467155C1 (en) * | 2011-05-03 | 2012-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of isolating unstable and sloughable rocks in construction of inclined and horizontal wells |
-
1986
- 1986-11-28 SU SU864190174A patent/SU1461868A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 836336. кл. Е 21 В 33/138, 1979. Авторское свидетельство СССР № 1081337, кл Е 2 В 33/138, 1979. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2448239C2 (en) * | 2006-02-15 | 2012-04-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Underground media recovery method and methods for cleaning of sand mesh filter and gravel packing |
RU2467155C1 (en) * | 2011-05-03 | 2012-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of isolating unstable and sloughable rocks in construction of inclined and horizontal wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4669543A (en) | Methods and compositions for consolidating solids in subterranean zones | |
US4219083A (en) | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations | |
US4964465A (en) | Method employing liquidized sand for controlling lost circulation of drilling fluids | |
SU1461868A1 (en) | Method of securing hole-bottom area of formation | |
EP0177324B1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels | |
US4289633A (en) | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations | |
RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
RU2305765C1 (en) | Bottomhole formation zone consolidation method | |
SU1668645A1 (en) | Thermo-acid bottom-hole treatment | |
RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
US3416601A (en) | Resin composition and method of use | |
RU2802733C1 (en) | Method for chemically fixing proppant in hydraulic fracturing of gas wells | |
RU2054525C1 (en) | Method for well completion | |
RU2626097C1 (en) | Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells | |
SU1767163A1 (en) | Method for development of well | |
RU2131022C1 (en) | Method of treatment of injection wells | |
RU2173776C2 (en) | Composition for exposing productive formation and method for utilization thereof | |
RU2209936C2 (en) | Method of thermochemical treatment of oil formation | |
SU916742A1 (en) | Methode of consolidating hole bottom adjoining zone | |
RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
SU1273508A1 (en) | Method of opening up producing formation in well | |
RU2072420C1 (en) | Well treatment method | |
RU2224875C2 (en) | Method of limiting water influx into extracting wells | |
SU1629501A1 (en) | Well killing method | |
RU2201500C2 (en) | Method of development of flooded deposit of liquid or gaseous hydrocarbons |