RU2285791C1 - Method to prevent sand appearance in oil and gas wells - Google Patents
Method to prevent sand appearance in oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2285791C1 RU2285791C1 RU2005136003/03A RU2005136003A RU2285791C1 RU 2285791 C1 RU2285791 C1 RU 2285791C1 RU 2005136003/03 A RU2005136003/03 A RU 2005136003/03A RU 2005136003 A RU2005136003 A RU 2005136003A RU 2285791 C1 RU2285791 C1 RU 2285791C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- polymer
- water
- liquid
- solvent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Polyurethanes Or Polyureas (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ на скважинах для снижения выноса песка в скважины, а также для укрепления геологических формаций, в том числе искусственных после операций гидроразрыва пласта.The invention relates to the field of oil and gas production and can be used when carrying out repair and restoration work in wells to reduce sand removal into wells, as well as to strengthen geological formations, including artificial ones after hydraulic fracturing operations.
Известен способ укрепления геологических формаций путем закачки в них закрепляющих растворов на основе полиизоцианатов, в котором на первом этапе нагнетают полиизоцианат, реагирующий с водой, находящейся в породе, с образованием полимочевины, на втором этапе нагнетают полиизоцианат и многоатомный спирт (1).There is a method of strengthening geological formations by injecting fixing solutions based on polyisocyanates in them, in which at the first stage a polyisocyanate is injected, which reacts with the water in the rock to form polyurea, and at the second stage, a polyisocyanate and polyhydric alcohol are injected (1).
Недостатком этого способа является его сложность и многоступенчатость. При этом резко повышается фильтрационное сопротивление породы, что может привести к полной потере продуктивности эксплуатационной скважины.The disadvantage of this method is its complexity and multi-stage. At the same time, the filtration resistance of the rock increases sharply, which can lead to a complete loss in the productivity of the production well.
Известен способ крепления твердых частиц, в т.ч. песка, композицией, содержащей, вес.ч.: перлит и песок 0,65, гидрофильный полиуретановый предполимер 1,1, ацетон 0,8 и воду 1,0, путем их смешения (2).A known method of fastening solid particles, including sand, a composition containing, parts by weight: perlite and sand 0.65, hydrophilic polyurethane prepolymer 1.1, acetone 0.8 and water 1.0, by mixing them (2).
Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах, включающий закачку в скважину состава, содержащего 75% вязкой нефти и 25% дизельного топлива, затем - безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель - диметилформамид, пропилен карбонат, диметилсульфоксид, а затем - катализатора из группы: четвертичные амины, вода, и отверждение (3).The closest analogue to the claimed method is a method of controlling sand formation in oil and gas wells, comprising injecting into the well a composition containing 75% viscous oil and 25% diesel fuel, then an anhydrous liquid containing a polyurethane prepolymer and a solvent dimethylformamide, propylene carbonate, dimethyl sulfoxide, and then a catalyst from the group of quaternary amines, water, and curing (3).
Недостатком известных способов является снижение проницаемости пород вплоть до полного изолирования.A disadvantage of the known methods is the reduction of rock permeability up to complete isolation.
Задачей изобретения является повышение эффективности борьбы с пескопроявлениями в скважинах без значительного снижения их коллекторских свойств.The objective of the invention is to increase the effectiveness of sand control in wells without significantly reducing their reservoir properties.
Поставленная задача решается тем, что в способе борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель, закачку воды и отверждение, используют полиуретановый предполимер гидрофобный ППГ, а в качестве растворителя - низший кетон, при их соотношении, масс.%:The problem is solved in that in a method of controlling sand formation in oil and gas wells, including injecting an anhydrous fluid containing a polyurethane prepolymer and a solvent, injecting water and curing into the well, a hydrophobic PPG polyurethane prepolymer is used, and lower ketone is used as the solvent, with their ratio, wt.%:
осуществляют закачку указанной жидкости в объеме, равном 0,5-1,5 порового объема, а закачку воды в количестве 0,4-5,0 поровых обьема за время, не превышающее 3 часов, после чего закачку останавливают и производят выдержку в статических условиях не менее 10 часов для отверждения.carry out the injection of the specified liquid in a volume equal to 0.5-1.5 pore volume, and the injection of water in an amount of 0.4-5.0 pore volume for a time not exceeding 3 hours, after which the injection is stopped and exposure is carried out under static conditions at least 10 hours for curing.
Сущность данного способа состоит в том, что в нем реализуется схема трехэтапной обработки пласта, раствором уретанового предполимера, включающей:The essence of this method lies in the fact that it implements a three-stage treatment scheme for the formation with a urethane prepolymer solution, including:
- заполнение порового пространства раствором предполимера;- filling the pore space with a prepolymer solution;
- высаживание полимера на поверхность породы;- planting polymer on the surface of the rock;
- отверждение высаженного полимера.- curing the precipitated polymer.
Каждый этап характеризуется своими оптимальными параметрами. Для первого этапа - это закачка в поровое пространство высокоразбавленного - 85-95%-ного раствора в кетоне. Использование в качестве растворителя кетона связано с тем, что он является растворителем, не содержащим активного водорода. Кроме того, он одинаково хорошо смешивается как с водой, так и неполярными гидрофобными жидкостями, в том числе углеводородами нефти и газовым конденсатом и гидрофобным предполимером. В качестве кетона возможно использование ацетона, а также его гомологов. Использование в данном способе гидрофобного уретанового предполимера приводит к значительному снижению проницаемости породы. В процессе закачки в поровое пространство это позволяет очистить поверхность породы от адсорбированных на ее поверхности высокомолекулярных углеводородов для последующего высаживания предполимера из раствора на поверхность породы. Для второго этапа важно, чтобы общее время высаживания не превышало 3 часов, точнее времени отверждения полимера. Скорость вытеснения водой кетонополимерной системы оказывает влияние на толщину пленки предполимера, а следовательно, на проницаемость коллектора. Для третьего этапа необходимое время отверждения не должно быть менее 10 часов. При указанных параметрах образуется слой полимера на поверхности породы минимальной толщины и максимальной прочности, что приводит к сохранению общей проницаемости коллектора. Способ достигает оптимальных результатов при закачке воды в количестве 0,4-5 поровых объемов, т.е. 0,4-5 от объема раствора полимера. При объемах менее 0,4 высаживание полимера на поверхности происходит вблизи скважины и приводит к значительному снижению проницаемости, при объемах более 5 эффективность укрепления породы снижается, так как укрепляются удаленные от скважины области пласта, а прилежащие остаются пескопроявляющими.Each stage is characterized by its optimal parameters. For the first stage, this is the injection into the pore space of a highly diluted - 85-95% solution in ketone. The use of ketone as a solvent is due to the fact that it is a solvent that does not contain active hydrogen. In addition, it mixes equally well with both water and non-polar hydrophobic fluids, including oil hydrocarbons and gas condensate and a hydrophobic prepolymer. It is possible to use acetone as well as its homologs as a ketone. The use of a hydrophobic urethane prepolymer in this method leads to a significant reduction in rock permeability. In the process of injection into the pore space, this allows you to clean the rock surface from high molecular weight hydrocarbons adsorbed on its surface for subsequent precipitation of the prepolymer from the solution onto the rock surface. For the second stage, it is important that the total planting time does not exceed 3 hours, more precisely, the polymer curing time. The rate of water displacement of the ketonopolymer system affects the prepolymer film thickness and, consequently, the permeability of the collector. For the third step, the required cure time should not be less than 10 hours. With these parameters, a polymer layer forms on the rock surface with a minimum thickness and maximum strength, which leads to the preservation of the total permeability of the reservoir. The method achieves optimal results when injecting water in an amount of 0.4-5 pore volumes, i.e. 0.4-5 of the volume of the polymer solution. At volumes less than 0.4, polymer precipitation on the surface occurs near the well and leads to a significant decrease in permeability, at volumes greater than 5, the effectiveness of rock consolidation is reduced, since the formation regions remote from the well are strengthened, and the adjacent ones remain sand-producing.
Пример.Example.
Способ апробирован в лабораторных условиях на модели пласта газового месторождения. Размеры модели: длина 175 мм, диаметр 33 мм. Модель заполнена дезинтегрированным керном сеномантских месторождений. Модель подсоединили к источнику сжатого газа и емкости с реагентами. В отдельной емкости был приготовлен раствор уретанового предполимера (уретановой смолы) в ацетоне при содержании ацетона 92%. Далее проделали следующие операции:The method was tested in laboratory conditions on a model of a gas field formation. Model dimensions: length 175 mm, diameter 33 mm. The model is filled with a disintegrated core of Cenomanian deposits. The model was connected to a source of compressed gas and a container with reagents. In a separate container, a solution of a urethane prepolymer (urethane resin) in acetone was prepared with an acetone content of 92%. Then we performed the following operations:
- провели фильтрацию через модель пластовой воды с целью ее насыщения;- conducted filtration through the model of produced water in order to saturate it;
- провели обратную фильтрацию и замер проницаемости керна по пластовой воде;- conducted a reverse filtration and measurement of core permeability in produced water;
- провели продувку модели определение проницаемости по газу;- purged the model for determining gas permeability;
- закачали 0,8 порового объема раствора уретана в ацетоне за время 0,5 часа;- pumped 0.8 pore volume of a solution of urethane in acetone over a period of 0.5 hours;
- закачали в образец 0,4 поровых объема воды;- 0.4 pore volumes of water were pumped into the sample;
- выдержали образец в течение 20 часов;- the sample was held for 20 hours;
- провели фильтрацию пластовой воды и замер проницаемости;- conducted formation water filtration and permeability measurement;
- провели продувку модели пласта и замер проницаемости по газу;- purged the reservoir model and measured gas permeability;
- создали избыточное давление газа до величины 10 атм в течение 10 минут и контроль за выносом песка.- created excessive gas pressure up to 10 atm for 10 minutes and control over the removal of sand.
По аналогии проведены эксперименты по реализации заявляемого способа при других параметрах.By analogy, experiments were carried out on the implementation of the proposed method with other parameters.
Результаты измерений проницаемости и пескопроявлений представлены в таблице. Результаты (опыт 1) показывают, что проницаемость по воде снизилась на 36%, проницаемость по газу - на 61%. Это многократно ниже, чем в прототипе. Как видно из приведенных данных, использование данного способа позволяет предотвратить вынос песка при ограниченном снижении проницаемости.The results of measurements of permeability and sand development are presented in the table. The results (experiment 1) show that water permeability decreased by 36%, gas permeability - by 61%. This is many times lower than in the prototype. As can be seen from the above data, the use of this method allows to prevent the removal of sand with a limited decrease in permeability.
Источники информацииInformation sources
1 Патент SU №1776321, С 09 К 8/502, опубл.15.11.1992.1 Patent SU No. 1776321, 09 K 8/502, publ. 15.11.1992.
2. Патент US №3805532, E 21 B 33/138, опубл.23.04.1974.2. US patent No. 3805532, E 21 B 33/138, publ. 23.04.1974.
3. Патент US №5048608, E 21 B 43/04, опубл.17.09.1991. Способ борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах3. US patent No. 5048608, E 21 B 43/04, publ. 17.09.1991. The way to combat sand in oil and gas wells
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005136003/03A RU2285791C1 (en) | 2005-11-21 | 2005-11-21 | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005136003/03A RU2285791C1 (en) | 2005-11-21 | 2005-11-21 | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2285791C1 true RU2285791C1 (en) | 2006-10-20 |
Family
ID=37437911
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005136003/03A RU2285791C1 (en) | 2005-11-21 | 2005-11-21 | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2285791C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2470145C2 (en) * | 2007-12-27 | 2012-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of retarding damage of formation exposed surface in gas and oil wells (versions) and system to this end |
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 |
RU2558831C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
-
2005
- 2005-11-21 RU RU2005136003/03A patent/RU2285791C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2470145C2 (en) * | 2007-12-27 | 2012-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of retarding damage of formation exposed surface in gas and oil wells (versions) and system to this end |
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 |
RU2558831C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8765647B2 (en) | Method and chemical agent for reduction of water production from oil and gas containing wells | |
US20050173116A1 (en) | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back | |
GB2387191A (en) | Modified natural particles for fracturing and sand control | |
US20060073980A1 (en) | Well treating composition containing relatively lightweight proppant and acid | |
CA2423394A1 (en) | Proppant flowback control using elastomeric component | |
CN106947449B (en) | A kind of shielding diverting agent and preparation method thereof, application method | |
RU2285791C1 (en) | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells | |
CN110644953B (en) | Microbial in-situ sand consolidation method for loose sandstone oil reservoir | |
CN106520096A (en) | A well killing fluid, a preparing method thereof and applications of the well killing fluid | |
CN105062444A (en) | High temperature swellable granule plugging agent and preparation method thereof | |
US7316273B2 (en) | Methods and compositions for enhancing hydrocarbon production | |
RU2464415C2 (en) | Method of flooding oil bed | |
CN109679604B (en) | Salt-resistant and high-temperature-resistant hydrogel and preparation method and application thereof | |
CN115322301B (en) | Polyurethane modified splitting, penetrating, reinforcing and grouting material, preparation method and application | |
CN110305644B (en) | Preparation and application of leakage-reducing flexible colloidal particle well-flushing fluid | |
WO2016109193A1 (en) | Coated proppants containing hyperbranched polyurethane coatings and methods for using same | |
CN105735952B (en) | A kind of method that medium to high permeable oil reservoir improves oil recovery factor | |
CN109652031B (en) | Strong wall drilling fluid system and preparation method thereof | |
CN114672299B (en) | Double-effect transformation slurry for seabed hydrate reservoir, application and application method | |
CN112852395B (en) | Liquid for increasing injection, preparation method and application thereof | |
RU2485284C1 (en) | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well | |
CN111961156B (en) | Preparation method of sand-inhibiting water-plugging agent for mussel foot-like protein polymer oil well | |
RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
CN115746808A (en) | Plugging agent and application thereof | |
EP3872297A1 (en) | Method of treating a subsurface permeable formation with a resin |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20090709 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161122 |