RU2352764C2 - Method of binding bottomhole zone of formation - Google Patents
Method of binding bottomhole zone of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2352764C2 RU2352764C2 RU2007119854/03A RU2007119854A RU2352764C2 RU 2352764 C2 RU2352764 C2 RU 2352764C2 RU 2007119854/03 A RU2007119854/03 A RU 2007119854/03A RU 2007119854 A RU2007119854 A RU 2007119854A RU 2352764 C2 RU2352764 C2 RU 2352764C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- binding
- zone
- sodium nitrite
- bottomhole zone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used during repair and restoration work for fastening the bottom-hole zone of sand-producing wells.
Известен способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающие скважины, включающий закачку в слабосцементированные участки пласта горячего пересыщенного раствора хлорида кальция с плотностью не ниже 1500 кг/м3 (RU 2164589, кл. Е21В 43/08, 21.02.00).A known method of preventing the removal of sand and reducing water inflow into production wells, including the injection into weakly cemented sections of the formation of a hot supersaturated solution of calcium chloride with a density of at least 1500 kg / m 3 (RU 2164589, class E21B 43/08, 21.02.00).
Недостатком способа является ограниченная область его применения - пластовые температуры не должны превышать 30°С, пласт должен иметь незначительную водонасыщенность.The disadvantage of this method is the limited scope of its application - reservoir temperatures should not exceed 30 ° C, the reservoir should have low water saturation.
Известен способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах, включающий закачку в скважину водоотверждаемого гидрофобного полиуретанового предполимера в органическом растворителе (RU 2285791, кл. Е21В 43/22, 21.11.05).A known method of dealing with sand in oil and gas wells, including the injection into the well of a water-cured hydrophobic polyurethane prepolymer in an organic solvent (RU 2285791, CL EV 43/22, 11/21/05).
Недостатком способа является необходимость в использовании токсичных растворителей (низших кетонов) для приготовления раствора предполимера, а также для отмывки узлов насоса, обвязки устья, емкостей, труб и т.д. после приготовления и закачки его в пласт.The disadvantage of this method is the need for the use of toxic solvents (lower ketones) for the preparation of a prepolymer solution, as well as for washing the pump units, strapping the mouth, tanks, pipes, etc. after preparing and pumping it into the reservoir.
Наиболее близким аналогом для заявляемого способа является способ крепления призабойной зоны пласта, включающий создание фильтра путем закачки отверждаемого полимерного состава в призабойную зону. В качестве отверждаемого полимера используются карбамидные, фенольные, эпоксидные и другие смолы (SU 1461868, кл. Е21В 33/138, 28.11.86).The closest analogue to the proposed method is a method of attaching a bottomhole formation zone, including creating a filter by pumping a curable polymer composition into the bottomhole zone. Urea, phenolic, epoxy and other resins are used as a curable polymer (SU 1461868, CL ЕВВ 33/138, 11.28.86).
Недостаток способа - многокомпанентность полимерного состава и многостадийность технологического процесса, включающего закачку полимерного состава, выдержку на отверждение, промывку водой отвержденного состава для растворения и удаления растворимой соли, закачку многокомпанентного теплогенерирующего пенообразующего состава.The disadvantage of this method is the multicomponent composition of the polymer and the multistage process, including injection of the polymer composition, curing, water washing of the cured composition to dissolve and remove soluble salt, injection of a multicomponent heat-generating foam-forming composition.
Целью изобретения является упрощение технологии крепления призабойной зоны пласта синтетическими смолами без значительного снижения его коллекторских свойств.The aim of the invention is to simplify the technology of fastening the bottom-hole formation zone with synthetic resins without significantly reducing its reservoir properties.
Поставленная цель достигается тем, что в способе крепления призабойной зоны пласта, включающем создание фильтра путем закачки отверждаемого полимерного состава в призабойную зону, в качестве отверждаемого полимерного состава используют водный раствор карбамидной смолы, хлористого аммония и нитрита натрия в следующем соотношении, мас.%:This goal is achieved by the fact that in the method of fixing the bottom-hole formation zone, including creating a filter by pumping a curable polymer composition into the bottom-hole zone, an aqueous solution of urea resin, ammonium chloride and sodium nitrite in the following ratio, wt.%:
который закачивают в призабойную зону скважины в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы, продавливают одним поровым объемом гидрофобной жидкостью (товарной нефтью, керосином, соляркой и т.п.) и производят выдержку на реагирование и отверждение в течение суток.which is pumped into the bottom-hole zone of the well in an amount of 0.5 pore volume of the fixed rock, squeezed with one pore volume of a hydrophobic liquid (salable oil, kerosene, diesel fuel, etc.) and the reaction is carried out and cured for 24 hours.
Сущность данного способа состоит в частичном заполнении межзернового пространства закрепляемой породы отверждаемым раствором смолы за счет размазывания ее гидрофобной, продавливающей жидкостью. Кроме того, в процессе реакции хлористого аммония и нитрита натрия в пластовых условиях происходит выделение азота, который обеспечивает образование пористой структуры твердеющей массе и улучшает укрепляющие свойства состава за счет повышения адгезионной прочности полимерной пленки с минеральными зернами.The essence of this method consists in partially filling the intergranular space of the fixed rock with a cured resin solution due to its smearing with a hydrophobic, squeezing liquid. In addition, during the reaction of ammonium chloride and sodium nitrite under reservoir conditions, nitrogen is released, which ensures the formation of a porous structure in the hardening mass and improves the strengthening properties of the composition by increasing the adhesive strength of the polymer film with mineral grains.
В качестве карбамидной смолы используют смолу марки КФЖ по ГОСТ 14231-88. Хлористый аммоний - NH4Cl по ГОСТ 2210-73, нитрит натрия - NaNO2 по ГОСТ 19906-74.As the urea resin used resin brand KFZH according to GOST 14231-88. Ammonium chloride - NH 4 Cl according to GOST 2210-73, sodium nitrite - NaNO 2 according to GOST 19906-74.
Для подтверждения возможности использования предлагаемого способа в лабораторных условиях были проведены испытания на насыпной модели нефтяного пласта. Моделью пласта служил металлический кернодержатель диаметром 26 мм и длиной 100 мм, заполненный дезинтегрированным песком.To confirm the possibility of using the proposed method in laboratory conditions, tests were conducted on a bulk model of an oil reservoir. The reservoir model was a metal core holder with a diameter of 26 mm and a length of 100 mm filled with disintegrated sand.
После насыщения керна водой замеряли его проницаемисть, закачивали 0,5 перового объема полимерного состава, один поровый объем гидрофобной жидкости, выдерживали 24 часа на реагирование и отверждение и затем опять определяли проницаемость керна и песковынос при избыточном давлении, равном 10 МПа, создаваемом насосом высокого давления GILSON 305.After the core was saturated with water, its permeability was measured, 0.5 first volume of polymer composition was injected, one pore volume of hydrophobic liquid was held for 24 hours for reaction and curing, and then core permeability and sand removal were determined again at an overpressure of 10 MPa created by the high pressure pump GILSON 305.
Результаты измерений проницаемости и песковыноса представлены в таблице.The results of measurements of permeability and sand removal are presented in the table.
Как видно из приведенных данных, использование предлагаемого способа крепления пород призабойной зоны пласта позволяет укрепить породу и предотвратить вынос песка при снижении первоначальной проницаемости на 35-40%. Кроме того, предлагаемый способ достаточно прост в исполнении. Для его осуществления не требуется дефицитных, дорогостоящих реагентов и специального оборудования.As can be seen from the above data, the use of the proposed method of fixing the rocks of the bottom-hole formation zone allows to strengthen the rock and prevent sand removal while reducing the initial permeability by 35-40%. In addition, the proposed method is quite simple to implement. For its implementation, scarce, expensive reagents and special equipment are not required.
Claims (1)
который закачивают в призабойную зону скважины в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы, продавливают одним поровым объемом гидрофобной жидкости и производят выдержку на реагирование и отверждение в течение суток. The method of fastening the bottom-hole zone of the formation with unstable rocks, including creating a filter by pumping a curable polymer composition into the bottom-hole zone, characterized in that an aqueous solution of urea resin, ammonium chloride and sodium nitrite in the following ratio, wt.%:
which is pumped into the bottom-hole zone of the well in an amount of 0.5 pore volume of the fixed rock, squeezed by one pore volume of hydrophobic fluid, and soak for reaction and curing during the day.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007119854/03A RU2352764C2 (en) | 2007-05-28 | 2007-05-28 | Method of binding bottomhole zone of formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007119854/03A RU2352764C2 (en) | 2007-05-28 | 2007-05-28 | Method of binding bottomhole zone of formation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007119854A RU2007119854A (en) | 2008-12-10 |
RU2352764C2 true RU2352764C2 (en) | 2009-04-20 |
Family
ID=41018040
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007119854/03A RU2352764C2 (en) | 2007-05-28 | 2007-05-28 | Method of binding bottomhole zone of formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2352764C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2464410C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks |
RU2521236C1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Method of bottomhole support in sand wells |
RU2587670C2 (en) * | 2014-10-06 | 2016-06-20 | Александр Сергеевич Примаченко | Method of reinforcing bottomhole formation and isolation of brine water influx in oil and gas wells |
-
2007
- 2007-05-28 RU RU2007119854/03A patent/RU2352764C2/en active IP Right Revival
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2464410C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks |
RU2521236C1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Method of bottomhole support in sand wells |
RU2587670C2 (en) * | 2014-10-06 | 2016-06-20 | Александр Сергеевич Примаченко | Method of reinforcing bottomhole formation and isolation of brine water influx in oil and gas wells |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007119854A (en) | 2008-12-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3199590A (en) | Method of consolidating incompetent sands and composition therefor | |
US6875728B2 (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
US3297086A (en) | Sand consolidation method | |
US3625287A (en) | Method of improving strength and stability of sand consolidations made with resin systems | |
US3478824A (en) | Sand consolidation process | |
CN107109203A (en) | The composition and method of oil are produced using hydrofrac fluid | |
CN103725277A (en) | Fibre compound temporary plugging agent | |
RU2352764C2 (en) | Method of binding bottomhole zone of formation | |
CN107614657A (en) | For carrying out the method and composition of consolidated proppants particulate using proppant surface chemistry and interior porosity | |
CN104371699A (en) | Organic aluminum-zirconium crosslinking agent and preparation method thereof, and low-molecular polymer fracturing fluid | |
BR112020025531A2 (en) | COMPOSITION, AND, PROCESS FOR USING A COMPOSITION | |
CN112761608A (en) | Method for improving shale oil recovery ratio and reducing fracturing fluid flowback in pressure flooding integrated mode | |
RU2446270C1 (en) | Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone | |
CN101362937A (en) | Adsorption inhibitor applying to low permeable oilfield | |
US20180320061A1 (en) | Saltwater-based fracturing fluid | |
CN110454120B (en) | Construction method for self-gathering sand prevention of oil-water well | |
RU2314331C1 (en) | Solid phase-free well killing fluid | |
Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
CN109251738A (en) | Sepiolite strengthens hydrophobic associated polymer Gel profile control agent and preparation method thereof | |
CN105838341A (en) | Long-acting anti-swelling agent for fracturing and preparing method and application thereof | |
RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
RU2426866C1 (en) | Polymer backfilling composition for isolation of water influx in low temperature oil and gas wells | |
RU2387803C1 (en) | Method of bottomhole support in wells | |
US3305017A (en) | Consolidation of incompetent earth formations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20130909 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150529 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160410 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170529 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180117 |