RU2387803C1 - Method of bottomhole support in wells - Google Patents
Method of bottomhole support in wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2387803C1 RU2387803C1 RU2009112471/03A RU2009112471A RU2387803C1 RU 2387803 C1 RU2387803 C1 RU 2387803C1 RU 2009112471/03 A RU2009112471/03 A RU 2009112471/03A RU 2009112471 A RU2009112471 A RU 2009112471A RU 2387803 C1 RU2387803 C1 RU 2387803C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- isopropyl alcohol
- well
- phenol
- zone
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Phenolic Resins Or Amino Resins (AREA)
- Mold Materials And Core Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for strengthening the bottom-hole zone of the well and preventing rock removal.
Известен способ закрепления пескопроявляющего пласта в скважине (а.св. SU №1633091, E21B 33/13. Опубл. 07.03.1991, Бюл. №9). Способ включает прогрев призабойной зоны пласта и закачивание в призабойную зону пласта нагретого до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°C до 90°C. При охлаждении насыщенного раствора соли в призабойной зоне из него высаждаются кристаллы соли, которые укрепляют слабосцементированные пески.A known method of fixing a sand-forming formation in a well (a.s. SU SU No. 1633091, E21B 33/13. Publish. 07.03.1991, Bull. No. 9). The method includes heating the bottomhole formation zone and pumping into the bottomhole formation zone a saturated aqueous solution of mineral salt heated to a temperature of at least 90 ° C and having a solubility difference of more than 700 g / l in the temperature range from 20 ° C to 90 ° C. When a saturated salt solution is cooled in the bottom-hole zone, salt crystals precipitate from it, which strengthen weakly cemented sands.
Недостатком способа является то, что высаждение кристаллов соли и укрепление слабосцементированных песков происходит при остывании насыщенного раствора минеральной соли в призабойной зоне скважин, в высокотемпературных скважинах остывание раствора происходить не будет и, следовательно, способ не может быть применен. Кроме того, при использовании способа в скважинах, добывающих продукцию, содержащую воду, высажденные кристаллы соли будут растворяться водой, и эффект от применения способа будет непродолжительным.The disadvantage of this method is that the precipitation of salt crystals and the strengthening of weakly cemented sands occurs when the saturated solution of mineral salt is cooled in the bottom-hole zone of the wells, in high-temperature wells, the solution will not cool and, therefore, the method cannot be applied. In addition, when using the method in wells producing products containing water, the precipitated salt crystals will dissolve with water, and the effect of the application of the method will be short-lived.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ применения состава для укрепления слабосцементированного пористого пласта (Патент RU №2119041, E21B 33/138, E02D 3/12. Опубл. 20.09.1998). Способ предусматривает закачивание в призабойную зону скважины состава с массовой долей фенолформальдегидной смолы 78-86%, водного раствора соляной кислоты 15%-ной концентрации 12,7-19,5%, оксиэтилированного алкилфенола 0,3-0,5% и 4-Метил-4-фенил-1,3-диоксана 1-2%. После закачивания состава предусматривают нагнетание в призабойную зону газа в течение двух суток (времени, необходимого для полимеризации состава), с целью создания в призабойной зоне фильтрационных каналов.The closest technical solution to the proposed one is the method of applying the composition to strengthen a weakly cemented porous reservoir (Patent RU No. 2119041, E21B 33/138, E02D 3/12. Publish. 09/20/1998). The method involves injecting a composition with a mass fraction of phenol-formaldehyde resin of 78-86%, an aqueous solution of hydrochloric acid of a 15% concentration of 12.7-19.5%, ethoxylated alkyl phenol of 0.3-0.5% and 4-Methyl into the bottomhole zone of the well -4-phenyl-1,3-dioxane 1-2%. After pumping the composition, it is necessary to inject gas into the bottom-hole zone for two days (the time required for the composition to polymerize) in order to create filtration channels in the bottom-hole zone.
Недостатком способа является то, что до закачивания состава на основе фенолформальдегидной смолы из призабойной зоны скважины не удаляется вода. Как правило, проблема выноса песка характерна для скважин, содержащих в продукции воду. Пласты-коллекторы в большинстве случаев являются гидрофильными и хорошо смачиваются водой. Поэтому в призабойной зоне скважин, добывающих обводненную продукцию, содержится вода. Вода негативно влияет на процесс укрепления призабойной зоны, так как разбавленный водой состав на основе фенолформальдегидной смолы может потерять способность к отверждению, или, при отверждении разбавленного состава, прочность искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра будет низкой. Кроме того, для реализации способа после закачивания состава на основе фенолформальдегидные смолы нужно в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону, что усложняет процесс и приводит к росту затрат времени и средств.The disadvantage of this method is that prior to injection of the composition based on phenol-formaldehyde resin, water is not removed from the bottomhole zone of the well. As a rule, the problem of sand removal is typical for wells containing water in production. Reservoirs in most cases are hydrophilic and are well wetted by water. Therefore, water is contained in the near-well zone of wells that produce waterlogged products. Water negatively affects the process of strengthening the bottom-hole zone, since a phenol-formaldehyde resin-based composition diluted with water may lose its curing ability, or, when the diluted composition is cured, the strength of the artificially strengthened production filter will be low. In addition, to implement the method after injecting the composition based on phenol-formaldehyde resins, it is necessary to pump gas into the bottom-hole zone for two days, which complicates the process and leads to an increase in time and money.
Технической задачей предложения является повышение эффективности укрепления призабойной зоны скважины за счет увеличения прочности и проницаемости искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра, а так же упрощение и удешевление способа за счет уменьшения количества используемых реагентов и исключения необходимости после закачивания смолы в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону.The technical task of the proposal is to increase the efficiency of strengthening the bottom-hole zone of the well by increasing the strength and permeability of the artificially strengthened production filter, as well as simplifying and cheapening the method by reducing the amount of reagents used and eliminating the need to pump gas into the bottom-hole zone after injecting resin for two days.
Задача решается способом укрепления призабойной зоны скважины, включающим закачку в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы.The problem is solved by the method of strengthening the bottom-hole zone of the well, including injecting phenol-formaldehyde resin and an aqueous solution of hydrochloric acid into the bottom-hole zone of the well, followed by exposure to cure of the phenol-formaldehyde resin.
Новым является то, что предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт, после изопропилового спирта закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с изопропиловым спиртом при соотношении компонентов, об.%:New is that isopropyl alcohol is preliminarily injected into the bottomhole zone, phenol-formaldehyde resin is mixed with isopropyl alcohol after isopropyl alcohol in a ratio of components, vol.%:
затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 часов, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 метра, причем закачку водного раствора соляной кислоты производят при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины.then an aqueous solution of hydrochloric acid of 12-24% concentration, after injection of isopropyl alcohol and after injection of phenol-formaldehyde resin in a mixture with isopropyl alcohol, hold for at least 8 hours, all reagents are pumped in an amount sufficient to create a screen in the bottomhole zone with a diameter of coverage at least 1.8 meters, moreover, the injection of an aqueous solution of hydrochloric acid is carried out at a maximum flow rate that does not lead to an increase in the injection pressure above the allowable pressure on the production casing of the well and reservoirs, lasting in the bottomhole zone of the well.
Способ реализуют следующим образом. В добывающую скважину, на которой имеется проблема выноса песка из призабойной зоны, закачивают изопропиловый спирт. После продавливания изопропилового спирта в призабойную зону скважину оставляют на реагирование не менее чем на 8 часов. В течение этого времени изопропиловый спирт растворяет в себе содержащуюся в призабойной зоне скважины воду. Далее в призабойную зону закачивают смесь, содержащую 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта. При этом закачанный ранее изопропиловый спирт с растворенной в нем водой оттесняется из призабойной зоны в глубину пласта. За счет удаления воды из призабойной зоны и предотвращения разбавления водой смеси фенолформальдегидной смолы с 5-10 об.% изопропилового спирта прочность отвердевшей смолы снижаться не будет. После закачивания смеси, содержащей 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта, в призабойную зону скважину оставляют не менее чем на 8 часов. В течение этого времени происходит распределение смеси фенолформальдегидной смолы и изопропилового спирта в призабойной зоне скважины, заполнение и пропитка поровых каналов. Далее в призабойную зону закачивают 12-24%-ный водный раствор соляной кислоты при максимально возможном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины. Закачиваемый раствор соляной кислоты является отвердителем для фенолформальдегидной смолы. В процессе интенсивного закачивания раствора соляной кислоты происходит продавливание в глубину пласта основного объема смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом, при этом за счет адгезии в местах соприкосновения минеральных зерен (песчинок) остается смола. Закачивание раствора соляной кислоты при максимальном расходе производят с целью предотвращения отверждения фенолформальдегидной смолы до выдавливания ее основного объема из призабойной зоны. Отверждение фенолформальдегидной смолы до выдавливания ее основного объема из призабойной зоны может привести к снижению коллекторских свойств продуктивного пласта. Рост давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну и пласты в процессе закачивания раствора соляной кислоты недопустим из-за опасности нарушения целостности труб и гидроразрыва пласта. Оставшаяся в местах соприкосновения минеральных зерен фенолформальдегидная смола отверждается под действием соляной кислоты в результате протекания реакции поликонденсации, чем достигается укрепление призабойной зоны пласта. После закачивания раствора соляной кислоты скважину оставляют на время отверждения смолы в течение 24-48 часов. Так как отверждение фенолформальдегидной смолы происходит только в местах соприкосновения минеральных зерен, после проведения работ сохраняется проницаемость призабойной зоны и образуется искусственно укрепленный эксплуатационный фильтр. После отверждения фенолформальдегидной смолы скважину свабируют для удаления из призабойной зоны непрореагировавшей соляной кислоты и пускают в эксплуатацию.The method is implemented as follows. Isopropyl alcohol is pumped into a production well, in which there is a problem of sand removal from the bottomhole zone. After forcing isopropyl alcohol into the bottom-hole zone, the well is allowed to react for at least 8 hours. During this time, isopropyl alcohol dissolves the water contained in the bottomhole zone of the well. Next, a mixture containing 90-95 vol.% Phenol-formaldehyde resin and 5-10 vol.% Isopropyl alcohol is pumped into the bottomhole zone. In this case, the previously pumped isopropyl alcohol with water dissolved in it is pushed from the bottomhole zone into the depth of the reservoir. By removing water from the bottomhole zone and preventing water from diluting the mixture of phenol-formaldehyde resin with 5-10 vol.% Isopropyl alcohol, the strength of the hardened resin will not decrease. After pumping a mixture containing 90-95 vol.% Phenol-formaldehyde resin and 5-10 vol.% Isopropyl alcohol, the well is left for at least 8 hours in the bottomhole zone. During this time, a mixture of phenol-formaldehyde resin and isopropyl alcohol is distributed in the near-well zone of the well, filling and impregnation of the pore channels. Next, a 12-24% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into the bottomhole zone at the maximum possible flow rate, which does not lead to an increase in pumping pressure above the allowable pressure on the production casing of the well and formations located in the bottomhole zone of the well. The injected hydrochloric acid solution is a hardener for phenol-formaldehyde resin. In the process of intensive injection of the hydrochloric acid solution, the bulk of the mixture of phenol-formaldehyde resin with isopropyl alcohol is pushed into the depth of the reservoir, while the resin remains at the contact points of the mineral grains (grains of sand). Hydrochloric acid solution is injected at maximum flow rate in order to prevent the curing of phenol-formaldehyde resin before squeezing its bulk from the bottomhole zone. The curing of phenol-formaldehyde resin before extruding its main volume from the bottomhole zone can lead to a decrease in reservoir properties of the reservoir. An increase in the injection pressure above the permissible pressure on the production string and formations during the injection of a hydrochloric acid solution is unacceptable because of the danger of violating the integrity of the pipes and hydraulic fracturing. The phenol-formaldehyde resin remaining at the points of contact of the mineral grains is cured by the action of hydrochloric acid as a result of the polycondensation reaction, thereby strengthening the bottom-hole formation zone. After pumping the hydrochloric acid solution, the well is left for the time of curing of the resin for 24-48 hours. Since the curing of phenol-formaldehyde resin occurs only at the points of contact between the mineral grains, after the work is carried out, the permeability of the bottom-hole zone is maintained and an artificially strengthened operational filter is formed. After curing the phenol-formaldehyde resin, the well is swabbed to remove unreacted hydrochloric acid from the bottomhole zone and put into operation.
Использование в способе смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом обусловлено необходимостью снижения вязкости исходной фенолформальдегидной смолы. При добавлении в фенолформальдегидную смолу 5-10 об.% изопропилового спирта происходит снижение условной вязкости смолы на 25-40%. При добавлении в фенолформальдегидную смолу менее 5 об.% изопропилового спирта вязкость снижается несущественно, при добавлении более 10 об.% изопропилового спирта снижается прочность отвердевшей смолы. Снижение вязкости облегчает процесс закачивания смолы в пласт и обеспечивает проникновение смолы, при наличии в призабойной зоне неоднородности, в пропластки как с высокой, так и с более низкой проницаемостью. Снижение вязкости также обеспечивает более благоприятные условия для вымывания смолы из призабойной зоны закачиваемым вслед водным раствором соляной кислоты. Разбавление фенолформальдегидной смолы изопропиловым спиртом можно производить заблаговременно до проведения работ на скважине. В этом случае добавление изопропилового спирта обеспечивает продление сроков хранения смолы. В условиях пониженных температур, например в зимний период времени, вязкость фенолформальдегидной смолы существенно увеличивается. Разбавление смолы спиртом и снижение ее вязкости в условиях пониженных температур позволяет без критического роста давления прокачивать ее по непрерывным гибким трубам (колтюбинг) с относительно малым диаметром, которые могут использоваться в процессе ремонта.The use of a mixture of phenol-formaldehyde resin with isopropyl alcohol in the method is due to the need to reduce the viscosity of the initial phenol-formaldehyde resin. When 5-10 vol.% Isopropyl alcohol is added to the phenol-formaldehyde resin, the nominal viscosity of the resin decreases by 25-40%. When less than 5 vol.% Isopropyl alcohol is added to the phenol-formaldehyde resin, the viscosity decreases slightly, when more than 10 vol.% Isopropyl alcohol is added, the strength of the hardened resin decreases. A decrease in viscosity facilitates the injection of resin into the reservoir and allows the penetration of the resin, in the presence of heterogeneity in the bottomhole zone, into the interlayers with both high and lower permeability. The decrease in viscosity also provides more favorable conditions for the washing out of the resin from the bottomhole zone with an aqueous solution of hydrochloric acid injected after it. Dilution of phenol-formaldehyde resin with isopropyl alcohol can be done well in advance of work on the well. In this case, the addition of isopropyl alcohol provides an extension of the shelf life of the resin. Under conditions of low temperatures, for example, in winter, the viscosity of phenol-formaldehyde resin increases significantly. Diluting the resin with alcohol and reducing its viscosity at low temperatures allows pumping it through continuous flexible pipes (coiled tubing) with a relatively small diameter without critical pressure growth, which can be used in the repair process.
Объемы изопропилового спирта, смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом и водного раствора соляной кислоты определяют расчетным путем, из условия заполнения каждым из указанных реагентов, в том числе смесью фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом, открытого порового пространства в призабойной зоне (создания экрана в призабойной зоне) с диаметром охвата не менее 1,8 метра. При уменьшении радиуса обработки прочность создаваемого искусственного эксплуатационного фильтра может быть недостаточна для выдерживания перепадов давления, существующих при эксплуатации скважины. Увеличение радиуса обработки нецелесообразно из-за роста затрат на используемые реагенты.The volumes of isopropyl alcohol, a mixture of phenol-formaldehyde resin with isopropyl alcohol and an aqueous solution of hydrochloric acid are determined by calculation, from the condition that each of these reagents is filled, including a mixture of phenol-formaldehyde resin with isopropyl alcohol, an open pore space in the bottom-hole zone (creating a screen in the bottom-hole zone) with a coverage diameter of at least 1.8 meters. With a decrease in the processing radius, the strength of the created artificial production filter may not be sufficient to withstand the pressure drops existing during well operation. An increase in the radius of processing is impractical due to the increase in the cost of reagents used.
При использовании в предлагаемом способе кислоты с концентрацией менее 12% сроки отверждения фенолформальдегидной смолы увеличиваются и составляют более 48 часов, что приводит к продлению времени ремонта скважины и, соответственно, росту стоимости работ. При использовании кислоты с концентрацией более 24% сроки отверждения фенолформальдегидной смолы изменяются несущественно, кроме того, кислота с концентрацией более 24% может полностью не прореагировать, а остатки кислоты способны растворять естественный цемент, скрепляющий минеральные зерна коллектора, что усугубит проблему выноса песка из призабойной зоны.When using in the proposed method an acid with a concentration of less than 12%, the curing time of the phenol-formaldehyde resin is increased and exceeds 48 hours, which leads to an extension of the time for repairing the well and, accordingly, an increase in the cost of work. When using an acid with a concentration of more than 24%, the curing time of the phenol-formaldehyde resin does not change significantly, in addition, an acid with a concentration of more than 24% may not completely react, and acid residues can dissolve natural cement, cementing the mineral grains of the reservoir, which will aggravate the problem of sand removal from the bottomhole zone .
Предлагаемый способ, в отличие от наиболее близкого аналога, не предусматривает нагнетание газа в призабойную зону в течение двух суток после закачивания смолы. При реализации предлагаемого способа, в отличие от наиболее близкого аналога, не используют оксиэтилированный алкилфенол и 4-Метил-4-фенил-1,3-диоксан, что исключает необходимость применения обычно не используемых в нефтепромысловой практике реагентов и сокращает количество используемых реагентов. Указанные отличия упрощают и удешевляют предлагаемый способ.The proposed method, in contrast to the closest analogue, does not provide for the injection of gas into the bottomhole zone for two days after injection of the resin. When implementing the proposed method, in contrast to the closest analogue, hydroxyethylated alkyl phenol and 4-Methyl-4-phenyl-1,3-dioxane are not used, which eliminates the need for reagents not usually used in oilfield practice and reduces the number of reagents used. These differences simplify and reduce the cost of the proposed method.
Изопропиловый спирт используют соответствующий ГОСТ 9805-84. Изопропиловый спирт представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, не содержащую механических примесей, плотностью 814-819 кг/м3. Вместо изопропилового спирта возможно применение других спиртов, обладающих взаимной растворимостью с водой и фенолформальдегидной смолой.Isopropyl alcohol is used in accordance with GOST 9805-84. Isopropyl alcohol is a colorless transparent liquid that does not contain mechanical impurities, with a density of 814-819 kg / m 3 . Instead of isopropyl alcohol, other alcohols having mutual solubility with water and phenol-formaldehyde resin can be used.
Фенолформальдегидная смола производится по ТУ 2257-001-58948815-2003. Условная вязкость 20-120 с, массовая доля нелетучих веществ не менее 70,0%. Вместо смолы, производимой по указанному ТУ, возможно использование других подобных по свойствам фенолформальдегидных смол, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 20907-75.Phenol formaldehyde resin is produced according to TU 2257-001-58948815-2003. Conventional viscosity 20-120 s, mass fraction of non-volatiles not less than 70.0%. Instead of the resin produced according to the specified TU, it is possible to use other phenol-formaldehyde resins similar in properties that satisfy the requirements of GOST 20907-75.
В качестве отвердителя применяют соляную кислоту по ТУ 2122-131-05807960-97.As a hardener, hydrochloric acid is used in accordance with TU 2122-131-05807960-97.
Коллекторские свойства созданного по предлагаемому способу искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра оценивают на модели пласта, аналогично прототипу. Модель пласта готовят путем набивки металлической трубки длиной 100 мм с внутренним диаметром 60 мм кварцевым песком фракций размером 0,3 и 0,5 мм. Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивают минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1100 кг/м3. В процессе прокачивания производят замер расхода воды и по формуле Дарси определяют исходную проницаемость модели. Затем в модель пласта закачивают изопропиловый спирт до его появления на выходе модели пласта и оставляют модель на 8 часов для совмещения изопропилового спирта с водой в модели пласта. После этого в модель закачивают смесь, содержащую 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта (до появления на выходе модели пласта), и оставляют модель на 8 часов для пропитки песка. Далее выдавливают закаченную смесь из модели 15%-ным водным раствором соляной кислоты. После закачивания раствора соляной кислоты модель оставляют на время отверждения смолы в течение 24 часов. После этого через модель пласта вновь прокачивают минерализованную пластовую воду с определением проницаемости модели.The reservoir properties of the artificially fortified production filter created by the proposed method are evaluated on the reservoir model, similar to the prototype. The reservoir model is prepared by stuffing a metal tube 100 mm long with an inner diameter of 60 mm with quartz sand of fractions of 0.3 and 0.5 mm in size. Initially, mineralized formation water of calcium-chloride type with a density of 1100 kg / m 3 is pumped through a reservoir model filled with quartz sand. In the process of pumping, water flow is measured and the initial permeability of the model is determined by the Darcy formula. Then isopropyl alcohol is pumped into the reservoir model until it appears at the outlet of the reservoir model and the model is left for 8 hours to combine isopropyl alcohol with water in the reservoir model. After that, a mixture containing 90-95 vol.% Phenol-formaldehyde resin and 5-10 vol.% Isopropyl alcohol is pumped into the model (until the formation model appears at the output), and the model is left for 8 hours to impregnate sand. Next, the injected mixture is squeezed out of the model with a 15% aqueous hydrochloric acid solution. After pumping the hydrochloric acid solution, the model is left to cure the resin for 24 hours. After that, mineralized formation water is again pumped through the reservoir model to determine the permeability of the model.
Исследования были многократно повторены, среднее значение полученных результатов в сравнении с наилучшими показателями составов, используемых по наиболее близкому аналогу, приведены в таблице.The studies were repeated many times, the average value of the obtained results in comparison with the best indicators of the compositions used by the closest analogue is shown in the table.
Из результатов исследований следует, что снижение первоначальной проницаемости модели пласта при использовании заявляемого способа в среднем на 15% меньше, чем по прототипу, а, следовательно, при использовании на практике будут созданы лучшие условия для притока нефти.From the research results it follows that the decrease in the initial permeability of the reservoir model when using the proposed method is on average 15% less than for the prototype, and therefore, when used in practice, better conditions for oil flow will be created.
После определения проницаемости моделей пласта искусственно укрепленный песок (керн) извлекают из металлической трубки и оценивают его прочностные свойства. Была определена величина прочности керна на сжатие с использованием машины для испытаний на изгиб и сжатие МИЦИС-300K по ТУ 26-7733.050-00. Результаты исследований (см. таблицу) свидетельствуют, что прочность на сжатие кернов, полученных по предлагаемому способу, уже через 24 часа приблизительно соответствует прочности кернов по прототипу через 48 часов. Через 48 часов прочность на сжатие кернов, полученных по предлагаемому способу, превышает прочность кернов по прототипу в среднем на 29%. Также была определена величина прочности на сжатие образца песка, скрепленного с использованием предлагаемого способа без предварительного осушения призабойной зоны изопропиловым спиртом. Результаты, приведенные в таблице, свидетельствуют, что предварительное прокачивание изопропилового спирта способствует увеличению прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра.After determining the permeability of the reservoir models, artificially reinforced sand (core) is removed from the metal tube and its strength properties are evaluated. The value of core compressive strength was determined using the MIICIS-300K bending and compression testing machine in accordance with TU 26-7733.050-00. The research results (see table) indicate that the compressive strength of the cores obtained by the proposed method after 24 hours approximately corresponds to the core strength of the prototype after 48 hours. After 48 hours, the compressive strength of the cores obtained by the proposed method exceeds the strength of the cores of the prototype by an average of 29%. The value of the compressive strength of a sand sample bonded using the proposed method without preliminary drying the bottom-hole zone with isopropyl alcohol was also determined. The results shown in the table indicate that preliminary pumping of isopropyl alcohol increases the strength of the artificially strengthened operational filter.
Также было установлено, что при выдержке менее 8 часов после закачивания изопропилового спирта и фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом прочность на сжатие полученных кернов не достигает величины 29,5 МПа. Следовательно, выдержка в течение не менее 8 часов после закачивания изопропилового спирта и после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом является оптимальной и также способствует увеличению прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра. Повышение прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра обеспечивает более продолжительный эффект от использования способа, при этом может быть обеспечен рост добычи нефти за счет увеличения величины депрессии на продуктивный пласт, не приводящей к выносу песка.It was also found that with an exposure of less than 8 hours after injection of isopropyl alcohol and phenol-formaldehyde resin mixed with isopropyl alcohol, the compressive strength of the obtained cores does not reach 29.5 MPa. Therefore, exposure for at least 8 hours after injection of isopropyl alcohol and after injection of phenol-formaldehyde resin in a mixture with isopropyl alcohol is optimal and also increases the strength of the artificially strengthened operational filter. The increase in the strength of the artificially strengthened production filter provides a longer lasting effect from the use of the method, while oil production can be increased by increasing the depression on the reservoir, which does not lead to sand removal.
Пример практического примененияPractical example
Работы проводят в пескопроявляющей скважине с продуктивным пластом, вскрытым в интервале 1456-1457,2 м, и текущим забоем 1468 м. Интенсивность выноса механических примесей (песка) до проведения работ составляла 0,35% от объема добываемой жидкости. В скважину через насосно-компрессорные трубы закачивают и продавливают в пласт 1,5 м3 изопропилового спирта. После продавливания изопропилового спирта в пласт скважину оставляют на реагирование в течение 8 часов, в течение этого времени изопропиловый спирт растворяет в себе содержащуюся в призабойной зоне скважины воду. По истечении 8 часов в призабойную зону за изопропиловым спиртом через насосно-компрессорные трубы закачивают смесь 90% (1,35 м3) фенолформальдегидной смолы и 10% (0,15) м3 изопропилового спирта. Скважину оставляют в течение 8 часов для распределения смеси фенолформальдегидной смолы и изопропилового спирта в призабойной зоне скважины. Далее в призабойную зону через насосно-компрессорные трубы закачивают 2,0 м3 15%-ного водного раствора соляной кислоты. Закачивание производят цементировочным агрегатом ЦА-320М с диаметром сменных цилиндровых втулок насоса 127 мм, при работе на 3-й передаче и частоте вращения двигателя 1700 об/мин. После закачивания раствора соляной кислоты скважину оставляют на время отверждения смолы в течение 24 часов. После этого скважину свабируют для удаления из призабойной зоны не прореагировавшей соляной кислоты и пускают в эксплуатацию. В результате проведения работ интенсивность выноса песка составила 0,012% от объема добываемой жидкости.The work is carried out in a sand-producing well with a productive formation discovered in the interval 1456-1457.2 m and a current bottom of 1468 m. The intensity of removal of mechanical impurities (sand) before work was 0.35% of the volume of produced fluid. 1.5 m 3 of isopropyl alcohol is pumped into the well through tubing and pressed into the formation. After forcing isopropyl alcohol into the formation, the well is allowed to react for 8 hours, during which time isopropyl alcohol dissolves the water contained in the bottomhole zone of the well. After 8 hours, a mixture of 90% (1.35 m 3 ) phenol-formaldehyde resin and 10% (0.15) m 3 of isopropyl alcohol is pumped into the bottomhole zone for isopropyl alcohol through tubing. The well is left for 8 hours to distribute a mixture of phenol-formaldehyde resin and isopropyl alcohol in the bottomhole zone of the well. Then, 2.0 m 3 of a 15% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into the bottomhole zone through tubing. Injection is performed by the cementing unit ЦА-320М with a diameter of replaceable cylinder bushings of the pump 127 mm, when working in 3rd gear and engine speed of 1700 rpm. After pumping the hydrochloric acid solution, the well is left to cure the resin for 24 hours. After that, the well is swabbed to remove unreacted hydrochloric acid from the bottomhole zone and put into operation. As a result of the work, the intensity of sand removal amounted to 0.012% of the volume of produced fluid.
Использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность укрепления призабойной зоны скважины за счет увеличения прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра на 29% и проницаемости на 15%, а также обеспечивает упрощение и удешевление способа за счет уменьшения количества используемых реагентов и исключения необходимости после закачивания смолы в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону.Using the proposed method allows to increase the efficiency of strengthening the bottom-hole zone of the well by increasing the strength of the artificially strengthened production filter by 29% and permeability by 15%, and also provides a simplification and cheapening of the method by reducing the number of reagents used and eliminating the need after injecting resin for two days pump gas into the bottomhole zone.
Claims (1)
затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 ч, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 м, причем закачку водного раствора соляной кислоты производят при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины. A method of strengthening the bottom-hole zone of a well, comprising injecting phenol-formaldehyde resin and an aqueous hydrochloric acid solution into the bottom-hole zone of a well, followed by curing of phenol-formaldehyde resin, characterized in that isopropyl alcohol is first injected into the bottom-hole zone, and phenol-formaldehyde-resin resin is injected into the bottom-hole alcohol mixture when the ratio of components, vol.%:
then an aqueous solution of hydrochloric acid of 12-24% concentration, after injection of isopropyl alcohol and after injection of phenol-formaldehyde resin in a mixture with isopropyl alcohol, hold for at least 8 hours, all reagents are pumped in an amount sufficient to create a screen in the bottomhole zone with a diameter of coverage at least 1.8 m, and the injection of an aqueous solution of hydrochloric acid is carried out at a maximum flow rate that does not lead to an increase in the injection pressure above the allowable pressure on the production casing of the well and formations located near-wellbore zone.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112471/03A RU2387803C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method of bottomhole support in wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112471/03A RU2387803C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method of bottomhole support in wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2387803C1 true RU2387803C1 (en) | 2010-04-27 |
Family
ID=42672655
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009112471/03A RU2387803C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method of bottomhole support in wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2387803C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2581861C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for bottomhole support in well |
| 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) |
-
2009
- 2009-04-03 RU RU2009112471/03A patent/RU2387803C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2581861C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for bottomhole support in well |
| 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 |
|---|---|---|
| US7013973B2 (en) | Method of completing poorly consolidated formations | |
| RU2550623C2 (en) | Zone correction method inside underground hydrocarbons-containing formations (versions) | |
| US10316636B2 (en) | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permearle mortar | |
| US7677313B2 (en) | Method for controlling water influx into wellbores by blocking high-permeability channels | |
| CN101787864B (en) | Method for plugging water from oil reservoir fractured water logging oil well developed by injecting water into low-permeable reservoir stratum | |
| WO1998012416A1 (en) | Control of proppant flowback in hydraulically fractured wells | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| CN103184044B (en) | Heat extraction by steam injection Thermo-sensitive solid sand seal completion integration chemical system | |
| RU2522366C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2581861C1 (en) | Method for bottomhole support in well | |
| NL2021644B1 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
| RU2309248C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2387803C1 (en) | Method of bottomhole support in wells | |
| RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
| CN102899014B (en) | Fiber steering acid | |
| CN104927830A (en) | Waterproof lock fracturing fluid and preparation method thereof | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2504640C1 (en) | Method of well water production zone isolation | |
| CN105804714A (en) | Production-increasing method adopting combination of in-situ gas generation and water plugging technology | |
| CN109251738A (en) | Sepiolite strengthens hydrophobic associated polymer Gel profile control agent and preparation method thereof | |
| RU2740986C1 (en) | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation | |
| RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
| RU2426866C1 (en) | Polymer backfilling composition for isolation of water influx in low temperature oil and gas wells | |
| EA007238B1 (en) | Method for isolating and limiting of water inflow in boreholes |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160404 |