RU2399751C1 - Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure - Google Patents
Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2399751C1 RU2399751C1 RU2009121134/03A RU2009121134A RU2399751C1 RU 2399751 C1 RU2399751 C1 RU 2399751C1 RU 2009121134/03 A RU2009121134/03 A RU 2009121134/03A RU 2009121134 A RU2009121134 A RU 2009121134A RU 2399751 C1 RU2399751 C1 RU 2399751C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- sand
- solution
- acetone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Polyurethanes Or Polyureas (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области газодобычи и может быть использовано для снижения выноса песка из добывающей газовой скважины с аномально низким пластовым давлением и увеличения ее дебита.The invention relates to the field of gas production and can be used to reduce the removal of sand from a producing gas well with an abnormally low reservoir pressure and increase its flow rate.
Разработка газовых пластов часто сопровождается осложнениями, связанными с разрушением коллектора и, как следствие, с появлением песка в добываемой продукции. Часть песка выносится на поверхность и разрушает технологическое оборудование за счет его абразивного износа. Другая часть песка образует песчаную пробку в скважине и снижает ее дебит за счет перекрытия интервала перфорации. Для борьбы с этим явлением с целью увеличения текущего дебита по газу периодически производят работы по удалению песчаной пробки.The development of gas reservoirs is often accompanied by complications associated with the destruction of the reservoir and, as a result, with the appearance of sand in the produced products. Part of the sand is carried to the surface and destroys the technological equipment due to its abrasive wear. Another part of the sand forms a sand plug in the well and reduces its flow rate due to the overlap of the perforation interval. To combat this phenomenon, in order to increase the current gas production rate, sand plugs are periodically removed.
Известен способ удаления песчаной пробки путем промывки скважины 25-30%-ным раствором одноатомного спирта в воде с добавкой 1-1,5% поверхностно-активного вещества с использованием безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) [1].A known method of removing sand plugs by washing the well with a 25-30% solution of monohydric alcohol in water with the addition of 1-1.5% surfactant using a sleeveless long pipe (BDT) [1].
Такой способ требует применения дорогостоящего оборудования и дает только кратковременный эффект. Кроме того, обычно используемый на газовых скважинах одноатомный спирт-метанол обладает токсическим действием.This method requires the use of expensive equipment and gives only a short-term effect. In addition, the monohydric alcohol-methanol commonly used in gas wells has a toxic effect.
Более продолжительный эффект снижения выноса песка в скважину обеспечивает использование скважинного фильтра. Согласно этому способу в скважину закачивают гравийную смесь с размером частиц от 0,4 до 1,8 мм [2]. Однако такой фильтр создает дополнительное гидравлическое сопротивление и тем самым снижает дебит продукции. Кроме того, такой фильтр оказывается дорогим и затрудняет проведение ремонтных работ и геофизических исследований.A longer-lasting effect of reducing sand removal into the well is provided by the use of a downhole filter. According to this method, a gravel mixture with a particle size of 0.4 to 1.8 mm is pumped into the well [2]. However, such a filter creates additional hydraulic resistance and thereby reduces the production rate. In addition, such a filter is expensive and makes it difficult to carry out repair work and geophysical research.
Наиболее близким к заявленному способу является способ борьбы с пескопроявлениями в газовых скважинах, осуществляемый путем закачки в скважину раствора уретанового предполимера в ацетоне с последующим вытеснением его водой. Закачка уретанового предполимера в разбавленном растворе низшего кетона в пласт и последующее вытеснение его из пор водой приводит к образованию пространственной полимерной сетки, механически связывающей разрозненные песчинки. Вода в этом способе выполняет роль отвердителя и вытесняющего агента одновременно [3].Closest to the claimed method is a method of dealing with sand occurrences in gas wells by pumping a solution of a urethane prepolymer in acetone into a well, followed by water displacement. The injection of the urethane prepolymer in a dilute solution of lower ketone into the formation and its subsequent displacement from the pores with water leads to the formation of a spatial polymer network mechanically linking disparate sand grains. Water in this method acts as a hardener and a displacing agent at the same time [3].
Недостатком данного способа является необходимость закачки в пласт больших объемов жидкости для продвижения реакционной массы в пласт. В дальнейшем эту жидкость при освоении скважины необходимо удалить. Задача удаления жидкости усугубляется в скважинах с аномально низким пластовым давлением, так как энергии давления пластового давления газа может не хватить для ее удаления из пласта. Это приводит к длительному периоду освоения. Кроме того, такой способ не приводит к увеличению дебита скважины.The disadvantage of this method is the need for injection into the reservoir of large volumes of liquid to advance the reaction mass into the reservoir. In the future, this fluid must be removed during well development. The task of fluid removal is exacerbated in wells with an abnormally low reservoir pressure, since the pressure energy of the reservoir gas pressure may not be enough to remove it from the reservoir. This leads to a long development period. In addition, this method does not increase the flow rate of the well.
Целью изобретения является повышение эффективности снижения пескопроявлений в скважине, сокращение периода освоения скважины, упрощение технологии и увеличение текущего дебита.The aim of the invention is to increase the efficiency of reducing sand in the well, reducing the period of well development, simplifying the technology and increasing the current flow rate.
Поставленная цель достигается тем, что в способе снижения пескопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающем закачку в пласт через добывающую скважину раствора уретанового предполимера в ацетонсодержащем растворителе, продавку указанного раствора в пласт, указанный раствор содержит в качестве ацетонсодержащего растворителя ацетон или его смесь с газовым конденсатом при содержании последнего до 50% от массы смеси, а раствор используют 5-30%-ный, продавку его осуществляют закачкой газа, содержащего пары воды, с показателем относительной влажности не менее 10%, в течение не менее 1 часа, при давлении закачки указанного газа, превышающем пластовое в 1,5-5 раз.This goal is achieved by the fact that in the method of reducing sand occurrences in gas wells with abnormally low formation pressure, including injecting a solution of a urethane prepolymer in an acetone-containing solvent into the formation through a well, pumping said solution into the formation, said solution contains acetone or a mixture of it as an acetone-containing solvent with gas condensate when the content of the latter is up to 50% by weight of the mixture, and the solution is used 5-30%, it is forced through injection of gas containing steam water, with indication of the relative humidity no less than 10%, for at least 1 hour at a pressure of injection of said gas reservoir in excess of 1.5-5 times.
Причем после указанной обработки дополнительно осуществляют перфорацию скважины.Moreover, after this treatment, perforation of the well is additionally carried out.
Сущность заявленного способа состоит в том, что в газовую скважину закачивают раствор уретанового предполимера в ацетоне и продавку его в пласт влажным газом. Газ может быть использован в виде воздуха, природного попутного газа, азота. Газ в данном случае выполняет роль вытесняющего агента и переносчика водяных паров. Газ вытесняет избыток раствора полимера из порового объема. Из адсорбированного раствора при прокачке газа удаляется летучий ацетон и остается уретановый предполимер. При контакте с водой, находящейся в парообразном состоянии, предполимер отверждается и образует пространственную сетку. Эта сетка создает каркас, препятствующий движению песчинок.The essence of the claimed method consists in the fact that a solution of a urethane prepolymer in acetone is pumped into a gas well and pumped into the formation with moist gas. Gas can be used in the form of air, natural associated gas, nitrogen. Gas in this case acts as a displacing agent and a carrier of water vapor. Gas displaces excess polymer solution from the pore volume. Volatile acetone is removed from the adsorbed solution during gas pumping and the urethane prepolymer remains. Upon contact with water in a vapor state, the prepolymer cures and forms a spatial network. This grid creates a framework that impedes the movement of grains of sand.
Уретановый предполимер закачивается в виде 5-30%-ного раствора в ацетоне или смеси ацетона с углеводородным растворителем - газовым конденсатом. Указанный интервал концентрации предполимера выбран экспериментально. При концентрации предполимера менее 5% связывания песка не происходит. При концентрации предполимера более 30% снижается проницаемость песка по газу и, как следствие, снижается продуктивность скважины. Опытным путем определено также минимальное содержание воды в газе - 10%. Для протекания реакции отверждения уретанового предполимера в этих условиях необходимо время не менее 1 часа. Для эффективного продвижения раствора в пласт необходимо, чтобы давление закачки газа превышало пластовое в 1,5-5 раз. Более низкое давление вне этого интервала не обеспечивает продвижение раствора в пласт и может привести к снижению продуктивности скважины и увеличению сроков освоения скважины. Превышение давления более чем в 5 раз от пластового усложняет процесс нагнетания газа при отсутствии роста эффективности.The urethane prepolymer is pumped in the form of a 5-30% solution in acetone or a mixture of acetone with a hydrocarbon solvent - gas condensate. The indicated concentration range of the prepolymer was selected experimentally. At a prepolymer concentration of less than 5%, sand does not bind. At a prepolymer concentration of more than 30%, the gas permeability of sand decreases and, as a result, the productivity of the well decreases. The minimum water content in the gas was also determined experimentally - 10%. For the curing reaction of the urethane prepolymer under these conditions, a time of at least 1 hour is required. To effectively move the solution into the reservoir, it is necessary that the pressure of gas injection exceeds the reservoir by 1.5-5 times. A lower pressure outside this interval does not ensure the advancement of the solution into the formation and can lead to a decrease in well productivity and an increase in the development time of the well. Excess pressure more than 5 times from the reservoir complicates the process of gas injection in the absence of an increase in efficiency.
Пример 1.Example 1
Предлагаемый способ реализован на лабораторной модели пласта. Для этого модель пласта в виде цилиндра диаметром 1 см и длиной 30 см заполнили песком и определили проницаемость песка. Далее приготовили 30%-ный раствор уретанового предполимера в ацетоне и заполнили этим раствором поры песка. Далее прокачали через модель воздух с влажностью 10% в течение 1 часа. Определили проницаемость и произвели испытания прочности образующегося материала. В результате установлено, что после такой обработки несвязанного песка его проницаемость снизилась на 5%, а предел прочности на сжатие составил 7 МПа. Таким образом, предложенный способ позволяет связывать песок в твердую структуру при одновременном сохранении фильтрационных свойств.The proposed method is implemented on a laboratory model of the reservoir. For this, a reservoir model in the form of a cylinder with a diameter of 1 cm and a length of 30 cm was filled with sand and the sand permeability was determined. Then a 30% solution of urethane prepolymer in acetone was prepared and sand pores were filled with this solution. Then, air with a humidity of 10% was pumped through the model for 1 hour. The permeability was determined and the strength of the resulting material was tested. As a result, it was found that after such treatment of unbound sand, its permeability decreased by 5%, and the compressive strength was 7 MPa. Thus, the proposed method allows you to bind sand into a solid structure while maintaining filtration properties.
По аналогии провели исследование прочности песка, полученного после аналогичной обработки песка раствором предполимера с концентрацией 5 мас.%. Установлено, что содержание полимера ниже 5% в растворе ацетона не обеспечивает связывание песка в прочную структуру.By analogy, we studied the strength of sand obtained after a similar treatment of sand with a prepolymer solution with a concentration of 5 wt.%. It was found that the polymer content below 5% in an acetone solution does not provide sand binding to a strong structure.
Пример 2.Example 2
Аналогично примеру 1 приготовлен 15%-ный раствор уретанового предполимера в растворителе, содержащем 50% ацетона и 50% газового конденсата. В результате получен отвержденный образец песка с прочностью 3 МПа.Analogously to example 1, a 15% solution of a urethane prepolymer in a solvent containing 50% acetone and 50% gas condensate was prepared. As a result, a cured sand sample with a strength of 3 MPa was obtained.
Пример 3.Example 3
Газовая скважина, работающая на сеноманском газовом горизонте с пластовым давлением 21 атм, имеет дебит 75 тыс.м3 газа в сутки. При этом выносится песок и наблюдается поднятие текущего забоя. Периодически скважина останавливается для проведения ремонтных работ по удалению песчаной пробки.A gas well operating on the Cenomanian gas horizon with a reservoir pressure of 21 atm has a flow rate of 75 thousand m 3 of gas per day. In this case, sand is carried out and a rise in the current face is observed. Periodically, the well is stopped to carry out repair work to remove the sand plug.
Для снижения выноса песка и снижения скорости роста песчаной пробки проведены мероприятия по снижению выноса песка из пласта. С этой целью зону перфорации скважины очистили от песка и установили текущий забой на 2 м ниже нижнего уровня перфорации. В дальнейшем в скважину через насосно-компрессорную трубу - НКТ последовательно закачали 5 м3 10%-ного раствора уретанового предполимера в ацетоне. Далее через НКТ в скважину при помощи бустерной установки УНГ-8/15 подавали насыщенный влагой - с относительной влажностью 15% - природный газ и под давлением 63 атм (в 3 раза выше пластового) в течение 5 часов. Остановили скважину на технологический отстой для завершения реакции отверждения уретанового предполимера (смолы). Далее скважина работала на факельную линию в течение 48 часов, после чего была переведена в рабочий режим.To reduce sand removal and reduce the growth rate of sand plugs, measures were taken to reduce sand removal from the reservoir. To this end, the perforation zone of the well was cleaned of sand and the current bottom was set 2 m below the lower perforation level. Subsequently, 5 m 3 of a 10% solution of urethane prepolymer in acetone was successively pumped into the well through a tubing - tubing. Then, through the tubing, using a booster installation UNG-8/15, natural gas was supplied with moisture - with a relative humidity of 15% - and at a pressure of 63 atm (3 times higher than the reservoir) for 5 hours. The well was stopped for technological sludge to complete the curing reaction of the urethane prepolymer (resin). Further, the well worked on the flare line for 48 hours, after which it was transferred to the operating mode.
По результатам эксплуатационных данных вынос песка снизился до 10 г в сутки. Межремонтный период для удаления песчаной пробки увеличился с 3 до 7 месяцев. Дебит скважины по газу не изменился.According to the results of operational data, sand removal decreased to 10 g per day. The overhaul period for removing sand plugs increased from 3 to 7 months. Gas production rate has not changed.
Аналогичным образом была проведена обработка газовых скважин № 2 и № 3. Для контроля использована газовая скважина №4, на которой была проведена промывка песчаной пробки, но не проводилась обработка по предлагаемой технологии.In a similar way, gas wells No. 2 and No. 3 were processed. For control, gas well No. 4 was used, on which washing of the sand plug was carried out, but no processing was carried out using the proposed technology.
Результаты представлены в таблице.The results are presented in the table.
Пример 4.Example 4
Одну из скважин обработали по способу, описанному в примере 3. После проведения закачки в скважину 800 кг уретанового предполимера в виде 20%-ного раствора в ацетоне, затем - через НКТ в скважину при помощи бустерной установки УНГ-8/15 подачи насыщенного влагой - с относительной влажностью 15% - природного газа под давлением 63 атм (в 3 раза выше пластового) в течение 5 часов. Остановили скважину на технологический отстой для завершения реакции отверждения уретанового предполимера (смолы). Через 1 месяц произвели перфорацию скважины. В результате установлено, что дебит выноса песка прекратился, а дебит по газу увеличился на 2 тыс.м3 в сутки.One of the wells was treated according to the method described in example 3. After pumping 800 kg of a urethane prepolymer into the well in the form of a 20% solution in acetone, then through the tubing into the well using a booster unit UNG-8/15 for supplying moisture-saturated with a relative humidity of 15% of natural gas at a pressure of 63 atm (3 times higher than the reservoir) for 5 hours. The well was stopped for technological sludge to complete the curing reaction of the urethane prepolymer (resin). After 1 month, the well was perforated. As a result, it was found that the sand production rate has stopped, and the gas production rate has increased by 2 thousand m 3 per day.
Из приведенных примеров видно, что предлагаемый способ позволяет достичь поставленной цели - снизить вынос песка при одновременном сохранении и даже увеличении текущего дебита газа по сравнению с контрольным опытом (скв. № 4, табл., где за тот же период - 3 месяца песчаная пробка полностью восстановилась и дебит по газу снизился).From the above examples it is seen that the proposed method allows to achieve the goal - to reduce sand removal while maintaining and even increasing the current gas flow rate compared to the control experiment (well No. 4, table, where the sand plug completely for the same period of 3 months recovered and gas production decreased).
Источники информацииInformation sources
1 RU 2188304, 28.12.2001, E21B 37/00, E21B 19/22. Способ промывки песчаной пробки.1 RU 2188304, 12.28.2001, E21B 37/00, E21B 19/22. The method of washing sand plugs.
2. RU 2206719, 2001.12.26. Способ сооружения гравийного фильтра в скважине.2. RU 2206719, 2001.12.26. A method of constructing a gravel filter in a well.
3. RU 2285791, 2005.11.21. Способ борьбы с пескопроявлениями в газовых скважинах.3. RU 2285791, 2005.11.21. The way to deal with sand in gas wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009121134/03A RU2399751C1 (en) | 2009-06-03 | 2009-06-03 | Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009121134/03A RU2399751C1 (en) | 2009-06-03 | 2009-06-03 | Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2399751C1 true RU2399751C1 (en) | 2010-09-20 |
Family
ID=42939205
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009121134/03A RU2399751C1 (en) | 2009-06-03 | 2009-06-03 | Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2399751C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2784877C1 (en) * | 2022-03-01 | 2022-11-30 | Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method for limiting sand production in production wells |
-
2009
- 2009-06-03 RU RU2009121134/03A patent/RU2399751C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2784877C1 (en) * | 2022-03-01 | 2022-11-30 | Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method for limiting sand production in production wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
ZA200500244B (en) | Reduction of constituents in tobacco | |
Torabi et al. | Effect of operating pressure, matrix permeability and connate water saturation on performance of CO2 huff-and-puff process in matrix-fracture experimental model | |
RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
CN111684041A (en) | ARC hybrid particle mixtures for sealer and stopper quality enhancement | |
MX2007005005A (en) | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations. | |
CN114836184B (en) | Degradable temporary plugging agent for offshore large-leakage oil-water well workover and use method thereof | |
CN106795749A (en) | Use the chemical enhanced oil recovery method of thickening macromolecular compound | |
CN112051190A (en) | Method for evaluating permeability of composite osmotic acid | |
AU2014302576B2 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines | |
RU2399751C1 (en) | Method of reducing sand ingresses in gas wells with abnormally low formation pressure | |
RU2464415C2 (en) | Method of flooding oil bed | |
Raje et al. | Gel systems for controlling CO2 mobility in carbon dioxide miscible flooding | |
CN114044850B (en) | High-strength temporary plugging agent capable of realizing well zone seepage and preparation method thereof | |
KR101578539B1 (en) | Device for controlling infiltration pressure of water-soluble fire-retardant liquid in wood impregnation | |
Liang et al. | A novel technology of combining foam injection and compression to lift liquid in water flooded gas wells | |
RU2285791C1 (en) | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells | |
RU2558831C1 (en) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells | |
CN107907652B (en) | Effective extraction rate calculation method for groundwater remediation by extraction method | |
RU2406818C1 (en) | Method of protection against sand phenomena in oil wells | |
RU2208036C2 (en) | Well-killing foaming composition | |
JP4953056B2 (en) | Methane collection method | |
KR20160098021A (en) | Method for controlling infiltration pressure of water-soluble fire-retardant liquid in wood impregnation | |
CN107832491B (en) | Effective water holding rate calculation method for underground water restoration by extraction method | |
RU2558837C1 (en) | Method of water-producing well recovery | |
US20150083411A1 (en) | Automated systems and methods for production of gas from groundwater aquifers |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160604 |