RU2413067C1 - Method for preventing sand production and reducing water influx to well with low formation temperature - Google Patents
Method for preventing sand production and reducing water influx to well with low formation temperature Download PDFInfo
- Publication number
- RU2413067C1 RU2413067C1 RU2009143817/03A RU2009143817A RU2413067C1 RU 2413067 C1 RU2413067 C1 RU 2413067C1 RU 2009143817/03 A RU2009143817/03 A RU 2009143817/03A RU 2009143817 A RU2009143817 A RU 2009143817A RU 2413067 C1 RU2413067 C1 RU 2413067C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- temperature
- hole zone
- sand
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения выноса песка и снижения водопритока в скважину с низкой пластовой температурой.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for preventing sand removal and reducing water inflow into a well with a low formation temperature.
Известен способ предотвращения выноса песка из скважины, включающий закачивание в кавернозную полость призабойной зоны набивки и последующее закачивание состава для закрепления призабойной зоны [патент РФ №2136853, Е21В 43/04, 33/13. Опубл. 10.09.1999]. В качестве набивки используют гравий переменного фракционного состава, который закачивают в призабойную зону скважины от наименее мелкой до наиболее крупной фракции. В качестве носителя для закачивания гравия используют нефть, а состав для закрепления призабойной зоны содержит цемент, песок, хлористый натрий и кальцийсодержащий компонент. Недостатком способа является то, что гравийную набивку формируют из трех - пяти фракций гравия разных размеров. В реальных условиях в кавернозную полость призабойной зоны пласта намывают большое количество гравия, а предварительное разделение большого количества гравия на 3-5 фракций разного размера усложняет технологический процесс и требует применения специального оборудования.A known method of preventing the removal of sand from the well, including pumping into the cavernous cavity of the bottomhole zone of packing and subsequent pumping of the composition to secure the bottomhole zone [RF patent No. 2136853, ЕВВ 43/04, 33/13. Publ. 09/10/1999]. As packing, gravel of variable fractional composition is used, which is pumped into the bottomhole zone of the well from the smallest to the largest fraction. Oil is used as a carrier for pumping gravel, and the composition for fixing the bottom-hole zone contains cement, sand, sodium chloride and a calcium-containing component. The disadvantage of this method is that gravel packing is formed from three to five fractions of gravel of different sizes. In real conditions, a large amount of gravel is washed into the cavernous cavity of the bottomhole formation zone, and preliminary separation of a large amount of gravel into 3-5 fractions of different sizes complicates the process and requires the use of special equipment.
Наиболее близким к предложенному решению является способ закрепления пескопроявляющего пласта в скважине, включающий прогрев призабойной зоны пласта и закачивание в призабойную зону пласта нагретого до температуры не менее 90°С насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°С до 90°С [авторское свидетельство №1633091, Е21В 33/13. Опубл. 07.03.1991, Бюл. №9]. При охлаждении призабойной зоны из насыщенного раствора соли высаждаются кристаллы соли, которые укрепляют слабосцементированные пески.Closest to the proposed solution is a method of fixing a sand-producing formation in a well, including heating the bottom-hole zone of the formation and pumping into the bottom-hole zone of the formation a saturated aqueous solution of mineral salt having a solubility difference of more than 700 g / l in a temperature range from 20 ° С to 90 ° С [copyright certificate No. 1633091, ЕВВ 33/13. Publ. 03/07/1991, Bull. No. 9]. When the bottom-hole zone is cooled, salt crystals precipitate from the saturated salt solution, which strengthen weakly cemented sands.
Недостатком способа является то, что он не предусматривает предварительное закачивание материала, создающего скелетную основу для высаждающихся кристаллов соли, в каверну, образующуюся в призабойной зоне при выносе песка. В результате высаждающиеся кристаллы соли будут скапливаться в нижней части каверны, не перекрывая всего ее объема, особенно при большом объеме каверны. В результате кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и верхней частью каверны не будет чем-либо загерметизировано, что не исключает обводнение скважины из вышележащих обводненных пластов в результате заколонных перетоков. Кроме того, способ предусматривает прогрев призабойной зоны пласта закачиванием в течение не менее суток разогретой углеводородной жидкости. Закачивание в течение суток углеводородной жидкости для прогрева призабойной зоны существенно увеличивает продолжительность технологического процесса и стоимость работ, целесообразно было бы использовать продолжительное закачивание разогретой углеводородной жидкости одновременно и для других технологических целей, существенно увеличивающих эффективность работ и расширяющих область применения способа.The disadvantage of this method is that it does not provide for the preliminary pumping of the material, which creates the skeletal base for the precipitated salt crystals, into the cavity formed in the bottom-hole zone during sand removal. As a result, the precipitated salt crystals will accumulate in the lower part of the cavity, not overlapping its entire volume, especially with a large volume of the cavity. As a result, the annular space between the production casing and the upper part of the cavity will not be sealed with anything, which does not exclude the flooding of the well from overlying flooded formations as a result of casing flows. In addition, the method involves heating the bottom of the formation by pumping for at least a day a heated hydrocarbon fluid. Injecting hydrocarbon fluid during the day to warm the bottom-hole zone significantly increases the duration of the process and the cost of work, it would be advisable to use continuous pumping of the heated hydrocarbon fluid at the same time for other technological purposes, significantly increasing the efficiency of the work and expanding the scope of the method.
Технической задачей изобретения является увеличение эффективности работ по укреплению призабойной зоны скважины и ограничению водопритока за счет увеличения глубины проникновения в пласт состава для закрепления призабойной зоны и сокращения продолжительности работ.An object of the invention is to increase the efficiency of work to strengthen the bottom-hole zone of the well and to limit water inflow by increasing the penetration depth of the composition to fix the bottom-hole zone and reduce the duration of the work.
Задача решается способом предотвращения выноса песка и снижения водопритока в скважину с низкой пластовой температурой, включающим прогрев призабойной зоны пласта и закачивание в призабойную зону пласта нагретого до температуры не менее 90°С насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°С до 90°С.The problem is solved by a method of preventing sand removal and reducing water inflow into the well with a low formation temperature, including heating the bottom-hole zone of the formation and pumping a saturated aqueous solution of mineral salt heated to a temperature of at least 90 ° C with a solubility difference of more than 700 g / l in temperature range from 20 ° C to 90 ° C.
Новым является то, что до насыщенного водного раствора минеральной соли в скважину закачивают кварцевый песок с размером фракции от 0,05 до 2 мм в разогретом до температуры 60°С природном битуме, имеющем вязкость при данной температуре не менее 60 мПа·с.What is new is that quartz sand is pumped into the well to a saturated aqueous solution of mineral salt with a fraction size of 0.05 to 2 mm in natural bitumen heated to a temperature of 60 ° C and having a viscosity at a given temperature of at least 60 MPa · s.
Так же новым является то, что разогретый природный битум одновременно является носителем для песка, служит для предварительного прогрева призабойной зоны пласта, выполняет роль тампонажного материала для ограничения водопритока в скважину, а для закачивания в пласт песка в разогретом битуме и насыщенного водного раствора минеральной соли используют специальные термоизолированные трубы.It is also new that heated natural bitumen is also a carrier for sand, serves to preheat the bottom-hole zone of the formation, acts as a grouting material to limit water inflow into the well, and to pump sand into the formation in heated bitumen and a saturated aqueous solution of mineral salt special thermally insulated pipes.
Сутью предлагаемого изобретения является последовательное закачивание в призабойную зону пласта с температурой до 30°С через специальные термоизолированные трубы кварцевого песка с размером фракции от 0,05 до 2 мм в разогретом до температуры 60°С природном битуме, имеющем вязкость при данной температуре не менее 60 мПа·с, и нагретого до температуры не менее 90°С насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°С до 90°С. Нагнетаемый в разогретом битуме песок отфильтровывается и уплотняется в призабойной зоне, а битум, прокачиваемый в глубину пласта, осуществляет прогрев последнего. Массу песка для нагнетания в призабойную зону принимают приблизительно равной массе песка, вынесенного из пласта при эксплуатации скважины. Используемый в качестве носителя для песка природный битум с температурой 60°С имеет вязкость не менее 60 мПа·с, что обуславливает его хорошие песконесущие свойства в сравнении, например, с нефтью, вязкость которой при данной температуре в несколько раз меньше. Закачиваемый песок заполняет каверну, образующуюся в призабойной зоне при выносе песка, и создается скелетная основа для кристаллов соли, высаждающихся при остывании насыщенного раствора соли в пласте до температуры 20-30°С. Высаждающиеся кристаллы соли укрепляют слабосцементированный песок, и в призабойной зоне пласта образуется фильтр, проницаемый для нефти, но препятствующий выносу в скважину песка из глубины пласта. Требуемый объем насыщенного водного раствора минеральной соли определяют с расчетом закачивания его в призабойную зону пласта не менее чем на 0,5 м от стенки скважины. Проблема выноса песка, в первую очередь, характерна для скважин с высокой обводненностью. Вязкость закачиваемого в глубину пласта природного битума после остывания в пласте до температуры 20-30°С увеличивается в 10-70 раз. Охлаждение приводит к снижению текучести природного битума, что обеспечивает тампонирование обводненных интервалов пласта и ограничивает приток воды в скважину. Ограничение водопритока обеспечивает более продолжительный эффект укрепления песков в призабойной зоне скважины, так как именно поступающая в скважину вода в наибольшей степени вымывает цементирующее вещество из пласта и способствует выносу песка. Хорошая растворимость природного битума в нефти в широком диапазоне температур обеспечивает сохранение условий для притока нефти, даже в случае застывания битума в нефтеносной части пласта. Использование термоизолированных труб позволяет увеличить глубину закачивания в пласт разогретого природного битума и разогретого насыщенного раствора соли, так как снижается скорость остывания, замедляется набор вязкости природным битумом и продляется интервал времени остывания насыщенного раствора до момента выпадения кристаллов соли. Увеличение глубины закачивания в пласт разогретого насыщенного раствора соли позволяет произвести закрепление большего объема слабосцементированного песка, тем самым создать в призабойной зоне эксплуатационный фильтр, более устойчивый к размыванию в течение более продолжительного времени. Использование разогретого природного битума одновременно в качестве носителя для песка, для предварительного прогрева призабойной зоны пласта и в качестве тампонажного материала для ограничения водопритока позволяет существенно сократить продолжительность технологического процесса. Если в качестве носителя для песка, для предварительного прогрева призабойной зоны пласта и в качестве тампонажного материала были бы использованы различные материалы, каждый из которых последовательно закачивался бы в скважину, то на проведение работ было бы затрачено больше времени.The essence of the invention is the sequential injection into the bottomhole formation zone with a temperature of up to 30 ° C through special thermally insulated quartz sand pipes with a fraction size of 0.05 to 2 mm in natural bitumen heated to a temperature of 60 ° C and having a viscosity at a given temperature of at least 60 MPa · s, and a saturated aqueous solution of mineral salt heated to a temperature of at least 90 ° C, having a solubility difference of more than 700 g / l in the temperature range from 20 ° C to 90 ° C. Sand injected in pre-heated bitumen is filtered and compacted in the bottom-hole zone, and bitumen pumped into the depth of the reservoir carries out heating of the latter. The mass of sand for injection into the bottomhole zone is taken to be approximately equal to the mass of sand removed from the formation during the operation of the well. Natural bitumen with a temperature of 60 ° C used as a carrier for sand has a viscosity of at least 60 MPa · s, which leads to its good sand-bearing properties in comparison, for example, with oil, whose viscosity at this temperature is several times lower. The injected sand fills the cavity formed in the bottomhole zone during sand removal, and a skeletal base is created for salt crystals that precipitate when the saturated salt solution in the formation cools down to a temperature of 20-30 ° С. The precipitated salt crystals strengthen the weakly cemented sand, and in the bottom-hole zone of the formation, a filter is formed that is permeable to oil, but prevents sand from entering the well from the depth of the formation. The required volume of a saturated aqueous solution of mineral salt is determined with the calculation of pumping it into the bottomhole formation zone at least 0.5 m from the well wall. The sand removal problem is primarily characteristic of wells with high water cut. The viscosity of natural bitumen injected deep into the formation after cooling in the formation to a temperature of 20-30 ° C increases by 10-70 times. Cooling leads to a decrease in the fluidity of natural bitumen, which ensures the plugging of watered intervals of the formation and limits the flow of water into the well. The limitation of water inflow provides a longer-lasting effect of strengthening the sands in the bottom-hole zone of the well, since it is the water that enters the well that leaches the cementing substance from the formation to the greatest extent and contributes to the removal of sand. The good solubility of natural bitumen in oil over a wide temperature range ensures the preservation of the conditions for the influx of oil, even in the case of solidification of bitumen in the oil-bearing part of the reservoir. The use of thermally insulated pipes allows increasing the depth of injection into the formation of heated natural bitumen and heated saturated salt solution, since the cooling rate decreases, the viscosity increases with natural bitumen and the cooling time interval of the saturated solution is extended until salt crystals precipitate. Increasing the depth of injection into the formation of a heated saturated salt solution allows fixing a larger volume of weakly cemented sand, thereby creating an operational filter in the bottomhole zone that is more resistant to erosion for a longer time. The use of preheated natural bitumen simultaneously as a carrier for sand, for preliminary heating of the bottom-hole zone of the formation and as grouting material to limit water inflow can significantly reduce the duration of the process. If various materials were used as a sand carrier for preliminary heating of the bottom-hole zone of the formation and as grouting material, each of which would be pumped sequentially into the well, then more time would be spent on the work.
Таким образом, в данном предложении достигается результат увеличения эффективности работ по укреплению призабойной зоны скважины и снижению водопритока за счет увеличения глубины проникновения в пласт состава для закрепления призабойной зоны и сокращения продолжительности работ.Thus, in this proposal, the result is an increase in the efficiency of work to strengthen the bottom-hole zone of the well and a decrease in water inflow by increasing the depth of penetration of the composition into the formation to fix the bottom-hole zone and reduce the duration of the work.
Пример практического примененияPractical example
В скважину с температурой на глубине продуктивного пласта 20°С на 2-4 м выше интервала перфорации, вскрывшей продуктивный пласт, спускают термоизолированные трубы. В качестве термоизолированных труб используют трубы термоизолированные внутрискважинные с вакуум-экранным типом изоляции, соответствующие требованиям ТУ 3665-003-59177165-2003, изготовленные ЗАО «Экогермет-У» (г.Ижевск). Затем через термоизолированные трубы в скважину закачивают 900 кг песка с размером фракции 1,2-2 мм в разогретом до температуры 60°С природном битуме. В качестве природного битума используют природный битум, добываемый на Кармальском месторождении Республики Татарстан (Северный купол месторождения), который при температуре 60°С имеет вязкость 60-150 мПа·с. Нагнетаемый в разогретом битуме песок отфильтровывается и уплотняется в призабойной зоне, а битум, прокачиваемый в глубину пласта, осуществляет прогрев последнего. Вслед за суспензией битума в нефти закачивают 3,0 м3 разогретого до 90°С насыщенного водного раствора хлорида кальция CaCl2 плотностью не менее 1500 кг/м3, кроме раствора хлорида кальция при реализации способа могут быть использованы насыщенные растворы KNO3, NaC2H3O2 или др. Вслед за насыщенным раствором хлорида кальция закачивают 2-3 м3 разогретой до 60°С нефти и технологическую жидкость, с использованием которой ведутся работы в скважине. Объем технологической жидкости определяется с условием продавливания в пласт насыщенного раствора соли, а разогретая нефть используется в качестве буфера, предотвращающего смешивание горячего раствора хлорида кальция с холодной технологической жидкостью. При остывании насыщенного раствора хлорида кальция в пласте до температуры 20°С из него высаждаются кристаллы соли, которые укрепляют слабосцементированный песок, а в призабойной зоне пласта образуется фильтр, проницаемый для нефти, но препятствующий выносу в скважину песка из глубины пласта. Закачанный в пласт природный битум с Северного купола Кармальского месторождения при остывании в пласте до температуры 20°С загустевает, его вязкость при данной температуре 1340-4200 мПа·с. Охлаждение приводит к снижению текучести природного битума, что обеспечивает тампонирование обводненных интервалов пласта и ограничивает приток воды в скважину.Thermally insulated pipes are lowered into the well with a temperature at a depth of the productive formation of 20 ° C 2-4 m above the perforation interval that exposed the productive formation. As thermally insulated pipes, thermally insulated downhole pipes with a vacuum-screen type of insulation are used that meet the requirements of TU 3665-003-59177165-2003 manufactured by Ecogermet-U CJSC (Izhevsk). Then, 900 kg of sand with a grain size of 1.2-2 mm in natural bitumen preheated to a temperature of 60 ° C is pumped into the well through thermally insulated pipes. As natural bitumen, natural bitumen is used, mined in the Karmalsky field of the Republic of Tatarstan (Northern dome of the field), which at a temperature of 60 ° C has a viscosity of 60-150 MPa · s. Sand injected in pre-heated bitumen is filtered and compacted in the bottom-hole zone, and bitumen pumped into the depth of the reservoir carries out heating of the latter. After the suspension of oil in bitumen is pumped 3.0m 3 heated to 90 ° C a saturated aqueous solution of calcium chloride CaCl 2 density of not less than 1500 kg / m 3, except for the calcium chloride solution by the method can be used saturated KNO 3 solution, NaC 2 H 3 O 2 or others. Following a saturated solution of calcium chloride, 2-3 m 3 of oil and technological fluid are heated up to 60 ° C and the well is being used with it. The volume of the process fluid is determined under the condition of forcing a saturated salt solution into the reservoir, and the heated oil is used as a buffer to prevent the mixing of a hot solution of calcium chloride with a cold process fluid. When the saturated solution of calcium chloride in the formation cools to a temperature of 20 ° С, salt crystals precipitate from it, which strengthen weakly cemented sand, and a filter is formed in the bottom-hole zone of the formation, which is permeable to oil but prevents sand from entering the well from the depth of the formation. The natural bitumen pumped into the formation from the North Dome of the Karmalsky field thickens when it cools in the formation to a temperature of 20 ° C; its viscosity at a given temperature is 1340-4200 mPa · s. Cooling leads to a decrease in the fluidity of natural bitumen, which ensures the plugging of watered intervals of the formation and limits the flow of water into the well.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009143817/03A RU2413067C1 (en) | 2009-11-26 | 2009-11-26 | Method for preventing sand production and reducing water influx to well with low formation temperature |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009143817/03A RU2413067C1 (en) | 2009-11-26 | 2009-11-26 | Method for preventing sand production and reducing water influx to well with low formation temperature |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2413067C1 true RU2413067C1 (en) | 2011-02-27 |
Family
ID=46310640
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009143817/03A RU2413067C1 (en) | 2009-11-26 | 2009-11-26 | Method for preventing sand production and reducing water influx to well with low formation temperature |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2413067C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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
- 2009-11-26 RU RU2009143817/03A patent/RU2413067C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
|---|---|---|
| US20130333892A1 (en) | Acidizing materials and methods and fluids for earth formation protection | |
| RU2017108449A (en) | DIVERSE SYSTEMS FOR USE IN WELL TREATMENT OPERATIONS | |
| RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
| CA2921357A1 (en) | Method of improving hydraulic fracturing by decreasing formation temperature | |
| CN102444392B (en) | Cement paste system choosing method capable of preventing oil, gas and water from channeling | |
| CN106337676B (en) | Fracturing method for coal bed gas reservoir | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| US3335797A (en) | Controlling fractures during well treatment | |
| US3172470A (en) | Single well secondary recovery process | |
| CN110552656A (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
| CA2873264A1 (en) | Swellable polymer particles for producing well treatments | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| RU2012114259A (en) | METHOD FOR INCREASING OIL, GAS CONDENSATES AND GAS PRODUCTION FROM DEPOSITS AND ENSURING UNINTERRUPTED OPERATION OF PRODUCING AND EXPRESSIVE WELLS | |
| RU2363841C1 (en) | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2413067C1 (en) | Method for preventing sand production and reducing water influx to well with low formation temperature | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2684262C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| RU2012141519A (en) | METHOD FOR ORGANIZING VERTICAL-LATERAL FLOODING | |
| RU2528805C1 (en) | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum | |
| RU2735008C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2663521C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well | |
| EP2452041A2 (en) | Methods for treating a wellbore |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161127 |