RU2581861C1 - Method for bottomhole support in well - Google Patents
Method for bottomhole support in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2581861C1 RU2581861C1 RU2014146065/03A RU2014146065A RU2581861C1 RU 2581861 C1 RU2581861 C1 RU 2581861C1 RU 2014146065/03 A RU2014146065/03 A RU 2014146065/03A RU 2014146065 A RU2014146065 A RU 2014146065A RU 2581861 C1 RU2581861 C1 RU 2581861C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- tubing string
- zone
- bottomhole
- tubing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 59
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 39
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract description 5
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 14
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- UWMUVCPSXOGVND-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-4-phenyl-1,3-dioxane Chemical compound C=1C=CC=CC=1C1(C)CCOCO1 UWMUVCPSXOGVND-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- -1 ethoxylated alkyl phenol Chemical compound 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B26/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing only organic binders, e.g. polymer or resin concrete
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/76—Use at unusual temperatures, e.g. sub-zero
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (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 укрепления слабосцементированного пористого пласта (патент RU №2119041, МПК E21B 33/138, E02D 3/12, опубл. в бюл. №26 от 20.09.1998 г.), предусматривающий 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.A known method of strengthening a weakly cemented porous reservoir (patent RU No. 2119041, IPC E21B 33/138, E02D 3/12, published in Bulletin No. 26 of 09/20/1998), which involves pumping a composition with a mass fraction of phenol-formaldehyde resin into the bottomhole zone 78-86%, aqueous solution of hydrochloric acid 15% concentration of 12.7-19.5%, ethoxylated alkyl phenol 0.3-0.5% and 4-Methyl-4-phenyl-1,3-dioxane 1-2 % After pumping the composition, it is necessary to inject gas into the bottomhole zone for two days (the time required for the composition to polymerize) in order to create filtration channels in the bottomhole 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 фенолформальдегидной 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 resin, 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.
Также известен способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта (патент RU №2172811, МПК E21B 33/13, E21B 33/138, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2001 г.), включающий перфорацию обсадной колонны в размытом интервале призабойной зоны, создание песчаного проницаемого барьера путем нагнетания в заколонное пространство через перфорационные отверстия кварцевого песка в жидкости-носителе с водным раствором силиката натрия с последующим закачиванием спиртового раствора хлорида кальция в объеме порового пространства созданного барьера, при этом дополнительно перед созданием последнего нагнетают водный раствор силиката натрия плотностью 1250-1300 кг/м3 в количестве, обеспечивающем полное заполнение порового заколонного пространства продуктивного пласта на расстоянии 0,45-0,60 м от скважины, а перед закачиванием спиртового раствора хлорида кальция - эмульсионный раствор следующего состава, мас. %: флотореагент - оксаль Т-80 - 40-60, неонол АФ9-12 - 0,10-0,15, углеводородная жидкость - 39,85-59,90, в объеме порового пространства созданного песчаного проницаемого барьера, причем в качестве водного раствора силиката натрия используют жидкое натриевое стекло с ρ=1400 кг/м3, которым обрабатывают перед закачиванием на устье скважины кварцевый песок в соотношении 0,20-0,30:1,00 мас. ч. соответственно.Also known is a method of fastening the bottom-hole zone of the reservoir (patent RU No. 2172811, IPC E21B 33/13, E21B 33/138, published in bulletin No. 24 of 08/27/2001), including perforation of the casing in the blurred interval of the bottom-hole zone, creating a sandy permeable barrier by injecting quartz sand into the annulus through perforations of quartz sand in a carrier fluid with an aqueous solution of sodium silicate, followed by pumping an alcohol solution of calcium chloride in the pore space of the created barrier, Ed creation last injected aqueous solution of sodium silicate, density 1250-1300 kg / m 3 in an amount to provide complete filling of the pore annulus producing formation at a distance of 0.45-0.60 m from the wells and before pumping alcoholic solution of calcium chloride - emulsion solution the following composition, wt. %: flotation reagent - oxal T-80 - 40-60, neonol AF 9-12 - 0.10-0.15, hydrocarbon liquid - 39.85-59.90, in the pore space of the created sand permeable barrier, and as aqueous solution of sodium silicate using liquid sodium glass ρ = 1400 kg / m 3, which is treated prior to pumping to the wellhead quartz sand in a ratio of 0.20-0.30: 1.00 wt. hours respectively.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, технологически сложный в реализации способ, связанный с закачкой большого количества химических реагентов;- firstly, a technologically difficult to implement method associated with the injection of a large number of chemicals;
- во-вторых, жидкое стекло при отрицательной температуре необходимо отогревать, что ограничивает возможность реализации способа;- secondly, liquid glass at a negative temperature must be heated, which limits the possibility of implementing the method;
- в-третьих, низкое качество крепления призабойной зоны продуктивного пласта, так как в пресной воде тампонажный состав на основе жидкого стекла растворяется со временем;- thirdly, the low quality of fastening the bottom-hole zone of the reservoir, since the grouting composition based on liquid glass in fresh water dissolves with time;
- в-четвертых, для закачки кварцевого песка в жидкости-носителе необходимо привлечение специальных насосных агрегатов, используемых при проведении гидравлического разрыва пласта.- fourthly, for pumping silica sand in a carrier fluid, it is necessary to use special pumping units used during hydraulic fracturing.
Наиболее близким по технической сущности является способ укрепления призабойной зоны скважины (патент RU №2387803, МПК E21B 33/13, C09K 8/44, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010 г.), включающий спуск в призабойную зону скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы, причем предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт, после изопропилового спирта закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с изопропиловым спиртом при соотношении компонентов, об. %:The closest in technical essence is a method of strengthening the bottom-hole zone of the well (patent RU No. 2387803, IPC E21B 33/13, C09K 8/44, published in bulletin No. 12 of 04/27/2010), including the descent into the bottom-hole zone of the well bore tubing - tubing, sequential injection of a phenol-formaldehyde resin and an aqueous solution of hydrochloric acid through a tubing string into the bottomhole zone of the well, followed by exposure to cure of the phenol-formaldehyde resin, isopropyl alcohol being injected into the bottomhole zone after isopropyl alcohol they inject phenol-formaldehyde resin in a mixture with isopropyl alcohol at a ratio of components, vol. %:
затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и 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.then an aqueous solution of hydrochloric acid of 12-24% concentration, after injecting isopropyl alcohol and 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 coverage diameter of 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 in the bottom-hole zone wells.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкое качество крепления призабойной зоны скважины с низкой проницаемостью. Это связано с тем, что крепление призабойной зоны скважины производят с применением последовательной стационарной (постоянной) закачки различных химических реагентов по колонне НКТ из условия обеспечения диаметра охвата не менее 1,8 м, при этом закачку производят при давлении не выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, поэтому обеспечить такое условие при креплении призабойной зоны с низкой проницаемостью практически невозможно;- firstly, low quality of fastening of the bottomhole zone of the well with low permeability. This is due to the fact that the bottomhole zone of the well is fixed using sequential stationary (constant) injection of various chemicals on the tubing string from the condition of providing a coverage diameter of at least 1.8 m, while the injection is carried out at a pressure not higher than the permissible pressure on the production string wells and reservoirs, therefore, it is almost impossible to provide such a condition when attaching a bottomhole zone with low permeability;
- во-вторых, высокая продолжительность и трудоемкость реализации способа, связанные с предварительной закачкой изоприлового спирта, затем последовательной закачкой нескольких химических реагентов (изопропилового спирта, фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом, водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации), после закачки водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации необходима технологическая выдержка на отверждение смолы в призабойной зоне скважины не менее 24 часов;- secondly, the high duration and the complexity of the implementation of the method associated with the preliminary injection of isopropyl alcohol, then the sequential injection of several chemicals (isopropyl alcohol, phenol-formaldehyde resin mixed with isopropyl alcohol, an aqueous solution of hydrochloric acid of 12-24% concentration), after injection of an aqueous solution of hydrochloric acid of 12-24% concentration, technological exposure to curing the resin in the bottomhole zone of the well is required for at least 24 hours;
- в-третьих, ограниченные условия применения способа, связанные с загустеванием фенолформальдегидной смолы в зимний период времени (повышается вязкость смолы, приводящая к критическому росту давления закачки) и малым сроком ее хранения (2-3 мес);- thirdly, the limited conditions of application of the method associated with thickening of phenol-formaldehyde resin in the winter period of time (increasing the viscosity of the resin, leading to a critical increase in injection pressure) and short shelf life (2-3 months);
- в-четвертых, снижается продуктивность пластов при закреплении известным составом призабойной зоны из-за формирования непроницаемого закрепляющего материала;- fourthly, the productivity of the layers is reduced when fixing with a known composition of the bottomhole zone due to the formation of an impermeable fixing material;
- в-пятых, низкая надежность крепления призабойной зоны скважины, так как водный раствор соляной кислоты закачивают в скважину при давлении не выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины, поэтому высока вероятность того, что водный раствор соляной кислоты, выполняющий роль отвердителя, не полностью охватит весь объем закачанной в призабойную зону смолы. В итоге получается лишь частичное отверждение смолы.fifthly, the low reliability of fixing the bottom-hole zone of the well, since the aqueous solution of hydrochloric acid is pumped into the well at a pressure not higher than the allowable pressure on the production casing of the well, so it is highly likely that the aqueous solution of hydrochloric acid, acting as a hardener, does not completely cover the entire volume of resin pumped into the bottomhole zone. The result is only a partial cure of the resin.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение качества укрепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа с возможностью применения закрепляющего состава при отрицательных температурах до минус 50°C, сохранение продуктивности пластов при укреплении призабойной зоны скважины, а также повышение надежности крепления призабойной зоны скважины.The technical objectives of the proposed method are improving the quality of strengthening the bottom-hole zone of the well, reducing the duration and complexity of the method with the possibility of applying the fixing composition at negative temperatures to minus 50 ° C, maintaining the productivity of the layers while strengthening the bottom-hole zone of the well, and also increasing the reliability of fixing the bottom-hole zone of the well.
Поставленные технические задачи решаются способом укрепления призабойной зоны скважины, включающим спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.The stated technical problems are solved by the method of strengthening the bottom-hole zone of the well, including the descent into the bottom-hole zone of the well of the tubing string - tubing, sequential injection of the tubing string into the bottom-hole zone of the fixing composition and an aqueous solution of hydrochloric acid of 12-24% concentration at maximum flow rate, not leading to an increase in injection pressure above the allowable pressure on the formation located in the bottomhole zone of the well, with the creation of a screen in the bottomhole zone.
Новым является то, что на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %:New is that at the wellhead, the tubing string is equipped from bottom to top with a pulsed fluid pulsator, a nozzle with holes sealed inside by a movable sleeve with a saddle on top and a packer, and the movable sleeve in its initial position is fixed relative to the movable sleeve with a shear pin with the possibility of limited axial movement, lower the tubing string into the well so that the pulsed fluid pulsator is opposite the interval of strengthening the bottom-hole zone of the well, the packer is planted at the mouth of the Azhinov prepared fixing composition, wherein the fixing composition is prepared by mixing ethyl silicate-40, aluminum powder and isopropyl alcohol in the following ratio, vol. %:
производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины.the fixing composition is injected through the tubing string through a pulsed fluid pulsator into the bottomhole zone of the well, after which 0.2 to 0.4 m 3 of buffer fluid is injected into the tubing string, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 is used as Then, a ball is dropped into the tubing string onto the saddle of the movable sleeve, in the tubing string above the ball, excessive hydraulic pressure is created and the movable sleeve is shifted downward with opening of the nozzle openings and cutting off the pulsed liquid pulsator, and the aqueous solution is pumped with of hydrochloric acid of 12-24% concentration to the tubing string through the nozzle openings in the interval of bottomhole zone strengthening, withstand a technological pause for curing the fixing composition and creating a porous screen in the bottomhole zone of the well, unpack the packer and remove the tubing string from the well.
На фиг. 1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ укрепления призабойной зоны скважины.In FIG. 1 and 2 schematically depict the proposed method of strengthening the bottom-hole zone of the well.
Способ реализуют в добывающей скважине, на которой имеется проблема выноса песка из призабойной зоны, следующим образом.The method is implemented in a production well, in which there is a problem of sand removal from the bottomhole zone, as follows.
На устье скважины 1 колонну НКТ 2 (см. фиг. 1) снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости 3, патрубком 4 с отверстиями 5, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой 6 с седлом 7 сверху и пакером 8.At the
В качестве импульсного пульсатора жидкости 3 применяют, например, устройство для импульсной закачки жидкости в пласт (патент RU №2400615, МПК E21B 28/00, E21B 43/25, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г.) или устройство для закачки жидкости в пласт (патент RU №2241825, МПК E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.).As a
Подвижная втулка 6 в исходном положении зафиксирована относительно подвижной втулки срезным штифтом 9 и имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно патрубка 4.The
Спускают колонну НКТ 2 в скважину 1 так, чтобы импульсный пульсатор жидкости 3 находился напротив интервала укрепления призабойной зоны 10 скважины 1.The string of
Затем в скважине 1 производят посадку пакера 8 любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой.Then, in the
Далее на устье скважины 1 в емкости 11 приготавливают закрепляющий состав путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %:Next, at the
Этилсиликат-40 представляет собой гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов с эмпирической формулой RO-[-Si(OR)2O-]m-R, R=C2H5 и выпускается по ГОСТ 26371-84.Ethyl silicate-40 is a homogeneous mixture of oligoethoxysiloxanes with the empirical formula RO - [- Si (OR) 2 O-] m -R, R = C 2 H 5 and is produced according to GOST 26371-84.
Этилсиликат-40 - это прозрачная, маловязкая жидкость, представляющая собой сложную смесь олигоэтоксисилоксанов с разной степенью конденсации. Этилсиликат хорошо растворяется в толуоле, бензоле, полностью смешивается с этиловым спиртом. Обладает повышенной термостойкостью и может использоваться при температурах от минус 50 до плюс 60°C, поэтому может использоваться в зимнее время, так как при отрицательных температурах его вязкость не увеличивается по сравнению с фенолформальдегидной смолой.Ethyl silicate-40 is a clear, low-viscosity liquid, which is a complex mixture of oligoethoxysiloxanes with varying degrees of condensation. Ethyl silicate is highly soluble in toluene, benzene, completely mixed with ethyl alcohol. It has high heat resistance and can be used at temperatures from minus 50 to plus 60 ° C, therefore it can be used in winter, since at low temperatures its viscosity does not increase compared to phenol-formaldehyde resin.
Тампонажная смесь на основе связующего вещества этилсиликата-40 имеет низкую вязкость в зимнее время по сравнению с фенолформальдегидной смолой и больший срок хранения (12 мес).Grouting mixture based on a binder of ethyl silicate-40 has a low viscosity in winter compared to phenol-formaldehyde resin and a longer shelf life (12 months).
В качестве алюминиевой пудры используют пудру алюминиевую пигментную, выпускаемую по ГОСТ 5494-95.As aluminum powder, aluminum pigment powder is used, manufactured according to GOST 5494-95.
Пудра алюминиевая - это измельченный металлический порошок, частички которого имеют пластинчатую форму. Каждая такая микроскопическая пластинка покрыта слоем оксида и жира.Aluminum powder is a crushed metal powder, the particles of which are in the form of a plate. Each such microscopic plate is coated with a layer of oxide and fat.
На вид это порошок, который имеет серо-серебристый цвет, легко мажется. Он однороден: в нем не должны быть заметны на глаз более крупные частицы. Плотность материала составляет около 0,15-0,3 г/см3. В нем содержится 85-93% активного алюминия.In appearance it is a powder that has a gray-silver color, it is easily smeared. It is homogeneous: larger particles should not be visible in it. The density of the material is about 0.15-0.3 g / cm 3 . It contains 85-93% active aluminum.
Изопропиловый спирт используют по ГОСТ 9805-84. Изопропиловый спирт представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, не содержащую механических примесей, плотностью 814-819 кг/м3.Isopropyl alcohol is used according to 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 .
Объем приготавливаемой в емкости 11 тампонажной смеси на основе этилсиликата-40 определяет расчетным путем технологическая служба ремонтного предприятия, исходя из условия обеспечения диаметра охвата воздействием не менее 1,8 м, например 2,5 м3.The volume of grouting mixture prepared in the
С помощью насоса 12, например, с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 производят закачку тампонажной смеси в объеме 2,5 м3 по колонне НКТ 2 в импульсном режиме через импульсный пульсатор жидкости 3 в призабойную зону 10 скважины 1.Using
После чего производят закачку в колонну НКТ 2 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 в объеме 0,2-0,4 м3, которая продавливает тампонажную смесь из колонны НКТ 2 в призабойную зону 10 скважины 1 через импульсный пульсатор жидкости 3, при этом в призабойной зоне 10 скважины 1 происходят распределение тампонажной смеси, заполнение и пропитка поровых каналов (см. фиг. 1).After that, a buffer fluid is injected into the
В предлагаемом способе применена импульсная закачка закрепляющего состава, что по сравнению с прототипом при равных давлениях закачки на устье позволяет увеличить диаметр создаваемого экрана в призабойной зоне скважины в 2-3 раза и тем самым повысить качество крепления призабойной зоны скважины.In the proposed method, a pulse injection of the fixing composition is used, which, compared to the prototype at equal injection pressures at the wellhead, allows increasing the diameter of the created screen in the bottomhole zone of the well by 2–3 times and thereby improving the quality of fastening of the bottomhole zone of the well.
Применение этилсиликата-40 по сравнению с фенолформальдегидной смолой исключает необходимость оттеснения воды из призабойной зоны закачкой изопропилового спирта, что исключает технологическую операцию по закачке и технологическую выдержку, а это сокращает продолжительность реализации способа.The use of ethyl silicate-40 in comparison with phenol-formaldehyde resin eliminates the need to displace water from the bottom-hole zone by injection of isopropyl alcohol, which eliminates the technological operation of the injection and technological exposure, and this reduces the duration of the method.
Алюминиевая пудра вспенивает тампонажную смесь, благодаря чему обеспечивается пористость при отверждении тампонажной смеси и сохраняется продуктивность пластов после укрепления призабойной зоны скважины. Кроме того, все химические реагенты закачиваются в составе тампонажной смеси, а не раздельно, что также исключает снижение продуктивности пласта.Aluminum powder foams the grouting mixture, which ensures porosity during the curing of the grouting mixture and maintains the productivity of the formations after strengthening the bottom-hole zone of the well. In addition, all chemicals are pumped as part of the grouting mixture, and not separately, which also eliminates the decline in reservoir productivity.
Затем в колонну НКТ 2 (см. фиг. 2) сбрасывают шар 13 на седло 7 подвижной втулки 6. В колонне НКТ 2 выше шара 13 создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку 6 вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости. Далее производят закачку по колонне НКТ 2 через отверстия 5 патрубка 4 в призабойную зону 10 скважины 1 водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, например, в объеме 3 м3, при максимально возможном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне 10 скважины 1.Then, in the tubing string 2 (see Fig. 2), the
Закачиваемый водный раствор соляной кислоты является отвердителем для закрепляющего состава. Кислота соляная техническая выпускается по ГОСТ 857-95.The injected aqueous hydrochloric acid solution is a hardener for the fixing composition. Technical hydrochloric acid is produced in accordance with GOST 857-95.
Выдерживают технологическую паузу в течение 24 ч на отверждение закрепляющего состава (набор прочности создаваемого экрана в призабойной зоне 10 скважины 1).Maintain a technological pause for 24 hours for the curing of the fixing composition (a set of strength of the created screen in the bottom-
В результате образуется отвержденный пористый экран, который укрепляет призабойную зону 10 скважины 1.The result is a cured porous screen, which strengthens the bottom-
Пакер 8 защищает эксплуатационную колонну скважины 1 от действия высокого давления и позволяет увеличить давление закачки водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимально возможном расходе, что в свою очередь позволяет в полном объеме охватить ранее закачанный закрепляющий состав и обеспечить его надежное отверждение в призабойной зоне 10 скважины 1.
Распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ 2 из скважины 1.Unpack the packer and remove the
Предлагаемый способ укрепления призабойной зоны скважины позволяет:The proposed method of strengthening the bottom-hole zone of the well allows you to:
- повысить качество крепления призабойной зоны скважины;- improve the quality of fastening the bottom-hole zone of the well;
- сократить продолжительность и трудоемкость реализации способа в 2-3 раза;- reduce the duration and complexity of the implementation of the method by 2-3 times;
- сохранить коллекторские свойства пласта;- save reservoir properties of the reservoir;
- расширить условия применения способа в зимнее время без увеличения вязкости закачиваемых химических реагентов;- expand the conditions of application of the method in winter without increasing the viscosity of the injected chemicals;
- повысить надежность крепления призабойной зоны скважины.- to increase the reliability of fixing the bottom-hole zone of the well.
Claims (1)
производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины. A method of strengthening the bottom-hole zone of a well, including the descent into the bottom-hole zone of the well of a tubing string — tubing, sequentially pumping a tubing string into the bottom-hole zone of a fixing composition and an aqueous solution of hydrochloric acid of 12-24% concentration at a maximum flow rate that does not lead to growth injection pressure is higher than the permissible pressure on the formation located in the bottomhole zone of the well, with the creation of a screen in the bottomhole zone, characterized in that at the wellhead the tubing string is equipped from bottom to top with a pulse a fluid fin, a nozzle with holes sealed inside from the movable sleeve with a saddle on top and a packer, and the movable sleeve in the initial position is fixed relative to the movable sleeve with a shear pin with the possibility of limited axial movement, lower the tubing string into the well so that the pulsed fluid pulsator is opposite the interval reinforcing the bottom-hole zone of the well, the packer is planted, a fixing compound is prepared at the wellhead, and the fixing composition is prepared by mixing ethyl silicate-40, aluminum powder and isopropyl alcohol in the following ratio of components, vol.%:
the fixing composition is injected through the tubing string through a pulsed fluid pulsator into the bottomhole zone of the well, after which 0.2 to 0.4 m 3 of buffer fluid is injected into the tubing string, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 is used as Then, a ball is dropped into the tubing string onto the saddle of the movable sleeve, in the tubing string above the ball, excessive hydraulic pressure is created and the movable sleeve is shifted downward with opening of the nozzle openings and cutting off the pulsed liquid pulsator, and the aqueous solution is pumped with of hydrochloric acid of 12-24% concentration to the tubing string through the nozzle openings in the interval of bottomhole zone strengthening, withstand a technological pause for curing the fixing composition and creating a porous screen in the bottomhole zone of the well, unpack the packer and remove the tubing string from the well.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146065/03A RU2581861C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method for bottomhole support in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146065/03A RU2581861C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method for bottomhole support in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2581861C1 true RU2581861C1 (en) | 2016-04-20 |
Family
ID=56195036
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014146065/03A RU2581861C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method for bottomhole support in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2581861C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2676104C1 (en) * | 2017-10-17 | 2018-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well bottomhole zone treatment method |
| RU2684625C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for bottomhole support in well |
| CN110031193A (en) * | 2018-01-10 | 2019-07-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Cementing tool experimental rig |
| RU2710337C1 (en) * | 2019-03-21 | 2019-12-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for treatment of bottomhole zone of 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) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU112706A1 (en) * | 1957-07-20 | 1957-11-30 | В.П. Бобелюк | Method of well bottom zone strengthening |
| RU2172811C2 (en) * | 1999-11-01 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of stabilization of bottom-hole producing formation zones |
| WO2003042489A3 (en) * | 2001-11-14 | 2004-08-05 | Halliburton Energy Serv Inc | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| RU2387803C1 (en) * | 2009-04-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bottomhole support in wells |
| US8443890B2 (en) * | 2006-01-04 | 2013-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating liquid-sensitive subterranean formations |
-
2014
- 2014-11-17 RU RU2014146065/03A patent/RU2581861C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU112706A1 (en) * | 1957-07-20 | 1957-11-30 | В.П. Бобелюк | Method of well bottom zone strengthening |
| RU2172811C2 (en) * | 1999-11-01 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of stabilization of bottom-hole producing formation zones |
| WO2003042489A3 (en) * | 2001-11-14 | 2004-08-05 | Halliburton Energy Serv Inc | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US8443890B2 (en) * | 2006-01-04 | 2013-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating liquid-sensitive subterranean formations |
| RU2387803C1 (en) * | 2009-04-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bottomhole support in wells |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| RU 2387806 С1, ( 27.04.2010. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2676104C1 (en) * | 2017-10-17 | 2018-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well bottomhole zone treatment method |
| CN110031193A (en) * | 2018-01-10 | 2019-07-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Cementing tool experimental rig |
| CN110031193B (en) * | 2018-01-10 | 2021-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Well cementation tool test device |
| RU2684625C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for bottomhole support in well |
| RU2710337C1 (en) * | 2019-03-21 | 2019-12-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for treatment of bottomhole zone of 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 |
|---|---|---|
| US3709298A (en) | Sand pack-aided formation sand consolidation | |
| US4102401A (en) | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers | |
| US5358047A (en) | Fracturing with foamed cement | |
| RU2581861C1 (en) | Method for bottomhole support in well | |
| US2693854A (en) | Formation of zones of high permeability in low permeability formations | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| CA2924127C (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| CN110552656B (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
| CA2591859C (en) | Methods and compositions for well completion in steam breakthrough wells | |
| RU2539469C1 (en) | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft | |
| CN109577909A (en) | A kind of extra permeability oilfield selectivity frothy gel water plugging and profile controlling method | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| US3701383A (en) | Fracture propping | |
| RU2392419C1 (en) | Method for limiting influx of water into production well | |
| CN105804714A (en) | Production-increasing method adopting combination of in-situ gas generation and water plugging technology | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| CA3083567A1 (en) | Consolidated material to equalize fluid flow into a wellbore | |
| US3616856A (en) | Method of plugging a water-producing formation | |
| RU2323325C2 (en) | Isolation method for theft zone of reservoir |