RU2684625C1 - Method for bottomhole support in well - Google Patents
Method for bottomhole support in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2684625C1 RU2684625C1 RU2018120042A RU2018120042A RU2684625C1 RU 2684625 C1 RU2684625 C1 RU 2684625C1 RU 2018120042 A RU2018120042 A RU 2018120042A RU 2018120042 A RU2018120042 A RU 2018120042A RU 2684625 C1 RU2684625 C1 RU 2684625C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- sodium hydroxide
- hardener
- fixing composition
- fresh water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 87
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims abstract description 13
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 10
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000834 fixative Substances 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 23
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 7
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005904 alkaline hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920006254 polymer film Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 125000005372 silanol group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (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 призабойной зоны скважины (патент RU №2387803, МПК Е21В 33/13, С09К 8/44, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010), 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 (ИПС), после чего закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с ИПС при соотношении компонентов, об. %:There is a method of strengthening the bottom-hole zone of the well (patent RU No. 2387803, IPC ЕВВ 33/13, СКК 8/44, published in Bulletin No. 12 of 04/27/2010), including the descent into the bottom-hole zone of the well of a string of tubing (tubing) sequential injection of phenol-formaldehyde resin and an aqueous solution of hydrochloric acid through the tubing string into the bottomhole zone of the well, followed by curing of phenol-formaldehyde resin, and isopropyl alcohol (IPA) is then injected into the bottom-hole zone, after which phenol-formaldehyde resin is mixed with IPS with the ratio of components, about. %:
затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания ИПС и фенолформальдегидной смолы в смеси с ИПС 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 IPA and phenol-formaldehyde resin in a mixture with IPA, hold for at least 8 hours, all reagents are pumped in an amount sufficient to create a screen in the bottom-hole 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 of the well.
Недостатками известного способа являются продолжительность и трудоемкость реализации способа, связанные с предварительной закачкой ИПС, оставлением на технологическую выдержку в течение 8 ч, затем последовательной закачкой фенолформальдегидной смолы в смеси с ИПС и повторным оставлением на технологическую выдержку в течение 8 ч, закачкой водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации с оставлением на технологическую выдержку в течение 24 ч. Использование больших объемов соляной кислоты (12-24%-ной концентрации) является недостатком способа, так как вызывает коррозию эксплуатационной колонны и металлических конструкций в скважине, а также разрушение цементного камня крепи скважины с возможным возникновением заколонных перетоков. Также недостатком является повышение вязкости фенолформальдегидной смолы в зимний период, что приводит к росту давления закачки.The disadvantages of this method are the duration and the complexity of the implementation of the method associated with pre-injection of IPA, leaving for technological exposure for 8 hours, then sequential injection of phenol-formaldehyde resin in a mixture with IPA and re-leaving for technological exposure for 8 hours, pumping an aqueous solution of hydrochloric acid 12-24% concentration, leaving for technological exposure for 24 hours. The use of large volumes of hydrochloric acid (12-24% concentration) is a disadvantage Ohm method, as it causes corrosion of the production string and metal structures in the well, as well as the destruction of the cement stone of the lining of the well with the possible occurrence of casing flows. Another disadvantage is the increase in viscosity of phenol-formaldehyde resin in the winter, which leads to an increase in injection pressure.
Наиболее близким по технической сущности является способ укрепления призабойной зоны скважины (патент RU №2581861, МПК Е21В 33/13, С09К 8/44, опубл. в бюл. №11 от 20.04.2016), включающий последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит этилсиликат-40, ИПС и алюминиевую пудру при следующем соотношении компонентов, об. %:The closest in technical essence is a method of strengthening the bottom-hole zone of the well (patent RU No. 2581861, IPC ЕВВ 33/13, С09К 8/44, published in bulletin No. 11 of 04/20/2016), which includes sequential injection through the tubing string into the bottom-hole zone fixing composition and hardener. The fixing composition contains ethyl silicate-40, IPA and aluminum powder in the following ratio of components, vol. %:
Производят закачку отвердителя - водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации для отверждения закрепляющего состава и создания пористого экрана в призабойной зоне скважины. Алюминиевая пудра вспенивает тампонажную смесь, благодаря чему обеспечивается пористость при отверждении тампонажной смеси и сохраняется продуктивность пластов после укрепления призабойной зоны скважины.Hardener is injected - an aqueous solution of hydrochloric acid of 12-24% concentration to cure the fixing composition and create a porous screen in the bottomhole zone of the well. 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.
Недостатком известного способа является использование больших объемов достаточно концентрированной соляной кислоты (12-24%-ной концентрации), что вызывает не только коррозию эксплуатационной колонны и металлических конструкций в скважине, но также и разрушение цементного камня крепи скважины с возможным возникновением заколонных перетоков. Также алюминиевая пудра не обеспечивает создание достаточных пор при отверждении состава, так как большая часть ее частиц не проникает в мелкие поры пласта, а забивается в крупные.The disadvantage of this method is the use of large volumes of sufficiently concentrated hydrochloric acid (12-24% concentration), which causes not only corrosion of the production string and metal structures in the well, but also the destruction of the cement stone of the lining of the well with the possible occurrence of casing flows. Also, aluminum powder does not provide the creation of sufficient pores during curing of the composition, since most of its particles do not penetrate into the small pores of the formation, but become clogged into large ones.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности за счет надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года.The technical task of the proposed method is to increase efficiency due to reliable and safe fastening of the bottomhole zone of the well by eliminating sand, eliminating corrosion, reducing the duration of the method and the possibility of its use in the winter season.
Поставленная техническая задача решается способом укрепления призабойной зоны скважины, включающим последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя.The stated technical problem is solved by the method of strengthening the bottom-hole zone of the well, including sequential injection of the fixing composition and hardener.
Новым является то, что закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1, в качестве отвердителя используют 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия, при этом перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5%-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10%-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.New is that the fixing composition contains ethyl silicate-40 and isopropyl alcohol in a ratio of 9: 1, 5 and 10% sodium hydroxide solutions are used as a hardener, while a 5% sodium hydroxide solution is pumped into the well before the fixing composition is injected , then a buffer from fresh water, and after injecting the fixing composition, a buffer from fresh water is pumped, then a 10% sodium hydroxide solution and re-injected into the reservoir with a process fluid with a density corresponding to the density of the well killing fluid.
Этилсиликат-40 - это прозрачная маловязкая жидкость, представляет собой гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов разной степени конденсации с эмпирической формулой: RO - [-Si(OR)2 O-]m - R, R=C2H5, выпускается по ГОСТ 26371-84. 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°С.Ethyl silicate-40 is a transparent, low-viscosity liquid, it is a homogeneous mixture of oligoethoxysiloxanes of varying degrees of condensation with the empirical formula: RO - [-Si (OR) 2 O-] m - R, R = C 2 H 5 , manufactured according to GOST 26371-84 . 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.
Изопропиловый спирт (ИПС) выпускается по ГОСТ 9805-84 и представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, не содержащую механических примесей, плотностью 814-819 кг/м3.Isopropyl alcohol (IPA) is produced according to GOST 9805-84 and is a colorless transparent liquid that does not contain mechanical impurities, with a density of 814-819 kg / m 3 .
Гидроксид натрия (NaOH) выпускается по ГОСТ Р 55064-1012 «Натр едкий технический. Технические условия».Sodium hydroxide (NaOH) is produced according to GOST R 55064-1012 "Technical caustic soda. Technical conditions. "
Сущность способа заключается в ликвидации пескопроявления из призабойной зоны следующим образом. Заблаговременно или на скважине готовят отвердитель - 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия (в 0,95 м3 пресной воды растворяют 50 кг гидроксида натрия и в 0,90 м3 пресной воды растворяют 100 кг гидроксида натрия соответственно) и закрепляющий состав (0,90 м3 этилсиликата-40 перемешивают с 0,10 м3 ИПС или используют заблаговременно приготовленный состав при соотношении 9:1 соответственно). Закрепляющий состав на основе этилсиликата-40 и ИПС имеет низкие значения вязкости и температуры замерзания, что удобно для работы в зимнее время при минусовых температурах.The essence of the method is to eliminate sand from the bottomhole zone as follows. Hardener is prepared in advance or at the well - 5 and 10% sodium hydroxide solutions (50 kg of sodium hydroxide are dissolved in 0.95 m 3 of fresh water and 100 kg of sodium hydroxide are dissolved in 0.90 m 3 of fresh water, respectively) and fixing composition ( 0.90 m 3 ethyl silicate-40 is mixed with 0.10 m 3 IPA or use a pre-prepared composition at a ratio of 9: 1, respectively). The fixing composition based on ethyl silicate-40 and IPA has low viscosity and freezing points, which is convenient for working in winter at sub-zero temperatures.
В скважину последовательно закачивают отвердитель - 5%-ный раствор гидроксида натрия, буфер из пресной воды, закрепляющий состав, буфер из пресной воды и отвердитель - 10%-ный раствор гидроксида натрия. При закачивании 5%-ного раствора гидроксида натрия частицы песка смачиваются им, и при закачивании закрепляющего состава происходит щелочной гидролиз этилсиликата-40 с образованием силанольных групп, что способствует формированию полимерной пленки, обволакивающей песчинки призабойной зоны. 10%-ный раствор гидроксида натрия закачивают при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты в призабойной зоне скважины. Такое закачивание дополнительно скрепляет песчинки и предотвращает выдавливание закрепляющего состава из призабойной зоны, который отверждается под действием 10%-ного раствора гидроксида натрия, чем достигается укрепление призабойной зоны пласта.A hardener - 5% sodium hydroxide solution, a buffer from fresh water, a fixing composition, a buffer from fresh water and a hardener - 10% sodium hydroxide solution are successively pumped into the well. When 5% sodium hydroxide solution is injected, the sand particles are wetted by it, and when the fixing composition is injected, the alkaline hydrolysis of ethyl silicate-40 occurs with the formation of silanol groups, which contributes to the formation of a polymer film enveloping the sand of the bottomhole zone. A 10% sodium hydroxide solution is pumped at a maximum flow rate that does not lead to an increase in pumping pressure above the allowable pressure on the production casing of the well and formations in the bottom-hole zone of the well. This injection additionally bonds the grains of sand and prevents extrusion of the fixing composition from the bottomhole zone, which cures under the influence of a 10% sodium hydroxide solution, which helps to strengthen the bottomhole formation zone.
Буфер из пресной воды предупреждает преждевременное отверждение закрепляющего состава. На одну обработку скважины требуется 0,2-2,0 м3 закрепляющего состава. Соотношение объемов 5%-ного раствора гидроксида натрия, закрепляющего состава и 10%-ного раствора гидроксида натрия определено опытным путем и составляет соответственно 0,3:1,0:0,7. Закрепляющий состав и отвердитель перепродавливают на 2-5 м в пласт технологической жидкостью и оставляют скважину на технологическую паузу в течение 24 ч для скрепления песка в призабойной зоне. Так как отверждение закрепляющего состава происходит только в местах соприкосновения с частицами песка, то после проведения работ сохраняется проницаемость призабойной зоны и ее укрепление с сохранением пористого фильтра.A fresh water buffer prevents premature curing of the fixing compound. One well treatment requires 0.2-2.0 m 3 of fixing composition. The ratio of the volumes of a 5% sodium hydroxide solution, fixing composition and 10% sodium hydroxide solution was determined empirically and is respectively 0.3: 1.0: 0.7. The fixing composition and hardener are re-pressed 2-5 m into the formation with process fluid and the well is left for a technological pause for 24 hours to cement sand in the bottomhole zone. Since the curing of the fixing composition occurs only in places of contact with sand particles, after the work is carried out, the permeability of the bottomhole zone and its strengthening with the preservation of the porous filter are preserved.
В отличие от способа по наиболее близкому аналогу предлагаемый способ более технологичен, поскольку использование растворов гидроксида натрия не вызывает коррозию металлических частей и разрушение цементного камня крепи скважины. Растворы гидроксида натрия являются отвердителем этилсиликата-40, а закачка 10%-ного раствора гидроксида натрия после закрепляющего состава дополнительно закрепляет песок в призабойной зоне.In contrast to the method according to the closest analogue, the proposed method is more technologically advanced, since the use of sodium hydroxide solutions does not cause corrosion of metal parts and the destruction of the cement stone of the well support. Sodium hydroxide solutions are a hardener of ethyl silicate-40, and the injection of a 10% sodium hydroxide solution after the fixing composition additionally fixes the sand in the bottomhole zone.
При использовании в предлагаемом способе гидроксида натрия с концентрацией менее 5% сроки отверждения закрепляющего состава увеличиваются и составляют более 24 ч с одновременным ухудшением прочностных свойств из-за отверждения состава не в полном объеме. Использование гидроксида натрия с концентрацией более 10% не ведет к значительному увеличению эффективности способа, а лишь удорожает его.When using sodium hydroxide with a concentration of less than 5% in the proposed method, the curing time of the fixing composition increases and is more than 24 hours, while the strength properties deteriorate due to incomplete curing of the composition. The use of sodium hydroxide with a concentration of more than 10% does not lead to a significant increase in the efficiency of the method, but only increases its cost.
Соотношение оптимального содержания компонентов закрепляющего состава было выбрано исходя из формирования прочного и проницаемого фильтра, а сам процесс крепления призабойной зоны - из условия технологичности проведения работ в любое время года.The ratio of the optimum content of the components of the fixing composition was selected based on the formation of a durable and permeable filter, and the process of fixing the bottom-hole zone was selected based on the technological effectiveness of work at any time of the year.
После реализации способа образуется отвержденный пористый экран, который укрепляет призабойную зону скважины и при этом сохраняет коллекторские свойства пласта.After the implementation of the method, a cured porous screen is formed, which strengthens the bottomhole zone of the well and at the same time preserves the reservoir properties of the formation.
Применение предлагаемого способа по сравнению со способом по наиболее близкому аналогу позволяет сократить продолжительность процесса крепления призабойной зоны вследствие отсутствия дополнительных операций по вымыванию из закрепляющего состава отдельных компонентов (как алюминиевая пудра в способе по наиболее близкому аналогу) для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью и обработки искусственного полимерного фильтра с целью увеличения его прочности.The application of the proposed method in comparison with the method according to the closest analogue allows to reduce the duration of the process of fastening the bottomhole zone due to the lack of additional operations of washing out the individual components from the fixing composition (like aluminum powder in the method according to the closest analogue) to obtain a cured filter with a given porosity and processing polymer filter in order to increase its strength.
Пример 1. Скважина, эксплуатируемая штанговым насосом, работала с выносом песка 1,9 г/л от добываемой продукции. В интервал перфорации скважины, расположенный на глубине 846-848 м, через колонну НКТ последовательно закачали 5%-ный раствор гидроксида натрия объемом 0,6 м3; буфер из пресной воды объемом 0,2 м3; закрепляющий состав объемом 2,0 м3; буфер из пресной воды объемом 0,2 м3, 10%-ный раствор гидроксида натрия объемом 1,4 м3, далее продавили в пласт закачкой в колонну НКТ пресную воду объемом 7,5 м3, используемую в качестве технологической жидкости. Оставили скважину в течение 24 ч для отверждения закрепляющего состава. Далее скважину освоили и ввели в эксплуатацию, интенсивность выноса песка сократилась до 0,1 г/л от добываемой продукции.Example 1. The well, operated by a rod pump, worked with the removal of sand 1.9 g / l from the produced products. In the interval of perforation of the well, located at a depth of 846-848 m, a 5% sodium hydroxide solution of 0.6 m 3 was sequentially pumped through the tubing string; a buffer of fresh water with a volume of 0.2 m 3 ; fixing composition with a volume of 2.0 m 3 ; a buffer of fresh water with a volume of 0.2 m 3 , a 10% solution of sodium hydroxide with a volume of 1.4 m 3 ; then, fresh water with a volume of 7.5 m 3 , used as a process fluid, was pumped into the reservoir by pumping into a tubing string. The well was left for 24 hours to cure the fixing composition. Then the well was mastered and put into operation, the intensity of sand removal was reduced to 0.1 g / l from the produced products.
Примеры 2 и 3 выполняются аналогично примеру 1 (см. табл.).Examples 2 and 3 are performed analogously to example 1 (see table.).
Таким образом, применение способа повышает эффективность надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года.Thus, the application of the method increases the efficiency of reliable and safe fastening of the bottomhole zone of the well by eliminating sand, eliminating corrosion, reducing the duration of the method and the possibility of its use in the winter season.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018120042A RU2684625C1 (en) | 2018-05-30 | 2018-05-30 | Method for bottomhole support in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018120042A RU2684625C1 (en) | 2018-05-30 | 2018-05-30 | Method for bottomhole support in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2684625C1 true RU2684625C1 (en) | 2019-04-10 |
Family
ID=66089925
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018120042A RU2684625C1 (en) | 2018-05-30 | 2018-05-30 | Method for bottomhole support in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2684625C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4428429A (en) * | 1981-05-26 | 1984-01-31 | Standard Oil Company | Method for sweep improvement utilizing gel-forming lignins |
| RU2066734C1 (en) * | 1990-11-13 | 1996-09-20 | Строганов Вячеслав Михайлович | Composition for plugging of well with water inflow |
| RU2368758C1 (en) * | 2008-06-06 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Bottom-hole treatment method of oil well with heterogeneous beds as to permeability |
| RU2485284C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well |
| RU2581861C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for bottomhole support in well |
-
2018
- 2018-05-30 RU RU2018120042A patent/RU2684625C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4428429A (en) * | 1981-05-26 | 1984-01-31 | Standard Oil Company | Method for sweep improvement utilizing gel-forming lignins |
| RU2066734C1 (en) * | 1990-11-13 | 1996-09-20 | Строганов Вячеслав Михайлович | Composition for plugging of well with water inflow |
| RU2368758C1 (en) * | 2008-06-06 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Bottom-hole treatment method of oil well with heterogeneous beds as to permeability |
| RU2485284C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well |
| RU2581861C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for bottomhole support in well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2434126C2 (en) | Procedure for production of fluids from acidulous cemented sections of underground beds | |
| US3047067A (en) | Sand consolidation method | |
| WO2015038491A1 (en) | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs | |
| RU2475638C1 (en) | Development method of bottom-hole zone of terrigenous oil formation | |
| RU2684625C1 (en) | Method for bottomhole support in well | |
| RU2581861C1 (en) | Method for bottomhole support in well | |
| US3419073A (en) | Method for consolidating subterranean formations | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| JP2014009544A (en) | Water stop material injection method, and injection device thereof | |
| CN102899014A (en) | Fiber steering acid | |
| RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
| US10961439B2 (en) | Degradable thermosetting compositions for enhanced well production | |
| RU2495902C1 (en) | Sealing mud and method of sealing influx of reservoir fluid or gas | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2352764C2 (en) | Method of binding bottomhole zone of formation | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2722488C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2313665C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2528803C1 (en) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure | |
| RU2387803C1 (en) | Method of bottomhole support in wells | |
| WO2021072002A1 (en) | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels |