SU1754880A1 - Method for solidifying bottom zone of wells with sand flow - Google Patents
Method for solidifying bottom zone of wells with sand flow Download PDFInfo
- Publication number
- SU1754880A1 SU1754880A1 SU894741127A SU4741127A SU1754880A1 SU 1754880 A1 SU1754880 A1 SU 1754880A1 SU 894741127 A SU894741127 A SU 894741127A SU 4741127 A SU4741127 A SU 4741127A SU 1754880 A1 SU1754880 A1 SU 1754880A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- sawdust
- cement
- volume
- tons
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Сущность изобретени : определ ют объем песчаной пробки. Готов т текучую смесь древесных опилок с сол ркой или нефтью и закачивают ее в пласт в количестве 0,25 - 0,5 объема песчаной пробки. Затем готов т цементный раствор с опилкамиТвз - тыми в количестве 0,15 - 0,20 от массы цемента . Раствор закачивают в пласт в количестве от 0,7 - 0.85 объема пес4аной пробки. Дебет скважин по нефти после креплени практически не уменьшаетс . 1 табл.SUMMARY OF THE INVENTION: The volume of a sand plug is determined. Preparing a fluid mixture of sawdust with salt or oil and pumping it into the formation in an amount of 0.25-0.5 volume of a sand plug. Then, a cement slurry with sawdust is prepared in an amount of 0.15 - 0.20 by weight of cement. The solution is pumped into the reservoir in an amount of from 0.7 to 0.85 of the volume of the sand plug. The debit of oil wells after attachment is practically not reduced. 1 tab.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам креплени призабойной зоны пескопро зл ющих скважин с сохранением .ее проницаемости.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for fixing the bottomhole zone of sanding wells with preservation of its permeability.
Известен способ креплени призабойной зоны пескопро вл ющих скважин, включающий закачку в призабойную зону цементно-песчаной смеси.There is a known method of fastening the bottomhole zone of sand-making wells, which involves pumping a cement-sand mixture into the bottom zone.
Недостатками этого способа вл ютс значительное снижение естественной проницаемости призабойной зоны пласта и очень малый межремонтный период работы скважин. . : ;:. ;The disadvantages of this method are a significant reduction in the natural permeability of the bottomhole formation zone and the very short turnaround time of the wells. . :;: ;
Известен также способ креплени призабойной зоны пласта путем закачки цементного раствора с гранулированным пористым наполнителем, например керамзитом ...... ... , ,There is also known a method of fastening the bottomhole formation zone by pumping cement mortar with a granular porous filler, for example, expanded clay ...,,
Наиболее близким к предлагаемому tro технической сущности вл етс способThe closest to the proposed tro technical entity is the method
креплени призабойной зойы пласта путем закачки цементного раствора с древесными опилками в качестве наполнител , при этом массовое соотношение цемент - опилки составл ет 1:2.. . , ; ;attaching the bottomhole formation formation by pumping cement mortar with sawdust as a filler, while the weight ratio of cement to sawdust is 1: 2 ... ,; ;
Недостатком известного способа вл етс ненадежность креплени из-за быстрого разрушени цементно-опилочной смеси, что приводит к резкому сокращению межремонтного периода из-за повторного образовани песчаной пробки.The disadvantage of this method is the unreliability of fastening due to the rapid destruction of the cement-sawdust mixture, which leads to a sharp reduction in the turnaround time due to the re-formation of a sand plug.
Целью изобретени - повышение эффективности креплени (увеличение продолжительности межремонтного периода) при сохранении проницаемости призабойной зоны близкой к естественной.The aim of the invention is to increase the fastening efficiency (increase the duration of the turnaround time) while maintaining the permeability of the bottomhole zone close to the natural one.
Поставленна цель достигаетс тем, что согласно способу креплени призабойной зойы пескопро вл ющих скважин, включающему определение объёма песчаной пробки, закачку цементного раствора с ДревеснымиThe goal is achieved by the fact that, according to the method of securing the bottomhole sanding pond, which includes determining the volume of a sand plug, pumping cement mortar with wood
аbut
4 00 004 00 00
оabout
опилками в качестве наполнител , дополнительно перед нагнетанием цементно-опи- лочного раствора в призабойную зону закачивают опилки, насыщенные до текучего состо ни сол ркой или нефтью в количе- стве 0,25 - 0,5 объема песчаной пробки, а цементно-опилочный раствор закачивают в количестве 0,7-0,85 объема песчаной пробки , причем массовое соотношение цемент- опилки составл ет 1:0,15-0,20.sawdust as a filler, in addition, before injection of the cement-opal mortar, sawdust saturated with a solder or oil in the amount of 0.25 - 0.5 volumes of a sand plug is injected into the bottom-hole zone, and cement-sawdust is injected in the amount of 0.7-0.85 of the volume of a sand plug, and the mass ratio of cement-sawdust is 1: 0.15-0.20.
Предлагаемый способ осуществл ют следующим образом.The proposed method is carried out as follows.
Скважину промывают от песчаной пробки и определ ют объем песчаной пробки . Спускают заливочные трубы до верхних отверстий фильтра. Устанавливают цементировочную головку, производ т ее обв зку с колонной и цементировочным агрегатом и провер ют герметичность всех соединений, Затем в заливочном агрегате, например, ЦА-300 приготавливают простым перемешиванием смесь опилок затворенных сол ркой или нефтью до текучего состо ни смеси в количестве 0,25 - 0,5 объема промытой песчаной пробки. Смесь заливочным агрегатом закачивают в скважину. Затем в том же или втором заливочном агрегате приготавливают цементно-опилочную смесь в количестве 0,7 - 0,85 объема ранее промытой песчаной пробки. В зависимости от естественной проницаемости зоны выбирают массовое соотношение цемент - опилки в пределах 1:0,20 - 0,15 исход из услови наибольшего приближени проницаемости затвердевшей цементно-опилоч- ной смеси к естественной проницаемости призабойной зоны. Например, при выборе соотношени 1:0,20 на каждую тонну цемента берутс 200 кг опилок, Количество затвор ющей воды должно составл ть50% от массы сухой смеси, т.е. в указанном случае составл ть 600 кг на каждую тонну цемента . Затворение цементно-опилочной смеси осуществл ют простым перемешиванием в емкости заливочного агрегата. При- готовленную таким образом смесь закачивают вслед за опилками, затворенными сол ркой или нефтью, в призабойную зону скважины. После окончани процесса при наличии давлени герметизируют устье скважины и, как обычно, в течение 48 ч ведут наблюдение за регистрирующим манометром . После затвердени цементно-опилочной смеси провер ют забой и уровень. При наличии пробки производ т ее чистку или разбуривание и скважину пускают в эксплуатацию .The well was washed from the sand plug and the volume of the sand plug was determined. Lower the casting pipes to the upper holes of the filter. The cementing head is installed, it is tied up with the column and the cementing unit and the tightness of all joints is checked. Then, in the casting unit, for example, CA-300, a mixture of sawdust shutters with oil or oil will be prepared by mixing the mixture to 25 - 0.5 volume of washed sand plug. The mixture casting unit is pumped into the well. Then, in the same or the second casting unit, a cement-sawdust mixture is prepared in the amount of 0.7–0.85 of the volume of the previously washed sand plug. Depending on the natural permeability of the zone, a mass ratio of cement to sawdust is chosen within the range of 1: 0.20 - 0.15 based on the conditions of the greatest approximation of the permeability of hardened cement sawdust to the natural permeability of the bottomhole zone. For example, when choosing a ratio of 1: 0.20, 200 kg of sawdust are taken for each ton of cement. The amount of closing water should be 50% by weight of the dry mixture, i.e. in this case, 600 kg for each ton of cement. The mixing of the cement-sawdust mixture is carried out by simple mixing in the tank of the filling unit. The mixture thus prepared is pumped, following sawdust, closed with salt or oil, into the bottom zone of the well. After the end of the process, in the presence of pressure, the wellhead is sealed and, as usual, the recording manometer is monitored for 48 hours. After hardening of the cement sawdust, the face and level are checked. If there is a plug, it is cleaned or drilled and the well is put into operation.
Оценку эффективности предлагаемого способа осуществл ли в лабораторных и промысловых услови х,Evaluation of the effectiveness of the proposed method was carried out in laboratory and field conditions,
В лабораторных услови х оце-ивали проницаемость и устойчивость разрушению фильтрационным потоком воды при различных градиентах давлений затвердевших образцов цементно-опилочной смеси с различными массовыми соотношени ми цемент - опилки.Under laboratory conditions, the permeability and stability of destruction by filtration flow of water at various pressure gradients of hardened samples of cement-sawdust mixture with various cement-sawdust ratios were evaluated.
Эксперименты проводили на цилиндрических образцах диаметром 35 мм и высотой 50 мм. Образцы изготовл ли заливкой приготовленной цементно-опилочной смеси в полностью погруженные в морскую воду металлические стаканы. Затвердение смеси осуществл ли в течение 48 в среде морской воды. Были изготовлены цементно-опилоч- ные смеси с массовыми соотношени ми цемент-опилки 1:0,25; 1:0,20; 1:0,18 и 1:0,15.Experiments were performed on cylindrical samples with a diameter of 35 mm and a height of 50 mm. Samples were made by pouring the prepared cement-sawdust mixture into metal cups completely immersed in seawater. The mixture was solidified for 48 in seawater. Cement sawdust mixtures were produced with a cement ratio of 1: 0.25; 1: 0.20; 1: 0.18 and 1: 0.15.
Приготовление цементно-опил очных смесей.Preparation of cement-sawdust full-time mixtures.
П р и м е р 1. В емкость мешалки залили 625 г воды, а затем засыпали 1 кг цемента и 250 г древесных опилок. Смесь перемешивали и получили 1875 г раствора цементно- опилочной смеси с .массовым соотношением цемент-опилки 1:0,25.PRI me R 1. 625 g of water was poured into the mixer tank, and then 1 kg of cement and 250 g of sawdust were poured. The mixture was mixed and 1875 g of cement-sawdust solution with a weight ratio of cement sawdust of 1: 0.25 was obtained.
П р и м е р 2. Процесс приготовлени такой же, как в примере 1, за исключением того, что на 1 кг цемента вз то 200 г древесных опилок и 600 г воды. Получили 1800 г раствора цементно-опилочной смеси с массовым соотношением цемент - опилки 1:0,20.EXAMPLE 2 The preparation process is the same as in example 1, except that 200 g of sawdust and 600 g of water are taken for 1 kg of cement. Got 1800 g of a solution of cement-sawdust mixture with a mass ratio of cement - sawdust 1: 0.20.
П р и м е р 3. Процесс приготовлени такой же, как в примере 1, за исключением того, что на 1 кг цемента вз то 180 г древесных опилок и 590 г воды, Получено 1780 г раствора цементно-опилочной смеси массовым соотношением цемент - опилки 1:0,18.EXAMPLE 3. The preparation process is the same as in example 1, except that 180 g of sawdust and 590 g of water are taken for 1 kg of cement. 1780 g of the cement-sawdust solution is obtained by the mass ratio of cement - sawdust 1: 0,18.
П р и м е р 4. Процесс приготовлени такой же, как в примере 1, за исключением того, что на 1 кг цемента вз то 150 г древесных опилок и 575 г воды. Получили 1725 г раствора цементно-опилочной смеси с массовым соотношением цемент - опилки 1:0;15.EXAMPLE 4 The preparation process is the same as in example 1, except that 150 grams of sawdust and 575 grams of water are taken for 1 kg of cement. Got 1725 g of a solution of cement-sawdust mixture with a mass ratio of cement - sawdust 1: 0; 15.
Образцы, изготовленные из приготовленных растворов, оценивали на их проницаемость по стандартной методике, а также определ ли их устойчивость размыву фильтрационным потоком при градиентах давлени 0,5 атм/см, чего достаточно дл нормальной эксплуатации большинства нефтедобывающих скважин.Samples made from the prepared solutions were evaluated for their permeability using a standard method, and their resistance to erosion by filtration flow at pressure gradients of 0.5 atm / cm was determined, which is sufficient for normal operation of most oil producing wells.
Результаты экспериментов приведены в таблице.The results of the experiments are shown in the table.
Проницаемость и устойчивость размыва образцов цементно-опилочной смеси с различным соотношением цемент - опилки.Permeability and erosion stability of cement-sawdust samples with different cement-sawdust ratio.
Как видно из данных таблицы, при соотношении цемент - опилки 1:0,25 образец разрушаетс под воздействием градиента давлени 0,5 атм/см. Учитыва , что такие градиенты давлени обычны дл большинства нефт ных скважин, применение растворов цементно-опилочных смесей с соотношением цемент - опилки 1:0,25 и более не обеспечивает надежного креплени скважин.As can be seen from the table, at a cement-sawdust ratio of 1: 0.25, the sample is destroyed by the pressure gradient of 0.5 atm / cm. Considering that such pressure gradients are common for most oil wells, the use of cement-sawdust solutions with a cement-sawdust ratio of 1: 0.25 or more does not ensure reliable well casing.
: Образцы с соотношением (1:0,20) - (1:0,15) обеспечивают надежность креплени при градиенте давлени 0,5 атм/см, и проницаемость при этом не снижаетс ниже 90 - 140 Мд, чего достаточно дл нормальной фильтрации нефти из большинства нефтедобывающих скважин.: Samples with a ratio of (1: 0.20) - (1: 0.15) ensure reliable mounting at a pressure gradient of 0.5 atm / cm, and the permeability does not decrease below 90 to 140 Mg, which is sufficient for normal oil filtration from most oil wells.
В промысловых услови х предлагаемый способ испытывали на скв. № 839 и № 822 НГДУ Азизбековнефть. Его результативность сопоставл ли с результативностью известного способа креплени призабой- ной зоны скважин цементно-песочной смесью.Under field conditions, the proposed method was tested in SLE. № 839 and № 822 OGDU Azizbekovneft. Its effectiveness was compared with the performance of the well-known method of securing the well bottom zone with a cement-sand mixture.
Результаты использовани известного способа показаны на примерах скв. № 1841 и 1367 того же НГДУ.The results of the use of the known method are shown in the examples of SLE. No. 1841 and 1367 of the same OGDU.
Скважина Ms 1841 (нова из бурени ), глубина 2355 м, эксплуатационный объект riKg-, способ эксплуатации - компрессорный , искусственный забой 2340 м, фильтр 2276 - 2282 м, 2287 - 2290 м, 2294 - 2323 м, 2320-2337м, 2323-2340м.Well Ms 1841 (new from drilling), depth of 2355 m, riKg- production facility, method of operation - compressor, artificial slaughter 2340 m, filter 2276 - 2282 m, 2287 - 2290 m, 2294 - 2323 m, 2320-2337m, 2323- 2340m
С 1 апрел 1987 г, скважина работала с дебитом в среднем 7,8 - 8,2 т нефти и 20 - 22 т воды. 6 апрел : нефть 3,2 т, воды 69 т; 8 апрел : нефть 3 т, воды 60 т. Вода по химическому анализу - пластова .From April 1, 1987, the well worked with a flow rate of an average of 7.8 - 8.2 tons of oil and 20 - 22 tons of water. April 6: oil 3.2 tons, water 69 tons; April 8: oil 3 tons, water 60 tons. Water chemical analysis - reservoir.
10 апрел подн ли все трубы 1 р да, скважину сдали в капремонт (ремонт своего горизонта).On April 10, all pipes were lifted up to 1 p, yes, the well was put in for overhaul (repair of its horizon).
16апрел промыли песчаную пробку с глубины 2300 до 2340 м, залили в 2 приема 8 т цемента под давлением 40 атм на глубине 2312 м. Разбурили цемент забойным двигателем с глубины 2310 до 2340 м. Спрессовали колонну на 60 атм герметично.The sand block was washed from a depth of 2300 to 2340 m, filled in 2 receptions with 8 tons of cement under pressure of 40 atm at a depth of 2312 m. The cement was drilled with a downhole motor from 2310 to 2340 m. Hermetically pressed the column to 60 atm.
17апрел дострел ли и перестрел ли в интервале 2320 - 2337 м 85 дыр ПКс-80,17 did the shooting and shooting in the range of 2320 - 2337 m 85 holes Paks-80,
25 апрел пустили скважину с дебитом 3,2 - 4,8 нефти и 16 - 20 т воды. Скважина работала до 13 ма . 14 ма дебит упал до 0,б т чефти и 22 т воды. 19 ма скважину сдали на капремонт.On April 25, a well was put into operation with a flow rate of 3.2 - 4.8 oil and 16 - 20 tons of water. The well worked up to 13 ma. 14 ma flow rate fell to 0, b t chefti and 22 tons of water. 19 ma well passed overhaul.
Скважина tSfe 2 1367, забой 915м, фильтр 855 - 853 м, колонна - 6. 2 марта 1988 г. скважина работала с дебитом: нефть 1,9 т, вода 96 т; всего 97,9т в сутки. 16 марта снижение дебита: нефть 0,3 т, воды 55 т. 2Well tSfe 2 1367, bottom 915m, filter 855 - 853 m, column - 6. On March 2, 1988, the well worked with a flow rate: oil 1.9 tons, water 96 tons; only 97.9t per day. March 16, reduction of production rate: oil 0.3 tons, water 55 tons. 2
з°s °
апрел на глубине 855 м полное поглощение . Подн ли трубы полностью и скважину сдали в КРС.April at a depth of 855 m full absorption. Whether the pipes were fully lifted and the well was put in cattle.
21 сент бр 1988 г. спустили фрезер наSeptember 21, 1988 launched a milling cutter on
глубину 846 м, залили 16т цемента за 4 раза при атм.a depth of 846 m, poured 16 tons of cement for 4 times at atm.
17 окт бр промыли до глубины 874 м, подн ли фрезер. Скважина до 9 декабр была на ремонте. 9 декабр скважина началаOct 17 br washed to a depth of 874 m, the mill was raised. The well before December 9th was being repaired. December 9th well start
0 работать с дебитом:-нефть 0,6 т, воды 32 т; 17 декабр прекратила подачу.0 work with a flow rate: -oil 0.6 tons, water 32 tons; December 17th has stopped filing.
Подобные факты наблюдаютс и в других скважинах.Similar facts are observed in other wells.
Таким образом, применение известногоThus, the application of the known
5 способа приводит к значительному снижению дебита скважин, а продолжительность межремонтного периода мала и составл ет 3-8 сут.5 of the method leads to a significant decrease in well production, and the time between turnarounds is short and amounts to 3-8 days.
Эффективность применени предлагае0 мого способа..The effectiveness of the proposed method ..
П р и м е р 1. Скважина № 1822. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, фильтр 995 - 992 м. До применени предлагаемого способа скважина давала 3 т нефти и 4 мExample 1. Well # 1822. The diameter of the production string is 146 mm, filter 995 - 992 m. Before applying the proposed method, the well produced 3 tons of oil and 4 m
5 воды в 1 сут. .Межремонтный период работы (МПР) скважин 3 дн. Определили объем песчаной пробки, оказавшийс равным 8 м3,12 но бр 1988 г. приступили к креплению приза0 бойной зоны. Затворили в сол рке 3 т древесных опилок в объеме 2 м3 (0,25 объема пробки) и закачали в скважину. Не прекраща процесса, произвели заливку цементно-опилочной смеси в объеме 6,5 м5 waters in 1 day. . The interim period of work (MNR) wells 3 days. They determined the volume of the sand plug, which turned out to be equal to 8 m3.12 on November 1988 and started to mount the prize of the battle zone. 3 tons of sawdust in a volume of 2 m3 (0.25 cork volume) were plugged in the salt and pumped into the well. Without stopping the process, the cement-sawdust was poured in a volume of 6.5 m.
5 (0,81 объема пробки) при соотношении 1:0,15 и давлении, равном 0. На заливку было израсходовано 7 т цемента и 1 т опилок . Через 72 ч произвели промывку и запустили скважину с дебитом 3,2 т нефти и 4 т5 (0.81 cork volume) at a ratio of 1: 0.15 and pressure equal to 0. 7 tons of cement and 1 tons of sawdust were consumed at the filling. After 72 hours, the wells were flushed and a well was started with a flow rate of 3.2 tons of oil and 4 tons.
0 воды в 1 сут. Скважина продолжает работать .0 water in 1 day. The well continues to work.
П р и м е р 2. Скважина № 839. Диаметр эксплуатационной колонны 114 мм, горизонт УП, фильтр 997 - 1001 м. До примене5 ни предлагаемого способа дебит: нефть 1,5 т/сут, вода 8 м3/сут, МПР 8 дн. Определили объем песчаной пробки - 3 м . 16 июл 1988 г. в пласт закачали 500 кг опилок, затворен-0 ных сол ркой в объеме 0,9 м3 (0,3 объемаPRI mme R 2. Well No. 839. The diameter of the production string is 114 mm, the horizon of the UE, the filter is 997-11001 m. Before the application of the proposed method, the flow rate: oil 1.5 tons / day, water 8 m3 / day, MPR 8 days Determined the volume of the sand plug - 3 m. On July 16, 1988, 500 kg of sawdust were injected into the reservoir; they were shut off with salt in a volume of 0.9 m3 (0.3 volume
0 пробки). Не прекраща цикла, закачали це- ментно-опилочную смесь - цемент 3 т, опилки 500 кг (объем 2,3м3). Дебит: нефти 1,9 т/сут, воды 8 м3/сут; скважина работает более 9 мес.0 traffic jams). Not ceasing the cycle, they pumped cement-sawdust mixture - cement 3 tons, sawdust 500 kg (volume 2.3 m3). Debit: oil 1.9 tons / day, water 8 m3 / day; well is working more than 9 months.
5 П р и м е р 3. Скважина № 791. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, фильтр 1210 - 1204 м. До проведени опыта скважина давала 1,9 т нефти и 3 м3 воды в 1 сут, Межремонтный период работы 7 дн. Затем дебит упал до 0,2 т нефти и 1,0 м3 воды.5 EXAMPLE 3. Well No. 791. The diameter of the production string is 146 mm, filter 1210-1204 m. Before the test, the well produced 1.9 tons of oil and 3 m3 of water in 1 day, the repair time was 7 days. Then the flow rate fell to 0.2 tons of oil and 1.0 m3 of water.
Определили объем песчаной пробки -9м. Затворили в сол рке 3,5 т древесных опилок в объеме 2,3 м3 (0,26 объема пробки) и закачали D скважину. Затем приготовили 7,65 м3(0,85 объема пробки) цементно-опилоч- ной смеси при соотношении 1:0,8 (цемент 9 f, опилки 1.6 т) и закачали при давлении 5 - 6 атм. Через 75 ч произвели промывку и запустили скважину с дебитом 2,0 т нефти и 3,5 т воды в 1 сут. Скважина работала нормально 842 дн.Determined the volume of the sand plug -9m. A total of 3.5 tons of sawdust in a volume of 2.3 m3 (0.26 cork volume) were plugged in the salt and a D well was pumped. Then, 7.65 m3 (0.85 cork volume) of cement-sawdust mixture was prepared at a ratio of 1: 0.8 (cement 9 f, sawdust 1.6 t) and pumped at a pressure of 5 - 6 atm. After 75 hours, the wells were washed and the well was started with a flow rate of 2.0 tons of oil and 3.5 tons of water in 1 day. Well worked fine for 842 days.
П р и м е р 4. Скважина М 808. Диаметр .эксплуатационной колонны 114 мм, фильтр 1509 - 1501 м. До меропри ти скважин давала 2,5 т нефти и 7 м воды в 1 сут. Межремонтный период 5 дн. Затем произошло снижение дебита до 0,3 т нефти и 1,5 м3 воды. Определили объем песчаной пробки - 10 м . Затворили в сол рке 6 т древесных опилок (5 м3 или 0,5 объема пробки) и закачали в скважину. Затем произвели заливку цементно-опилочным раствором при соотношении 1:0,2 (6 т цемента и 1,2 т опилок ). Всего закачали при давлении, равном 0,7 м3 раствора, т.е. 0,7 объема пробки. Через 72 ч запустили скважину с дебитом 2,4 т нефти и 6,5 т воды в 1 сут, Не снижа дебита, скважина проработала 256 дн.PRI me R 4. Well M 808. The diameter of the production column is 114 mm, the filter is 1509 - 1501 m. Prior to the event, the wells produced 2.5 tons of oil and 7 m of water in 1 day. Turnaround time 5 days. Then there was a decrease in production to 0.3 tons of oil and 1.5 m3 of water. Determined the volume of the sand plug - 10 m. We put in the salt 6 tons of sawdust (5 m3 or 0.5 of the volume of the plug) and pumped it into the well. Then they filled in cement-sawdust at a ratio of 1: 0.2 (6 tons of cement and 1.2 tons of sawdust). Total pumped at a pressure of 0.7 m3 solution, i.e. 0.7 volume of cork. After 72 hours, a well was started with a flow rate of 2.4 tons of oil and 6.5 tons of water in 1 day. The flow did not decrease the flow rate, the well worked for 256 days.
Приме р5. Скважина № 1219. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, фильтр IG12 - 1605 м. Скважина давала 4 т нефти и 5 т поды в 1 сут. Через 6 дн эксплуатации произошло снижение дебита до 0,1 т нефти и 0,8 м3 воды. Example p5. Well number 1219. The diameter of the production string is 146 mm, filter IG12 - 1605 m. The well gave 4 tons of oil and 5 tons of oil in 1 day. After 6 days of operation, the flow rate decreased to 0.1 tons of oil and 0.8 m3 of water.
Определили объем песчаной пробки - 8 м3. 3 т опилок затворили до текучего состо ни D сол рке в объеме 2,8 м3 (0,3 объема пробки) закачали в скважину.Determined the volume of the sand plug - 8 m3. 3 t of sawdust were shut to a flowing state D of sulfur in a volume of 2.8 m3 (0.3 volume of plug) was pumped into the well.
Цементно-опилочна смесь была приготовлена при соотношении 1:0,20(5 т цемента и 1 т опилок), В скважину закачали 5,6 м3Cement-sawdust mixture was prepared at a ratio of 1: 0.20 (5 tons of cement and 1 ton of sawdust). 5.6 m3 were pumped into the well.
00
5five
00
смеси, т.е. 0,7 объема песчаной пробки при давлении 2-4 атм. Через 72 ч произвели промывку и запустили скважину с дебитом 3,8 т нефти и 4,5 т воды в 1 сут. Скважина работала без капремонтов 306 дн,mixtures, i.e. 0.7 volume of sand plug at a pressure of 2-4 atm. After 72 hours, the wells were washed and a well was started with a flow rate of 3.8 tons of oil and 4.5 tons of water in 1 day. Well worked without overhauls 306 days,
Как видно из приведенных примеров, предварительна закачка в призабойную зону пескопро вл ющих скважин опилок, насыщенных нефтью или сол ркой в объеме 0,25 - 0,5 объема песчаной пробки с последующей закачкой цементно-опилочной смеси в объеме 0,7 - 0,85 объема пробки при соотношении цемент - опилки 1:0,15 - 0,20 позвол ет увеличить МРП таких скважин с нескольких дней до 8 - 12 мес.As can be seen from the examples given, the pre-injection of sawdust saturated with oil or salt in a volume of 0.25-0.5 volume of a sand plug with a subsequent injection of cement sawdust in a volume of 0.7-0.85 plug volume at a cement-sawdust ratio of 1: 0.15–0.20 allows increasing the MCI of such wells from several days to 8–12 months.
При этом удаетс сохранить дебит нефти близким к первоначальному, т.е. сохранить практически естественную проницаемость призабойной зоны пласта.In this case, it is possible to keep the oil flow rate close to the original, i.e. to maintain almost natural permeability of the bottomhole formation zone.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894741127A SU1754880A1 (en) | 1989-08-02 | 1989-08-02 | Method for solidifying bottom zone of wells with sand flow |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894741127A SU1754880A1 (en) | 1989-08-02 | 1989-08-02 | Method for solidifying bottom zone of wells with sand flow |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1754880A1 true SU1754880A1 (en) | 1992-08-15 |
Family
ID=21471555
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894741127A SU1754880A1 (en) | 1989-08-02 | 1989-08-02 | Method for solidifying bottom zone of wells with sand flow |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1754880A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2464410C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks |
-
1989
- 1989-08-02 SU SU894741127A patent/SU1754880A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Добавка к тампонажным растворам. - ОН, сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. Авторское свидетельство СССР №. 138906, кл. Е 21 В 33/138, 1960. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2464410C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2147792A1 (en) | Quick-set formation treating methods | |
| US4635724A (en) | CO2 -enhanced hydrocarbon recovery with corrosion-resistant cement | |
| CN113045259A (en) | Hydrophobic and breathable cement slurry adopted in natural gas well cementing and preparation method thereof | |
| SU1754880A1 (en) | Method for solidifying bottom zone of wells with sand flow | |
| SU1421849A1 (en) | Method of isolating water inflow into operating well | |
| SU1454958A1 (en) | Method of isolating subsoil water inflow into well | |
| SU1154435A1 (en) | Composition for consolidating hole bottom adjoining zone of weakly cemented formations | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
| RU2144136C1 (en) | Process of isolation of water inflows in operational wells | |
| SU138906A1 (en) | The method of fastening the bottomhole zone of plug-forming wells | |
| SU1198187A1 (en) | Versions of composition consolidating hole-bottom adjoining area of formation | |
| RU2054525C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2042804C1 (en) | Compound for opening producing formation and method for treatment well with this compound | |
| SU1654546A1 (en) | Method of isolating fractured and karsted beds | |
| SU1670095A1 (en) | Method of well cementing | |
| RU2039206C1 (en) | Grouting mortar | |
| RU2138633C1 (en) | Liquid for hydraulic fracturing of bed | |
| SU1696683A1 (en) | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool | |
| RU2057898C1 (en) | Process of pumping treatment mortars down borehole | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU1788148C (en) | Construction of watertight screen in ground | |
| SU1461868A1 (en) | Method of securing hole-bottom area of formation | |
| SU1629483A1 (en) | Composition for insulation jobs in a well | |
| SU977707A1 (en) | Method for controlling saline water seepage in well drilling | |
| SU742578A1 (en) | Formation isolation method |