SU1624125A1 - Method for stabilizing bottom hole formation - Google Patents
Method for stabilizing bottom hole formation Download PDFInfo
- Publication number
- SU1624125A1 SU1624125A1 SU874333041A SU4333041A SU1624125A1 SU 1624125 A1 SU1624125 A1 SU 1624125A1 SU 874333041 A SU874333041 A SU 874333041A SU 4333041 A SU4333041 A SU 4333041A SU 1624125 A1 SU1624125 A1 SU 1624125A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- magnesium
- filler
- diesel
- carrier fluid
- alkaline waste
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 7
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 13
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims abstract description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 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 claims abstract description 3
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 3
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 238000012388 gravitational sedimentation Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims 2
- 241001397173 Kali <angiosperm> Species 0.000 claims 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 abstract description 9
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 abstract description 9
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract description 6
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 abstract description 5
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 abstract 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 abstract 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано дл креплени призабой- ной зоны пласта. Цель изобретени - повышение эффективности креплени и упрощение технологии ведени работ за счет предотвращени гравитационного осаждени наполнител в процессе Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам креплени призабойной зоны пласта. Целью изобретени вл етс повышение эффективности креплени и упрощение технологии ведени работ за счет предотвращени гравитационного осаждени наполнител в процессе его доставки в скважину. Способ включает последовательную закачку в пласт кварцевого песка с его доставки в скважину. Способ включает последовательную; закачку в пласт кварцевого песка с модулем крупности 0,6 - 1,8 мм в жидкости- носителе при содержании его 300 - 400 г/л, дизельных или масл ных щелочных отходов, разделительной жидкости и водного раствора хлорида кальци или магни .При этом жидкость- носитель, дизельные или масл ные щелочные отходы и водный раствор хлорида кальци или магни закачивают в соотношении 1:(1-3):(1-3) соответственно . В качестве жидкости-носител используют жидкость, содержащую, мас.%: нефть 8-20, карбонат натри или кали 0,1-10, вода остальное. Рекомендуетс использование водных растворов хлоридов кальци и магни с концентрацией 5-15 мас.%. Высока несуща способность загущенной жидкости обеспечивает возможность использовани в качестве наполнител чистого кварцевого песка. 2 табл. модулем крупности 0,6 - 1,8 мм в количестве 300-600 г/л жидкости-носител , дизельных или масл ных щелочных отходов, разделительной жидкости и водного раствора хлорида кальци , или магни , при этом жидкость-носитель , дизельные или масл ные щелочные отходы и водный раствор хлорида кальци или магни закачивают в соотношении 1:(1-3):(1-3) соответственно, а в качестве жидкости-носител используют загущенную жидкость, содер (Л о to 4 to слThe invention relates to the oil industry and can be used to secure the near-well formation zone. The purpose of the invention is to increase the efficiency of fastening and simplify the technology of conducting work by preventing gravitational sedimentation of the filler in the process. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for attaching a bottomhole formation zone. The aim of the invention is to increase the fastening efficiency and simplify the technology of conducting work by preventing the gravitational sedimentation of the filler during its delivery to the well. The method includes the sequential injection into the reservoir of quartz sand from its delivery into the well. The method includes sequential; injection of quartz sand into the formation with a modulus of 0.6–1.8 mm in a carrier fluid at a content of 300–400 g / l, diesel or oily alkaline waste, a separating fluid, and an aqueous solution of calcium or magnesium chloride. - carrier, diesel or oily alkaline waste and an aqueous solution of calcium chloride or magnesium are pumped in a ratio of 1: (1-3) :( 1-3), respectively. As a carrier fluid, use is made of a liquid containing, in wt.%: Oil 8-20, sodium or potassium carbonate 0.1-10, water the rest. The use of aqueous solutions of calcium and magnesium chlorides with a concentration of 5-15 wt.% Is recommended. The high carrying capacity of the thickened liquid provides the possibility of using pure quartz sand as a filler. 2 tab. a grain size module of 0.6–1.8 mm in the amount of 300–600 g / l of carrier fluid, diesel or oily alkaline waste, separation fluid, and an aqueous solution of calcium chloride, or magnesium, with the carrier fluid, diesel or oily alkaline waste and an aqueous solution of calcium chloride or magnesium are pumped in a ratio of 1: (1-3) :( 1-3), respectively, and a thickened liquid containing (L o to 4 to
Description
3131
жащую нефть, карбонат натри или кали и воду при следующем соотношении компонентов, мае. %:oil, sodium or potassium carbonate, and water in the following ratio of components, May. %:
Нефть8,0-20,0Oil8.0-20.0
КарбонатCarbonate
натри илиrub or
кали 0,1-10,0potassium 0,1-10,0
ВодаОстальноеWaterEverything
Применение загущенной жидкости, характеризующейс высокими структурно-механическими и аномально-низкими адгезионными свойствами (например , в зкость до 10000 сПз), позвол ет исключить осаждение наполнител в трубах в процессе его транспортировки . Одновременно используема жидкость-носитель, характеризующа с нейтральностью как по отношени к щелочным отходам, так и к раствор хлорида кальци или магни , позвол ет сохранить механизм взаимодействи последних. Высока несуща способность загущенной жидкости обеспечивает возможность использовани в качестве наполнител чистого кварцевого песка. При этом нет необходимости уменьшать плотность наполнител путем создани на поверхности его составл ющих объемного в зко-, пластичного адсорбционного сло .The use of a gelled liquid, characterized by high structural-mechanical and anomalously low adhesion properties (for example, viscosity up to 10,000 cP), makes it possible to exclude sedimentation of the filler in the pipes during its transportation. The simultaneously used carrier liquid, which is characterized with neutrality both with respect to alkaline wastes and calcium chloride or magnesium solution, allows the mechanism of interaction of the latter to be maintained. The high carrying capacity of the thickened liquid provides the possibility of using pure quartz sand as a filler. There is no need to reduce the density of the filler by creating on the surface of its components a bulky, viscous, plastic adsorption layer.
При реализации способа рекомендуетс использование водных растворов хлоридов капьци или магни с концентрацией солей 5-15 мас.%.When implementing the method, it is recommended to use aqueous solutions of capillary or magnesium chlorides with a salt concentration of 5-15 wt.%.
В табл. 1 и 2 представлены резуль таты лабораторных испытаний способа.In tab. Figures 1 and 2 present the results of laboratory tests of the method.
Способ испытан в лабораторных услови х на линейных модел х пласта, представл ющих собой утрамбованные породой (кварцевым песком) металлические колонки диаметром 40 мм и длиной 1600 мм.The method was tested in laboratory conditions on linear models of the formation, which are metal columns with a diameter of 40 mm and a length of 1600 mm tamped with rock (quartz sand).
Приготовленные смеси загущенной жидкости предварительно испытывали на скорость осаждени в них наполнител и на нейтральность их по отношению к механизму взаимодействи щелочных отходов с раствором хлорида кальци или магни .The prepared mixtures of thickened liquid were preliminarily tested for the rate of sedimentation in them of a filler and their neutrality with respect to the mechanism of interaction of alkaline wastes with a solution of calcium or magnesium chloride.
Дл определени вли ни жидкости- носител на механизм взаимодействи щелочных отходов с раствором хлорида кальци или магни смеси загущенной жидкости непосредственно вводили в щелочные отходы или раствор хлорида кальци или магни с последующим вводом в смесь раствора хлорида капьци или магни или щелочных отходов.To determine the effect of the carrier fluid on the mechanism of interaction of alkaline waste with a solution of calcium chloride or magnesium, a mixture of thickened liquid was directly introduced into alkaline waste or a solution of calcium chloride or magnesium, followed by the addition of a solution of capillary or magnesium or alkaline waste into the mixture.
10ten
1515
2020
5five
4141
35 35
30thirty
4040
4545
5050
5five
254254
В ходе предварительных испытаний свойств жидкости-носител установлено , что наличие в системе жидкости- носител не вли ет на свойства конечных продуктов уплотнени , образующихс при взаимодействии щелочных отходов и хлоридов кальци ,или магни . Кроме того, определено отсутствие седиментации кварцевого песка с модулем крупности 1 мм в жидкости-носителе .During the preliminary tests of the properties of the carrier fluid, it was found that the presence of a carrier fluid in the system does not affect the properties of the final compaction products resulting from the interaction of alkaline wastes and calcium chloride, or magnesium. In addition, the absence of sedimentation of quartz sand with a modulus of 1 mm in a carrier fluid was determined.
Обработку моделей пласта (колонок) проводили в следующей последовательности .The treatment of reservoir models (columns) was performed in the following sequence.
Наполнитель вводили в жидкость- носитель (загущенную жидкость) в количествах 300-600 г/л и закачивали вместе с последней в колонку, из которой предварительно извлекали часть породы, равную объему закачиваемого наполнител , после чего в модель пласта закачивали дизельные или масл ные щелочные отходы, разделительную жидкость и 5-15%-ный раствор хлорида кальци или магни . При этом соотношение объемов закачки жидкости- носител , щелочных отходов, разделительной жидкости и 5-15%-ного раствора хлорида кальци или магни составл ло соответственно 1:(1-3):(0,01- 0,025):(1-3).The filler was introduced into the carrier fluid (thickened liquid) in quantities of 300-600 g / l and pumped together with the latter into the column, from which a part of the rock equal to the volume of the injected filler was previously extracted, after which diesel or oil alkaline wastes were pumped into the formation model , separating liquid and 5-15% solution of calcium or magnesium chloride. The ratio of injection volumes of carrier fluid, alkaline waste, separation liquid and 5-15% solution of calcium chloride or magnesium was 1: (1-3) :( 0.01-0.025) :( 1-3) .
Использование предлагаемого способа исключает осложнени , св занные с осаждением наполнител в трубах, значительно упрощает технологию проведени процесса и существенно сокращает непроизводительные потери мас- сообразующего и св зующего агентов.The use of the proposed method eliminates the complications associated with the deposition of the filler in the pipes, greatly simplifies the process technology and significantly reduces the unproductive losses of the mass-forming and binding agents.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU874333041A SU1624125A1 (en) | 1987-09-23 | 1987-09-23 | Method for stabilizing bottom hole formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU874333041A SU1624125A1 (en) | 1987-09-23 | 1987-09-23 | Method for stabilizing bottom hole formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1624125A1 true SU1624125A1 (en) | 1991-01-30 |
Family
ID=21338151
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU874333041A SU1624125A1 (en) | 1987-09-23 | 1987-09-23 | Method for stabilizing bottom hole formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1624125A1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188312C2 (en) * | 2000-04-14 | 2002-08-27 | ОАО "Нефтяная компания "Паритет" | Composition for regulation of oil field development |
| RU2230178C2 (en) * | 2001-03-16 | 2004-06-10 | Интевеп, С.А. | Method for compacting the well and compound for compacting the well |
| RU2475622C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells |
-
1987
- 1987-09-23 SU SU874333041A patent/SU1624125A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР № 956765, кл. Е 21 В 43/26, 1982. Авторское свидетельство СССР № 1168700, кл. Е 21 В 33/13, 1985. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188312C2 (en) * | 2000-04-14 | 2002-08-27 | ОАО "Нефтяная компания "Паритет" | Composition for regulation of oil field development |
| RU2230178C2 (en) * | 2001-03-16 | 2004-06-10 | Интевеп, С.А. | Method for compacting the well and compound for compacting the well |
| RU2475622C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO821179L (en) | PROCEDURE FOR TREATING BURNER WITH IONE EXCHANGED STABILITY INHIBITORS | |
| SU1624125A1 (en) | Method for stabilizing bottom hole formation | |
| US3866685A (en) | Methods for selective plugging | |
| RU2102589C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well | |
| RU2052086C1 (en) | Process of working of well in carbonate collector | |
| US3866684A (en) | Methods for selective plugging | |
| US3954636A (en) | Acidizing fluid for stimulation of subterranean formations | |
| SU1629501A1 (en) | Well killing method | |
| RU2124123C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of oil bed | |
| RU2086758C1 (en) | Method for development of oil reservoir | |
| SU681993A1 (en) | Oilfield development process | |
| RU2086760C1 (en) | Method for removing sedimentations from injection wells | |
| RU95108718A (en) | Method for development of oil deposit | |
| SU1700199A1 (en) | Method for insulating water inflow in well | |
| RU2087677C1 (en) | Method for preventing salt settling in oil production equipment | |
| RU2204016C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2103496C1 (en) | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed | |
| SU1668645A1 (en) | Thermo-acid bottom-hole treatment | |
| SU1757263A1 (en) | Method for producing petroleum from seam | |
| SU1451260A1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation | |
| US2672936A (en) | Fracturing rock formations | |
| RU97115760A (en) | METHOD FOR CEMENTING SAND | |
| RU2217583C1 (en) | Process of development of flooded oil deposit | |
| EP0030753A2 (en) | Method of consolidating an underground formation | |
| RU1633875C (en) | Method for developing oil bed of inhomogeneous permeability |