UA21700U - Method for prevention of sand production to horizontal well - Google Patents
Method for prevention of sand production to horizontal well Download PDFInfo
- Publication number
- UA21700U UA21700U UAU200613121U UAU200613121U UA21700U UA 21700 U UA21700 U UA 21700U UA U200613121 U UAU200613121 U UA U200613121U UA U200613121 U UAU200613121 U UA U200613121U UA 21700 U UA21700 U UA 21700U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- well
- strengthening agent
- metal dust
- aqueous solution
- mixture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 8
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title abstract description 3
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 abstract 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229920001228 polyisocyanate Polymers 0.000 description 3
- 239000005056 polyisocyanate Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002396 Polyurea Polymers 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Опис винаходуDescription of the invention
Корисна модель відноситься до технології запобігання виносу піску в горизонтальні свердловини, і може 2 бути застосована у нафтогазовидобувній галузі для боротьби з піскопроявленнями під час видобутку вуглеводнів із свердловин, пробурених у сипких слабозцементованих породах, зокрема із горизонтальних свердловин з великою довжиною ствола.A useful model relates to the technology of preventing sand from being carried out in horizontal wells, and can be applied in the oil and gas production industry to combat sand occurrences during the production of hydrocarbons from wells drilled in loose, weakly cemented rocks, in particular from horizontal wells with long shaft lengths.
Протягом останніх 10-20 років багато нафтогазовидобувних країн перейшли на буріння горизонтальних свердловин, оскільки видобувні можливості таких свердловин набагато більші, ніж традиційних вертикальних. 70 Сучасне обладнання забезпечує можливість буріння свердловин з довжиною ствола 4500м і більше, що викликало появу нових труднощів з точки зору боротьби з виносом піску |11), оскільки збільшується ймовірність того, що ствол свердловини пройде через слабозцементовану породу, а застосувати при цьому відомі методи досить складно.Over the past 10-20 years, many oil and gas producing countries have switched to drilling horizontal wells, as the production potential of such wells is much greater than that of traditional vertical wells. 70 Modern equipment makes it possible to drill wells with a shaft length of 4,500 m or more, which has caused new difficulties in terms of combating sand removal |11), since the probability that the well shaft will pass through weakly cemented rock increases, and it is sufficient to apply known methods difficult
Відомо багато різноманітних методів боротьби з піском у вертикальних свердловинах. Широке розповсюдження знайшли хімічні, фізико-хімічні, механічні, технологічні та комбіновані способи запобігання виносу піску у свердловини, спрямовані на штучне укріплення привибійної зони пласта шляхом створення бар'єрів, що затримують тверді частинки.Many different methods of combating sand in vertical wells are known. Chemical, physico-chemical, mechanical, technological and combined methods of preventing the removal of sand into wells, aimed at artificially strengthening the near-hole formation zone by creating barriers that retain solid particles, have become widespread.
Комплекс засобів запобігання виносу піску в горизонтальні свердловини доволі обмежений, окрім використання в необсаджених свердловинах гравійних набивок та свердловинних фільтрів |11.The range of means of preventing sand from being carried out into horizontal wells is quite limited, except for the use of gravel packings and well filters in unlined wells |11.
Відомий спосіб запобігання виносу піску із свердловини, який включає нагнітання у привибійну зону свердловини укріплюючих розчинів на основі полізоцианату, причому на першому етапі нагнітають поліїізоцианат, який, реагуючи з пластовою водою, утворює полісечовину, на другому етапі нагнітають поліїзоцианат і багатоатомний спирт |21.There is a well-known method of preventing sand from being carried out of the well, which includes injection of polyisocyanate-based strengthening solutions into the wellbore area, and at the first stage, polyisocyanate is injected, which, reacting with reservoir water, forms polyurea, and at the second stage, polyisocyanate and polyhydric alcohol are injected |21.
Недоліком цього способу є його складність і багатоступеневість виконання. Крім того, збільшується фільтраційний опір породи, що може призвести до повної втрати продуктивності експлуатаційної свердловини. пт»)The disadvantage of this method is its complexity and multi-stage implementation. In addition, the filtration resistance of the rock increases, which can lead to a complete loss of production well productivity. fri")
Проблематичним є також застосування цього способу в горизонтальних свердловинах.The use of this method in horizontal wells is also problematic.
Відомий також спосіб запобігання виносу піску із свердловини, який включає нагнітання у свердловину укріплюючого агенту, при цьому як укріплюючий агент використовують бітумінозний піщаник, попередньо оброблений дизельними або масляними лужними відходами, і водний розчин хлористого кальцію |З. оThere is also a known method of preventing the removal of sand from the well, which includes injecting a strengthening agent into the well, while bituminous sandstone, pre-treated with diesel or oil alkaline waste, and an aqueous solution of calcium chloride |Z are used as a strengthening agent. at
Недоліком цього способу є недостатньо міцне кріплення пливучих пісків, зменшення проникності порід та ав підвищення фільтраційного опору породи, і як наслідок, зменшення продуктивності експлуатаційної свердловини. Крім того, спосіб застосовують в обсаджених вертикальних свердловинах і невідомо про - ефективність його застосування у горизонтальних свердловинах. «--The disadvantage of this method is insufficiently strong fastening of floating sands, a decrease in the permeability of rocks and an increase in the filtration resistance of the rock, and as a result, a decrease in the productivity of the production well. In addition, the method is used in cased vertical wells, and the effectiveness of its use in horizontal wells is unknown. "--
Відомий спосіб запобігання виносу піску із свердловини, вибраний як прототип, що включає нагнітання у привибійну зону продуктивного пласта укріплюючого агенту, який містить гравійну набивку і проникний с тампонажний склад з розмірами частинок розчинних компонентів, що не перевищують розмір найбільших частинок гравію. При цьому гравійну набивку формують шляхом послідовного нагнітання гравію змінного фракційного складу, починаючи з малих фракцій і закіннуючи більш великими біля ствола свердловини. Як « рідину-носій використовують нафту або загущену пластову воду. Об'єм гравійної набивки приймають приблизно З 50 рівним об'єму пластового піску, що виноситься із привибійної зони свердловини. Розмір частинок гравійної с набивки вибирають з використанням методу, що базується на визначенні 50905 точки кривої розподілу пластовогоA well-known method of preventing the removal of sand from the well, selected as a prototype, includes injecting a strengthening agent into the area of the production layer, which contains a gravel packing and a permeable tamponade composition with particle sizes of soluble components that do not exceed the size of the largest gravel particles. At the same time, the gravel packing is formed by successive injection of gravel of variable fractional composition, starting with small fractions and ending with larger fractions near the wellbore. Oil or thickened formation water is used as a carrier liquid. The volume of gravel packing is taken to be approximately equal to 50% of the volume of formation sand removed from the bottom of the well. The size of the gravel packing particles is selected using the method based on the determination of the 50905 point of the formation curve distribution
Із» піску за розмірами частинок |4).From" sand by particle size |4).
Недоліком даного способу є те, що визначення оптимальних розмірів фракцій для гравійної набивки є досить складною і неточною процедурою, оскільки для цього необхідно провести аналіз якомога більшої кількості кернових зразків для конкретної свердловини, але малоймовірно, що при бурінні нафтових та газових ді свердловин керни будуть відбиратись з кожного погонного метра інтервалу пласта, оскільки це економічно - невигідно. Крім того, виконати формування гравійної набивки кільцевого простору навколо горизонтальної свердловини набагато складніше, ніж у вертикальній свердловині, а для горизонтальних свердловин з великою і довжиною ствола труднощі збільшуються, оскільки виникає проблема з доставкою гравію у віддалені інтервали. ав! 20 В основу корисної моделі поставлено задачу удосконалення способу запобігання виносу піску в горизонтальну свердловину, в якому шляхом зміни укріплюючого агенту, який нагнітають у свердловину, с забезпечується укріплення стінок привибійної зони продуктивного пласта, а також за рахунок використання колтюбінгової установки досягається направленість впливу та доставка укріплюючого агенту безпосередньо в інтервал продуктивної частини пласта, що забезпечує стійке укріплення слабозцементованих пісковиків у 29 необхідному інтервалі. с Поставлена задача вирішується тим, що у способі запобігання виносу піску в горизонтальну свердловину, що включає нагнітання у свердловину укріплюючого агенту, згідно з корисною моделлю перед нагнітанням укріплюючого агенту проводять геофізичні дослідження необсадженого ствола свердловини, визначають інтервал для проведення перфораційних робіт, у визначений інтервал нагнітають укріплюючий агент з 60 використанням колтюбінгової установки і проводять технологічну витримку до утворення захисного шару на стінках свердловини, а як укріплюючий агент використовують загущений водний розчин, до якого додають суміш металевого пилу та бентонітового порошку, при цьому об'єм суміші складає не більше 3095 об'єму загущеного водного розчину.The disadvantage of this method is that determining the optimal size of fractions for gravel packing is a rather complicated and imprecise procedure, since for this it is necessary to analyze as many core samples as possible for a specific well, but it is unlikely that when drilling oil and gas wells, cores will be selected from each linear meter of the layer interval, as it is economically unprofitable. In addition, it is much more difficult to form a gravel packing of the annular space around a horizontal well than in a vertical well, and for horizontal wells with a large and long shaft, the difficulties increase because there is a problem with delivering gravel to remote intervals. aw! 20 The basis of a useful model is the task of improving the method of preventing sand from being carried out into a horizontal well, in which by changing the reinforcing agent that is injected into the well, strengthening of the walls of the near-bore zone of the productive formation is ensured, and also due to the use of a coiled tubing installation, the directionality of the influence and delivery of the reinforcing agent is achieved agent directly into the interval of the productive part of the formation, which ensures stable strengthening of weakly cemented sandstones in the required interval. c The task is solved by the fact that in the method of preventing the removal of sand into a horizontal well, which includes the injection of a reinforcing agent into the well, according to a useful model, before the injection of the reinforcing agent, geophysical studies of the unlined wellbore are carried out, the interval for carrying out perforation work is determined, and the specified interval is injected strengthening agent with 60 using a coiled tubing installation and carry out technological aging until the formation of a protective layer on the walls of the well, and as a strengthening agent, a thickened aqueous solution is used, to which a mixture of metal dust and bentonite powder is added, while the volume of the mixture is no more than 3095 volumes of a thickened aqueous solution.
Як загущений водний розчин використовують воду, до якої додають, наприклад, водорозчинний полімер і 62 аніоноактивну поверхнево-активну речовину у кількостях, що забезпечують несні властивості розчину і зниження поверхневого натягу води на межі з колектором. Суміш металевого пилу та бентонітового порошку у конкретному випадку містить металевий пил та бентонітовий порошок при співвідношенні 1:1. Крім того, для ефективного застосування запропонованого способу укріплюючий агент нагнітають з використанням якомога нижчих швидкостей колтюбінгової установки, яка використовується для обробки свердловини.As a thickened aqueous solution, water is used, to which, for example, a water-soluble polymer and 62 anionic surface-active substance are added in quantities that ensure the carrying properties of the solution and decrease the surface tension of water at the interface with the collector. The mixture of metal dust and bentonite powder in a particular case contains metal dust and bentonite powder in a ratio of 1:1. In addition, for the effective application of the proposed method, the strengthening agent is injected using the lowest possible speeds of the coiled tubing installation, which is used for processing the well.
Введення у склад укріплюючого агенту водонерозчинних домішок металевого пилу та бентонітового порошку надає йому досить високу межу міцності і механічну якість. Крім того, перевагою є простий спосіб приготування суміші і укріплюючого агенту. Співвідношення компонентів у суміші може змінюватися в залежності від параметрів конкретної свердловини і складу колектора, але на основі лабораторних та стендових досліджень 7/0 виявлено, що при співвідношенні у суміші металевого пилу та бентонітового порошку 1:1 досягається необхідний агрегатний стан при змішуванні, який забезпечує утворення міцного захисного шару на стінках свердловини.The introduction of water-insoluble impurities of metal dust and bentonite powder into the composition of the strengthening agent gives it a fairly high strength limit and mechanical quality. In addition, the advantage is a simple method of preparing the mixture and the strengthening agent. The ratio of the components in the mixture may vary depending on the parameters of a specific well and the composition of the collector, but on the basis of laboratory and bench research 7/0 it was found that with a ratio of 1:1 in the mixture of metal dust and bentonite powder, the required aggregate state is achieved during mixing, which provides formation of a strong protective layer on the walls of the well.
Рідиною-носієм у даному способі може бути будь-який загущений водний розчин, який забезпечує несучі властивості розчину і зниження поверхневого натягу води на межі з колектором. Як загущений водний розчин може використовуватись вода, до якої додають водорозчинний полімер, наприклад поліакриламід, і /5 аніоносактивну поверхнево-активну речовину, наприклад, сульфанол, який при взаємодії з солями кальцію та магнію утворює нерозчинний осад.The carrier liquid in this method can be any thickened aqueous solution that provides the load-bearing properties of the solution and reduces the surface tension of water at the interface with the collector. Water can be used as a thickened aqueous solution, to which a water-soluble polymer, such as polyacrylamide, and /5 anionic surfactant, such as sulfanol, which reacts with calcium and magnesium salts, forms an insoluble precipitate.
Об'єм суміші металевого пилу та бентонітового порошку складає не більше 30905 об'єму загущеного водного розчину, оскільки дослідження показали, що саме при такому співвідношенні складових частин укріплюючий агент має консистенцію, яка нагнітатиметься у свердловину без укладень і матиме при цьому достатні Уукріплюючі властивості.The volume of the mixture of metal dust and bentonite powder is no more than 30905 of the volume of the thickened aqueous solution, since studies have shown that precisely with this ratio of the constituent parts, the strengthening agent has a consistency that will be pumped into the well without linings and will have sufficient strengthening properties.
Введення до складу укріплюючого агенту поверхнево-активної речовини (ПАР) покращує дію способу, що пропонується, оскільки наявність ПАР навіть при незначній концентрації знижує поверхневий натяг води на межі з твердою поверхнею, що забезпечує зниження необхідного перепаду тиску для фільтрації рідини у пористому середовищі.The introduction of a surfactant (surfactant) into the composition of the strengthening agent improves the performance of the proposed method, since the presence of surfactant, even at a small concentration, reduces the surface tension of water at the interface with a solid surface, which ensures a decrease in the necessary pressure drop for liquid filtration in a porous medium.
Проведення геофізичних досліджень привибійної зони свердловини дає можливість визначити зони максимальної насиченості вуглеводнів на ділянці горизонтального ствола необсадженої свердловини для - проведення передбачуваних перфораційних робіт. З урахуванням одержаних даних визначають також необхідну кількість укріплюючого агенту для обробки свердловини.Conducting geophysical studies of the well's near-cut zone makes it possible to determine the zones of maximum hydrocarbon saturation in the area of the horizontal shaft of the uncased well for - carrying out the intended perforation works. Taking into account the received data, the necessary amount of strengthening agent for processing the well is also determined.
Застосування колтюбінгової установки надає безумовні переваги щодо доставки укріплюючого агенту у о зо визначений інтервал горизонтального ствола необсадженої свердловини та забезпечує направлену дію агенту на цей інтервал, оскільки іншими відомими засобами забезпечити таку доставку у горизонтальні свердловини з о великою довжиною ствола не має можливості. ї-The use of a coiled tubing installation provides unconditional advantages in terms of delivery of the strengthening agent to a specified interval of the horizontal shaft of an unlined well and ensures a directed effect of the agent on this interval, since it is not possible to ensure such delivery to horizontal wells with a long shaft length by other known means. uh-
Для покращення ефективності застосування способу необхідно нагнітати укріплюючий агент з використанням невисоких, бажано мінімально можливих швидкостей, які визначаються типом колтюбінгової установки. Це дає -- можливість рівномірно розподілити укріплюючий агент по всій довжині інтервалу продуктивного горизонту та с запобігти змиву агенту зі стінок свердловини, оскільки при високих швидкостях нагнітання за рахунок турбулентності потоку буде відбуватися його вимивання.To improve the effectiveness of the method, it is necessary to inject the strengthening agent using low, preferably minimum possible speeds, which are determined by the type of coiled tubing installation. This makes it possible to evenly distribute the strengthening agent along the entire length of the interval of the productive horizon and to prevent the agent from being washed off the walls of the well, since at high injection speeds it will be washed out due to the turbulence of the flow.
Час технологічної витримки, необхідний для утворення стійкого захисного шару на стінках горизонтальної свердловини, визначають з урахуванням умов конкретної горизонтальної свердловини, але в середньому він « складає близько 24 годин. Під час технологічної витримки труба колтюбінгової установки залишається у стволі ств) с свердловини, після завершення витримки її витягують на поверхню і розпочинають перфораційні роботи та виклик припливу вуглеводнів. Цикл робіт може повторюватись, в залежності від кількості визначених для ;» перфорації інтервалів.The technological exposure time required for the formation of a stable protective layer on the walls of a horizontal well is determined taking into account the conditions of a specific horizontal well, but on average it is about 24 hours. During technological exposure, the pipe of the coiled tubing installation remains in the shaft of the well, after completion of the exposure, it is pulled to the surface and perforation works and the inflow of hydrocarbons begin. The cycle of work can be repeated, depending on the number determined for ;" perforation intervals.
Приклад виконання запропонованого способу.An example of the implementation of the proposed method.
Необхідно пробурити горизонтальну свердловину з довжиною ствола 4500м, діаметром ствола - 107-110мм. ко Породи - сипкі, слабозцементований пісковик. Буріння ствола необхідно проводити за звичайною та передбаченою проектом будівництва свердловини технологією. Після завершення буріння горизонтального - ствола за допомогою геофізичних досліджень свердловини визначають каротажну характеристику пластової -І системи та інтервал у стволі з максимальним насиченням вуглеводнів, який у подальшому буде інтервалом 5о перфорації. о Розраховують з урахуванням каротажних даних необхідну кількість загущеного водного розчину і додають до оз нього 3095 суміші металевого пилу та бентонітового порошку при співвідношенні 1:11. Використовують для змішування відомі технічні засоби.It is necessary to drill a horizontal well with a shaft length of 4500 m, a shaft diameter of 107-110 mm. ko Rocks - loose, weakly cemented sandstone. Drilling of the shaft must be carried out according to the usual technology provided for by the well construction project. After the completion of the drilling of the horizontal well, with the help of geophysical well studies, the logging characteristics of the formation-I system and the interval in the well with the maximum saturation of hydrocarbons, which will be the 5o perforation interval in the future, are determined. o The required amount of thickened aqueous solution is calculated taking into account the logging data and 3095 of a mixture of metal dust and bentonite powder is added to it at a ratio of 1:11. Known technical means are used for mixing.
За допомогою колтюбінгової установки у ствол свердловини в інтервал, передбачений для перфорації, дв нагнітають на мінімальній швидкості приготовлений укріплюючий агент і витримують його у стволі 24 години для утворення укріплюючого шару, після чого трубу колтюбінгу витягують з горизонтального ствола та приступають с до перфораційних робіт. Це дає можливість без ускладнень у процесі роботи здійснювати подальшу експлуатацію свердловини.With the help of a coiled tubing installation, the prepared strengthening agent is injected into the wellbore at the interval provided for perforation at minimum speed and kept in the borehole for 24 hours to form a strengthening layer, after which the coiled tubing pipe is pulled out of the horizontal well and the perforation work is started. This makes it possible to carry out further exploitation of the well without complications in the work process.
Таким чином, запропонований спосіб дозволяє укріпити привибійну зону продуктивного пласта і створити бо Захисний шар на стінках свердловини в інтервалі продуктивного пласта, зокрема з великою довжиною ствола, для запобігання виносу піску в свердловину, що підвищує продуктивність горизонтальних свердловин, пробурених у сипких та слабозцементованих гірських породах.Thus, the proposed method makes it possible to strengthen the near-cut zone of the productive layer and to create a protective layer on the walls of the well in the interval of the productive layer, in particular with a long shaft length, to prevent the removal of sand into the well, which increases the productivity of horizontal wells drilled in loose and weakly cemented rocks .
Джерела інформації 1. Предотвращение вьіноса песка в горизонтальнье скважиньі// Спарлин Д.Д.// Нефтегазовье технологии. - в5 2005. - Мо12, - С. 44-48. 2. Патент СРСР Мо1776321, Е21011/38, 1992, РСТ/ЕП 87/00176.Sources of information 1. Prevention of sand drift in horizontal wells// D.D. Sparlin// Neftegazovye tehnologii. - v5 2005. - Mo12, - pp. 44-48. 2. USSR patent Mo1776321, E21011/38, 1992, PCT/EP 87/00176.
3. Борьба с вьіносом песка// Обзор зарубежной литературьі. Серия "Добьіча". - М. ЦНИЙИТЗнефтегаз. - 1965, -3. Struggle with sand wine// Review of foreign literature. "Dobiech" series. - M. Tsniyitzneftegaz. - 1965, -
С. 10-11. 4. Патент Російської Федерації Мо2136853, МПКЄ Е21843/04, Е21В33/13, 1999,P. 10-11. 4. Patent of the Russian Federation Mo2136853, IPCE E21843/04, E21В33/13, 1999,
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200613121U UA21700U (en) | 2006-12-12 | 2006-12-12 | Method for prevention of sand production to horizontal well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200613121U UA21700U (en) | 2006-12-12 | 2006-12-12 | Method for prevention of sand production to horizontal well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA21700U true UA21700U (en) | 2007-03-15 |
Family
ID=37952729
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU200613121U UA21700U (en) | 2006-12-12 | 2006-12-12 | Method for prevention of sand production to horizontal well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA21700U (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2784877C1 (en) * | 2022-03-01 | 2022-11-30 | Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method for limiting sand production in production wells |
-
2006
- 2006-12-12 UA UAU200613121U patent/UA21700U/en unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2784877C1 (en) * | 2022-03-01 | 2022-11-30 | Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method for limiting sand production in production wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104109528B (en) | Acidifying liquid capable of sand stabilization and plug removal, and preparation method thereof | |
| RU2496001C1 (en) | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| CA2624791C (en) | A process for consolidating a formation | |
| US10718184B1 (en) | Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore | |
| RU2386787C2 (en) | Construction method of deep well, plugging solution for its implementation and structure of deep well | |
| RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
| CN112761608B (en) | Method for improving shale oil recovery ratio and reducing fracturing fluid flowback in pressure flooding integrated mode | |
| RU2135750C1 (en) | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed | |
| US3428121A (en) | Permeable cementing composition and method | |
| UA21700U (en) | Method for prevention of sand production to horizontal well | |
| RU2323243C1 (en) | Solid reagent for acid treatment of well and process of acid treatment of well, preferably water-supply well | |
| CN105694839B (en) | A kind of heat from hydrogenation chemistry solution components and its application in horizontal well volume increase | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
| CA2905711C (en) | Stabilizing unconsolidated formation for fines control | |
| RU2143554C1 (en) | Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit | |
| US20230220752A1 (en) | Productivity, injectivity, and sweep efficiency enhancement | |
| RU2118448C1 (en) | Method for development of zonal nonuniform oil deposit | |
| RU2183260C2 (en) | Process of development of oil field at late stage of its operation | |
| RU2149255C1 (en) | Method for selective isolation of flooded intervals of bed in well | |
| RU2361075C1 (en) | Method of effecting bottomhole zone of producer for increased yield of oil | |
| RU1825392C (en) | Method for development of oil pool with complicated structure | |
| RU2079645C1 (en) | Method of limitation of water influx to well | |
| Simon et al. | Morrow Stimulation in Southeast New Mexico | |
| WO2022261577A1 (en) | Methods for preventing or mitigating wellbore screen out conditions using acid blends |