RU2485284C1 - Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well - Google Patents
Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485284C1 RU2485284C1 RU2011152715/03A RU2011152715A RU2485284C1 RU 2485284 C1 RU2485284 C1 RU 2485284C1 RU 2011152715/03 A RU2011152715/03 A RU 2011152715/03A RU 2011152715 A RU2011152715 A RU 2011152715A RU 2485284 C1 RU2485284 C1 RU 2485284C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- sand
- oil
- pumped
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Polyurethanes Or Polyureas (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used for fastening the bottom-hole zone of sand-producing wells.
Известен способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (пат. RU №2413067, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, опубл. 27.02.2009 г., бюл. №6), включающий прогрев призабойной зоны пласта путем закачивания кварцевого песка с размером фракции от 0,05 до 2 мм в разогретом до температуры 60°C природном битуме, имеющем вязкость при данной температуре не менее 60 мПа·с, и после этого закачивание в призабойную зону пласта нагретого до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°C до 90°C.A known method of preventing the removal of sand and reduce water inflow into the well with low reservoir temperature (US Pat. RU No. 2413067, IPC ЕВВ 43/22, Е21В 43/24, publ. 02/27/2009, bull. No. 6), including heating the bottom-hole zone formation by injecting quartz sand with a fraction size from 0.05 to 2 mm in natural bitumen preheated to a temperature of 60 ° C, having a viscosity at a given temperature of at least 60 MPa · s, and then pumping into the bottomhole zone of the formation heated to a temperature of at least 90 ° C saturated aqueous solution of mineral salt having a difference in rast Vorimy more than 700 g / l in the temperature range from 20 ° C to 90 ° C.
Недостатками известного способа являются сложность и большие энергетические затраты при его осуществлении: разогрев битума до 60°C, а также нагревание до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли.The disadvantages of this method are the complexity and high energy costs in its implementation: heating bitumen to 60 ° C, as well as heating to a temperature of at least 90 ° C of a saturated aqueous solution of mineral salt.
Известен способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин (пат. RU №2387806, МПК E21B 33/138, опубл. 27.04.2010 г., бюл. №12), включающий создание фильтра путем приготовления и закачки полимерного состава и соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава. Сначала производят закачку полимерного состава, а затем - соляной кислоты в виде 10-15%-ного водного раствора в соотношении 1:1 к полимерному составу с диаметром охвата призабойной зоны каждым не менее 1,8 м, причем полимерный состав готовят путем смешения карбамидоформальдегидной смолы с ацетоноформальдегидной смолой в соотношении 4:1 соответственно и алюминиевой пудры в количестве 0,05-0,2% от массы полимерного состава.A known method of fastening the bottom-hole zone of sand-producing wells (US Pat. RU No. 2387806, IPC E21B 33/138, publ. 04/27/2010, bull. No. 12), including creating a filter by preparing and injecting the polymer composition and hydrochloric acid, followed by exposure to curing the polymer composition. First, the polymer composition is injected, and then hydrochloric acid in the form of a 10-15% aqueous solution in a ratio of 1: 1 to the polymer composition with a bottomhole zone diameter of at least 1.8 m each, the polymer composition is prepared by mixing urea-formaldehyde resin with acetone-formaldehyde resin in a ratio of 4: 1, respectively, and aluminum powder in an amount of 0.05-0.2% by weight of the polymer composition.
Недостатками известного способа являются многокомпонентность состава и дополнительная операция - закачка соляной кислоты с целью создания фильтра для притока нефти.The disadvantages of this method are the multicomponent composition and an additional operation - the injection of hydrochloric acid in order to create a filter for the influx of oil.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах (пат. RU №2285791, МПК E21B 43/22, опубл. 20.10.2006 г., бюл. №29) путем закачки в скважину безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель, в объеме, равном 0,5-1,5 порового объема, далее закачки воды в количестве 0,4-5,0 поровых объема за время, не превышающее 3 ч, после чего закачку останавливают и производят выдержку в статических условиях не менее 10 ч для отверждения.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed technical solution is a method of controlling sand occurrences in oil and gas wells (US Pat. RU No. 2285791, IPC E21B 43/22, publ. 10/20/2006, bull. No. 29) by injection into the well of an anhydrous fluid containing a polyurethane prepolymer and a solvent in an amount equal to 0.5-1.5 pore volumes, then injection of water in an amount of 0.4-5.0 pore volumes for a time not exceeding 3 hours, after which injection stop and shutter under static conditions for at least 10 hours for erzhdeniya.
Недостатком известного способа является ограниченное время закачки реагентов - в течение 3 ч, что может привести к аварийной ситуации в случае непредвиденных остановок техники при закачке реагентов для предотвращения выноса песка из скважины.The disadvantage of this method is the limited time for injection of reagents - within 3 hours, which can lead to an emergency in case of unforeseen equipment stops during injection of reagents to prevent sand from the well.
Технической задачей предложения является создание эффективного и безопасного способа предотвращения выноса песка из скважины за счет увеличения времени отсутствия контакта полиуретанового предполимера с водой, что позволяет обеспечить необходимый радиус обработки призабойной зоны пласта, повышение пескоскрепляющей способности состава при сохранении проницаемости и продуктивности пласта по нефти.The technical task of the proposal is to create an effective and safe way to prevent sand from the well by increasing the time that the polyurethane prepolymer is not in contact with water, which ensures the required radius of treatment of the bottomhole formation zone, increasing the sand-bonding ability of the composition while maintaining the permeability and productivity of the formation in oil.
Задача решается предлагаемым способом крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины, включающим закачку в скважину полиуретанового предполимера.The problem is solved by the proposed method of securing the bottom-hole zone and preventing the removal of sand from the well, including the injection of a polyurethane prepolymer into the well.
Новым является то, что до закачки полиуретанового предполимера в скважину закачивают изопропиловый спирт, а после закачки предполимера - буфер из товарной девонской нефти, и затем продавливают водой плотностью 1000-1200 кг/м3, причем продавку осуществляют с максимально допустимой скоростью для образования пленки полимера, скрепляющей зерна песка призабойной зоны.New is that before the polyurethane prepolymer is injected, isopropyl alcohol is pumped into the well, and after the prepolymer is injected, a buffer of marketable Devonian oil is pumped and then pressed with water with a density of 1000-1200 kg / m 3 , and the injection is carried out at the maximum permissible speed for the formation of the polymer film fastening the grain of sand of the bottomhole zone.
Сущность предложения заключается в последовательной закачке в призабойную зону скважины по насосно-компрессорным трубам полиуретанового предполимера, причем до закачки предполимера с целью предотвращения его контакта с пластовой водой закачивают изопропиловый спирт, который является осушающим реагентом, неограниченно растворяющим воду. Далее закачивают полиуретановый предполимер, который обволакивает зерна песка, образуя на их поверхности пленку, и буфер из товарной девонской нефти для предотвращения преждевременного отверждения предполимера при контакте с водой, которая является отвердителем полиуретанового предполимера. Необходимое количество полиуретанового предполимера, изопропилового спирта и товарной девонской нефти определяют расчетным путем, с учетом пористости, толщины закрепляемого пласта и диаметра охвата призабойной зоны каждым из указанных реагентов не менее 1,5 м. Продавливают закачанные. реагенты водой плотностью 1000-1200 кг/м3 и выдерживают в течение 12 ч до полного отверждения предполимера. Продавку осуществляют с максимально допустимой скоростью, не вызывающей превышение допустимого давления на эксплуатационную колонну, чтобы зерна песка только смочить полиуретановым предполимером для образования сцепления между зернами песка после контакта с водой, а излишки предполимера выдавливают из призабойной зоны в пласт. Допустимое давление на эксплуатационные колонны скважин обусловлено геолого-физическими параметрами месторождений и при выполнении работ оговаривается технологическими службами нефтегазодобывающих управлений. При отверждении полиуретанового предполимера в местах соприкосновения зерен песка образуется тонкая пленка полимера, которая хорошо скрепляет песок в призабойной зоне, при этом пласт не закупоривается, сохраняется его проницаемость и продуктивность по нефти.The essence of the proposal consists in sequentially pumping a polyurethane prepolymer into the bottomhole zone of the well through the tubing, and isopropyl alcohol, which is a drying agent that dissolves water unlimitedly, is pumped to pump the prepolymer to prevent it from contacting with produced water. Next, a polyurethane prepolymer is pumped, which envelops the grains of sand, forming a film on their surface, and a buffer of marketable Devonian oil to prevent premature curing of the prepolymer in contact with water, which is a hardener of the polyurethane prepolymer. The required amount of polyurethane prepolymer, isopropyl alcohol and commercial Devonian oil is determined by calculation, taking into account the porosity, thickness of the fixed formation and the diameter of the bottomhole zone coverage of each of these reagents for at least 1.5 m. reagents with water with a density of 1000-1200 kg / m 3 and incubated for 12 hours until the prepolymer is completely cured. Selling is carried out at the maximum permissible speed, which does not exceed the permissible pressure on the production string, so that the sand grains are only moistened with a polyurethane prepolymer to form adhesion between the sand grains after contact with water, and excess prepolymer is squeezed from the bottomhole zone into the formation. Allowable pressure on production casing wells is determined by the geological and physical parameters of the fields and is specified by the technological services of oil and gas production departments when performing work. When the polyurethane prepolymer is cured, a thin polymer film is formed in the places where the sand grains come in contact, which bonds the sand well in the bottomhole zone, while the formation does not become clogged, its permeability and oil productivity remain.
Полиуретановые предполимеры (олигомеры, способные участвовать в реакциях роста или сшивания цепи с образованием высокомолекулярных линейных и сетчатых полимеров) получают в результате реакции между гидроксилсодержащими сложными или простыми полиэфирами и изоцианатами. Их смешивают в соотношениях, обеспечивающих избыток изоцианата, в результате образуется предполимер с концевыми реакционноактивными изоцианатными группами (-NCO). Полимеры, полученные на основе полиуретановых предполимеров с концевыми NCO-группами, характеризуются высокой прочностью, сопротивлением раздиру, износо-, бензо-, морозостойкостью с сохранением высокоэластичных свойств в широком диапазоне температур.Polyurethane prepolymers (oligomers capable of participating in chain growth or crosslinking reactions to form high molecular weight linear and cross-linked polymers) are obtained by the reaction between hydroxyl-containing polyesters or isocyanates. They are mixed in ratios providing an excess of isocyanate, resulting in the formation of a prepolymer with terminal reactive isocyanate groups (-NCO). Polymers obtained on the basis of polyurethane prepolymers with terminal NCO groups are characterized by high strength, tear resistance, wear, benz, and frost resistance while maintaining highly elastic properties in a wide temperature range.
Реагенты, используемые в предложении:Reagents used in the proposal:
- изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84;- isopropyl alcohol according to GOST 9805-84;
- полиуретановый предполимер БФМ-19;- polyurethane prepolymer BFM-19;
- товарная девонская нефть;- Commodity Devonian oil;
- вода плотностью 1000-1200 кг/м3.- water with a density of 1000-1200 kg / m 3 .
Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности. Спускают в пескопроявляющую скважину насосно-компрессорные трубы, башмак которых устанавливают выше интервала перфорации.The method in the field is carried out in the following sequence. The tubing is lowered into the sand-producing well, the shoe of which is set above the perforation interval.
Необходимое количество полиуретанового предполимера, изопропилового спирта и товарной девонской нефти определяют расчетным путем в зависимости от пористости, толщины закрепляемого пласта и диаметра охвата призабойной зоны каждым из указанных реагентов не менее 1,5 м. При уменьшении диаметра обработки менее 1,5 м прочность создаваемого фильтра для притока нефти недостаточна для выдерживания перепадов давления, существующих при эксплуатации скважины. Увеличение диаметра обработки более 1,5 м не влияет на эффективность способа, но нецелесообразно из-за роста затрат на используемые реагенты. Затем по насосно-компрессорным трубам закачивают последовательно изопропиловый спирт, полиуретановый предполимер и товарную девонскую нефть. Далее закачанные реагенты продавливают в пласт водой плотностью 1000-1200 кг/м3 с максимально допустимой скоростью, не вызывающей превышение допустимого давления на эксплуатационную колонну, которое определяется технологическими службами нефтегазодобывающих управлений, для образования пленки полимера, скрепляющей зерна песка призабойной зоны.The required amount of polyurethane prepolymer, isopropyl alcohol and Devonian crude oil is determined by calculation, depending on the porosity, thickness of the fixed formation and the diameter of the bottomhole zone coverage of each of these reagents at least 1.5 m. When reducing the diameter of the treatment less than 1.5 m, the strength of the created filter for oil inflow is insufficient to withstand the pressure drops existing during well operation. An increase in the processing diameter of more than 1.5 m does not affect the efficiency of the method, but is impractical due to the increase in costs of the reagents used. Then, isopropyl alcohol, a polyurethane prepolymer, and marketable Devonian oil are pumped sequentially through tubing. Then, the injected reagents are pressed into the reservoir with water with a density of 1000-1200 kg / m 3 with a maximum permissible speed that does not exceed the permissible pressure on the production string, which is determined by the technological services of the oil and gas production departments, to form a polymer film that holds the sand grains of the bottomhole zone.
Оставляют скважину на выдержку до отверждения полимерного состава в течение 12 ч. После выдержки без дополнительных операций получают прочный естественный фильтр с хорошей проницаемостью для притока нефти. Затем скважину пускают в эксплуатацию.The well is left for aging until the polymer composition has cured for 12 hours. After aging, without additional operations, a durable natural filter with good permeability for oil flow is obtained. Then the well is put into operation.
Испытания пескоскрепляющей способности состава по предлагаемому способу проводили в лабораторных условиях на моделях пласта длиной 10 см и внутренним диаметром 6 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,15-0,25 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль их расхода по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально проводили испытания на водонасыщенной модели пласта. Через модель пласта прокачивали воду, проводили замер ее расхода и определяли исходную проницаемость модели. Далее через модель последовательно прокачивали изопропиловый спирт, полиуретановый предполимер и буфер из товарной девонской нефти. Оставляли на выдержку на время от 10 до 24 ч. Затем через модель пласта прокачивали минерализованную пластовую воду и определяли проницаемость модели по формуле Дарси. Аналогичную процедуру проделывали с нефтенасыщенной моделью, предварительно определив проницаемость по нефти. Результаты испытаний представлены в таблице.Tests of the sand-bonding ability of the composition according to the proposed method was carried out in laboratory conditions on reservoir models 10 cm long and 6 cm inner diameter filled with quartz sand of a 0.15-0.25 mm fraction, which allow simulating the injection of reagents into the reservoir and continuously monitoring their flow rate by scheme: “well-reservoir” and “reservoir-well”. Initially, tests were carried out on a water-saturated reservoir model. Water was pumped through the reservoir model, its flow rate was measured, and the initial permeability of the model was determined. Then, isopropyl alcohol, a polyurethane prepolymer, and a buffer from marketable Devonian oil were pumped sequentially through the model. It was left to hold for a period of 10 to 24 hours. Then, mineralized formation water was pumped through the reservoir model and the model permeability was determined by the Darcy formula. A similar procedure was performed with the oil-saturated model, having previously determined the oil permeability. The test results are presented in the table.
Как видно из таблицы, скрепление песка происходит как в водонасыщенной, так и нефтенасыщенной модели, уменьшение проницаемости по воде в водонасыщенной модели равно 71,4-88,2% по сравнению 36,4-84,6% у прототипа, причем уменьшение проницаемости по нефти в нефтенасыщенной модели незначительно и составляет 4,8-13,3%. При выдержке моделей в течение 6 ч песок скрепляется плохо, а проницаемость по воде снижается незначительно, поэтому оптимальное время, необходимое на отверждение полиуретанового предполимера, составляет 10-14 ч, дополнительное время незначительно влияет на результативность способа.As can be seen from the table, the bonding of sand occurs both in the water-saturated and oil-saturated models, the decrease in water permeability in the water-saturated model is 71.4-88.2% compared to 36.4-84.6% in the prototype, and the decrease in permeability by oil in the oil-saturated model is insignificant and amounts to 4.8-13.3%. When the models are aged for 6 hours, the sand does not bond well, and water permeability decreases slightly, so the optimal time required for curing the polyurethane prepolymer is 10-14 hours, the additional time slightly affects the effectiveness of the method.
Таким образом, достигается результат - создание эффективного и безопасного способа предотвращения выноса песка из скважины за счет увеличения времени отсутствия контакта полиуретанового предполимера с водой. что позволяет обеспечить необходимый радиус обработки призабойной зоны пласта, повышение пескоскрепляющей способности состава при сохранении проницаемости и продуктивности пласта по нефти.Thus, the result is achieved - the creation of an effective and safe way to prevent the removal of sand from the well by increasing the time of absence of contact of the polyurethane prepolymer with water. that allows you to provide the required radius of the treatment of the bottom-hole zone of the formation, increasing the sand-bonding ability of the composition while maintaining the permeability and productivity of the formation in oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011152715/03A RU2485284C1 (en) | 2011-12-22 | 2011-12-22 | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011152715/03A RU2485284C1 (en) | 2011-12-22 | 2011-12-22 | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2485284C1 true RU2485284C1 (en) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786344
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011152715/03A RU2485284C1 (en) | 2011-12-22 | 2011-12-22 | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2485284C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2558831C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
RU2684625C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for bottomhole support in well |
RU2696644C1 (en) * | 2018-03-05 | 2019-08-09 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for reduction of sand ingress in gas wells |
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 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU1776321C (en) * | 1986-04-02 | 1992-11-15 | Бергверксфербанд ГмбХ | Method for consolidating and sealing of geological formations consisting of moist or water-bearing rocks |
GB2387191A (en) * | 2002-04-01 | 2003-10-08 | B J Services Company | Modified natural particles for fracturing and sand control |
UA69214A (en) * | 2003-12-16 | 2004-08-16 | Nat Joint Stock Company Naftog | Process of blocking the critical area of formation |
RU2285791C1 (en) * | 2005-11-21 | 2006-10-20 | Институт проблем нефти и газа РАН | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells |
RU2322569C2 (en) * | 2005-03-28 | 2008-04-20 | Светлана Геннадьевна Канзафарова | Method for production well repair |
RU2432454C2 (en) * | 2006-02-10 | 2011-10-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method of stabilisation of loose beds for prevention of sand carry-over |
-
2011
- 2011-12-22 RU RU2011152715/03A patent/RU2485284C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU1776321C (en) * | 1986-04-02 | 1992-11-15 | Бергверксфербанд ГмбХ | Method for consolidating and sealing of geological formations consisting of moist or water-bearing rocks |
GB2387191A (en) * | 2002-04-01 | 2003-10-08 | B J Services Company | Modified natural particles for fracturing and sand control |
UA69214A (en) * | 2003-12-16 | 2004-08-16 | Nat Joint Stock Company Naftog | Process of blocking the critical area of formation |
RU2322569C2 (en) * | 2005-03-28 | 2008-04-20 | Светлана Геннадьевна Канзафарова | Method for production well repair |
RU2285791C1 (en) * | 2005-11-21 | 2006-10-20 | Институт проблем нефти и газа РАН | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells |
RU2432454C2 (en) * | 2006-02-10 | 2011-10-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method of stabilisation of loose beds for prevention of sand carry-over |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2558831C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
RU2696644C1 (en) * | 2018-03-05 | 2019-08-09 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for reduction of sand ingress in gas wells |
RU2684625C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for bottomhole support in well |
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 |
---|---|---|
US3297086A (en) | Sand consolidation method | |
US7013973B2 (en) | Method of completing poorly consolidated formations | |
US20120227967A1 (en) | Coated proppants | |
CA2799551C (en) | Methods for providing proppant slugs in fracturing treatments | |
US20150259592A1 (en) | Coated And Cured Proppants | |
RU2485284C1 (en) | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well | |
CN107474807A (en) | Fracture-pore reservoir runner regulator and preparation method thereof | |
RU2016147112A (en) | METHOD FOR PLANNING OPERATIONAL AND EXPRESSIVE WELLS | |
US10266754B2 (en) | Degradable reticulated foam particulates for use in forming highly conductive proppant packs | |
CN101915079B (en) | Integrated de-plugging yield increasing process | |
US3419073A (en) | Method for consolidating subterranean formations | |
CN105754565B (en) | A kind of organic micro-spheres and inorganic silicate Compositional type heavy oil thermal recovery fleeing proof agent and preparation method thereof | |
CN106947448A (en) | A kind of high permeability zone profile control agent and preparation method thereof | |
CN114672299B (en) | Double-effect transformation slurry for seabed hydrate reservoir, application and application method | |
CN101314671B (en) | Temperature control liquid expanded rubber and preparation method thereof | |
CN106905939B (en) | Ultrahigh-strength gel plugging and adjusting system and preparation method and application thereof | |
CA3083567A1 (en) | Consolidated material to equalize fluid flow into a wellbore | |
RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
US3393739A (en) | Method of permeably consolidating loose sands | |
US11566163B2 (en) | Consolidation of formation particulates | |
RU2285791C1 (en) | Method to prevent sand appearance in oil and gas wells | |
RU2587670C2 (en) | Method of reinforcing bottomhole formation and isolation of brine water influx in oil and gas wells | |
US20190382643A1 (en) | Methods for treating fracture faces in propped fractures using fine particulates | |
RU2237797C1 (en) | Method for isolating water influx areas in a well | |
US10501681B2 (en) | Inorganic clay particulate additive for consolidating treatments |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171223 |