RU2065929C1 - Method for fighting against sand ingression in productive strata - Google Patents
Method for fighting against sand ingression in productive strata Download PDFInfo
- Publication number
- RU2065929C1 RU2065929C1 RU94026804/03A RU94026804A RU2065929C1 RU 2065929 C1 RU2065929 C1 RU 2065929C1 RU 94026804/03 A RU94026804/03 A RU 94026804/03A RU 94026804 A RU94026804 A RU 94026804A RU 2065929 C1 RU2065929 C1 RU 2065929C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- particles
- sand
- well
- filtering material
- pumping
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Filtering Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам борьбы с пескопроявлением в скважинах при добыче жидкости и газа из подземных геологических пластов, сложенных рыхлыми и несцементированными песчаниками. The invention relates to methods for controlling sand in wells during the production of liquid and gas from underground geological formations, composed of loose and non-cemented sandstones.
Предлагаемый способ может быть применен в нефтяных и газовых скважинах, а также в водозаборных скважинах при отборе воды из пластов для народнохозяйственных нужд. The proposed method can be applied in oil and gas wells, as well as in water wells in the selection of water from the reservoirs for national economic needs.
Известен способ предотвращения выноса песка и крепления призабойной зоны скважин посредством закачки песчано-цементной смеси /1/. A known method of preventing the removal of sand and fixing the bottom-hole zone of the wells by injection of sand-cement mixture / 1 /.
Недостатком способа является низкая проницаемость образующегося цементно-песчаного камня в призабойной зоне скважины. Процесс осуществления способа трудоемок и требует разбуривания оставленной в интервале фильтра пробки из цементно-песчаного раствора и повторной перфорации скважины. The disadvantage of this method is the low permeability of the resulting cement-sand stone in the bottomhole zone of the well. The process of implementation of the method is time-consuming and requires drilling of a plug of cement-sand mortar left in the filter interval and repeated perforation of the well.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ крепления призабойной зоны пласта путем заполнения призабойной зоны фильтрующимся материалом, который для обеспечения стабильной проницаемости содержит равномерно распределенные эластичные герметичные оболочки, заполненные газом /2/. The closest in technical essence to the proposed one is a method of fastening the bottom-hole formation zone by filling the bottom-hole zone with a filter material, which, to ensure stable permeability, contains uniformly distributed elastic tight shells filled with gas / 2 /.
Данный способ не эффективен и сложен в осуществлении. Фильтрующий материал обеспечивает стабильную проницаемость призабойной зоны скважины, но не укрепляет призабойную зону и не предотвращает выноса песка. Поэтому требуется дополнительная установка противопесчаного фильтра и изоляция объема введенного фильтрующего материала с эластичными оболочками от полости скважины с помощью тампонажного материала. This method is not effective and difficult to implement. The filtering material provides stable permeability of the bottomhole zone of the well, but does not strengthen the bottomhole zone and does not prevent the removal of sand. Therefore, additional installation of an anti-sand filter and isolation of the volume of the introduced filter material with elastic shells from the well cavity with the help of grouting material are required.
Целью изобретения является повышение эффективности, упрощение способа и обеспечение надежного закрепления фильтрующего материала в процессе эксплуатации скважины при обеспечении его высокой проницаемости. The aim of the invention is to increase efficiency, simplify the method and ensure reliable fastening of the filter material during the operation of the well while ensuring its high permeability.
Цель достигается описываемым способом, включающим закачку в призабойную зону фильтрующего материала в виде твердых упругих и неупругих частиц. The goal is achieved by the described method, including the injection into the bottomhole zone of the filter material in the form of solid elastic and inelastic particles.
Новым является то, что твердые упругие и неупругие частицы берутся в соотношении (об.):
Твердые упругие частицы 50-95
Твердые неупругие частицы 5-50,
причем закачку фильтрующего материала в конце операции осуществляют при забойном давлении, превышающем в два и более раз давление в процессе эксплуатации скважин.New is that solid elastic and inelastic particles are taken in the ratio (vol.):
Solid Elastic Particles 50-95
Solid inelastic particles 5-50,
moreover, the pumping of filtering material at the end of the operation is carried out at bottomhole pressure, exceeding two or more times the pressure during the operation of the wells.
Новым является то, что в качестве твердых упругих частиц используют резиновую крошку или гранулы упругого полимерного материала. New is that rubber crumbs or granules of an elastic polymer material are used as solid elastic particles.
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
В скважину, обсаженную колонной и вскрытую перфорацией в интервале продуктивного пласта, одним из известных методов закачивают приготовленную на поверхности смесь твердых неупругих и упругих частиц. One of the known methods is injected into the well cased by a column and opened by perforation in the interval of the productive formation by a mixture of solid inelastic and elastic particles prepared on the surface.
В качестве твердых неупругих частиц используют песок, гравий или несжимаемые полимерные материалы и т.п. В качестве твердых упругих частиц - резиновую крошку или полимерные материалы, обладающие упругостью. As solid inelastic particles, sand, gravel or incompressible polymeric materials and the like are used. As solid elastic particles, rubber crumb or polymeric materials with elasticity.
Размеры частиц выбирают из условия эффективной работы образованного из частиц в призабойной зоне пласта фильтрующего слоя, играющего роль фильтра. Исходя из этого диаметр неупругих частиц рекомендуется использовать не более 3 мм. Particle sizes are selected from the condition of effective operation of the filter layer formed as particles from the particles in the bottomhole formation zone, which acts as a filter. Based on this, the diameter of inelastic particles is recommended to be used no more than 3 mm.
Размер упругих частиц зависит от свойств материала и давления в процессе эксплуатации скважины. Например, при использовании резиновой крошки в качестве упругих частиц диаметр их не должен превышать 7 мм. The size of the elastic particles depends on the properties of the material and pressure during the operation of the well. For example, when using rubber crumb as elastic particles, their diameter should not exceed 7 mm.
При применении способа на добывающих нефтяных и газовых скважинах носителем частиц служит нефть или другие углеводороды. When applying the method to producing oil and gas wells, the carrier of particles is oil or other hydrocarbons.
В водозаборных и водонагнетательных скважинах носителями являются вода, раствор полимера или другие растворы, не засоряющие продукцию скважин. Carriers in water and water injection wells are water, a polymer solution, or other solutions that do not clog well production.
Вязкость жидкости носителя выбирается из условия, чтобы не происходило расслоения смеси при транспортировке по скважине. Твердые частицы не растворимы в жидкости-носителе и пластовых флюидах. Минимальное содержание твердых упругих частиц в фильтрующем материале составляет 50 об. так как для создания прочного проницаемого слоя, предотвращающего вынос песка, необходимо, чтобы каждая неупругая частица находилась в контакте с упругими частицами. С увеличением содержания упругих частиц каждая неупругая частица имеет большее число контактов и площадь соприкосновения с упругими частицами, тем самым повышается устойчивость фильтрующего материала к выносу из скважины. Однако при увеличении содержания упругих частиц снижается проницаемость фильтрующего материала. В случае использования резиновой крошки в качестве упругих частиц при увеличении ее содержания с 50 до 95% проницаемость фильтрующего материала снижается в 10-20 раз (см. таблицу). The viscosity of the carrier fluid is selected so that there is no stratification of the mixture during transportation along the well. Solid particles are not soluble in the carrier fluid and formation fluids. The minimum content of solid elastic particles in the filter material is 50 vol. since to create a strong permeable layer that prevents the removal of sand, it is necessary that each inelastic particle is in contact with elastic particles. With an increase in the content of elastic particles, each inelastic particle has a larger number of contacts and a contact area with elastic particles, thereby increasing the resistance of the filter material to removal from the well. However, with an increase in the content of elastic particles, the permeability of the filter material decreases. In the case of using rubber crumb as elastic particles with an increase in its content from 50 to 95%, the permeability of the filter material decreases 10-20 times (see table).
Учитывая, что проницаемость фильтрующего материала применительно к нефтяным пластам должна быть не менее 0,5 мкм2, для условий проведения опытов в примере 1 ( см. таблицу) получаем, что оптимальная концентрация резиновой крошки составляет 50-60%
При использовании других, более упругих, чем резина, материалов, например полимеров, оптимальное содержание упругих частиц в фильтрующем материале изменится. В этом случае ввиду более слабого обжима неупругих частиц упругими нижний предел содержания упругих частиц, при котором происходит вынос песка, может составить более 50% Верхний предел также увеличится и может приближаться к значению 100%
В процессе закачки фильтрующего материала упругие частицы поступают в призабойную зону в сжатом напряженном состоянии. После закачки по мере снижения давления упругие частицы при сохранении объема фильтрующего материала защемляют неупругие частицы, происходит уплотнение и упрочнение фильтрующего материала.Given that the permeability of the filter material in relation to oil reservoirs should be at least 0.5 μm 2 , for the conditions of the experiments in example 1 (see table) we find that the optimal concentration of rubber crumb is 50-60%
When using other, more elastic than rubber, materials, such as polymers, the optimal content of elastic particles in the filter material will change. In this case, due to the weaker compression of inelastic particles by elastic, the lower limit of the content of elastic particles at which sand removal can take place can be more than 50%. The upper limit will also increase and may approach 100%.
In the process of pumping filter material, elastic particles enter the bottomhole zone in a compressed stressed state. After injection, as the pressure decreases, the elastic particles, while retaining the volume of the filter material, trap inelastic particles, and the filter material is densified and hardened.
После окончания закачки смеси, давление которой не превышает давления разрыва пласта, скважину промывают, осваивают известными методами призабойную зону и вызывают приток жидкости или газа из пласта. При необходимости спускают насос и пускают в эксплуатацию. After completion of the injection of the mixture, the pressure of which does not exceed the pressure of the fracturing, the well is washed, the wellbore zone is developed by known methods and an inflow of liquid or gas from the formation is caused. If necessary, lower the pump and put into operation.
В процессе отбора продукции из скважины давление снижается и происходит дальнейшее упрочнение фильтрующего материала и призабойной зоны в целом, что обеспечивает надежную работу скважины и эффективную эксплуатацию продуктивного пласта. In the process of selecting products from the well, the pressure decreases and further strengthening of the filter material and the bottomhole zone as a whole occurs, which ensures reliable operation of the well and efficient operation of the reservoir.
Образованный в призабойной зоне проницаемый слой из фильтрующего материала представляет собой плотную монолитную массу как бы склеенных между собой частиц, прочность которой обусловлена скреплением сжатых упругих и неупругих частиц между собой. A permeable layer of filtering material formed in the bottomhole zone is a dense monolithic mass of particles adhered to each other, whose strength is due to the bonding of compressed elastic and inelastic particles to each other.
Прочность фильтрующего слоя обеспечивается запасом упругой энергии твердых упругих частиц, которая образуется за счет превышения забойного давления при закачке фильтрующего материала над давлением при эксплуатации скважины. Это превышение зависит от свойств твердых упругих частиц и определяется экспериментально. Максимальное давление на забое должно быть в конце закачки фильтрующего материала в два и более раз больше давления при эксплуатации скважины, что подтверждается примером 1 и примером конкретного осуществления. The strength of the filter layer is ensured by the supply of elastic energy of solid elastic particles, which is formed due to the excess of bottomhole pressure during pumping of the filter material over pressure during well operation. This excess depends on the properties of solid elastic particles and is determined experimentally. The maximum pressure at the bottom should be at the end of the injection of filter material two or more times the pressure during the operation of the well, which is confirmed by example 1 and an example of a specific implementation.
Способ был испытан на физической модели пласта. The method was tested on a physical model of the reservoir.
Пример 1. Модель пласта представляла собой металлическую трубу диаметром 32 мм и длиной 200 мм, заполненную кварцевым песком с проницаемостью 8,1 мкм2. На входном торце модели устанавливалась мелкая сетка и решетка с отверстиями диаметром 1 мм. На выходе модели размещался слой равномерно перемешанного фильтрационного материала толщиной 25 мм с содержанием резиновой крошки 45-95 об. остальное песок. В торце ставилась решетка с диаметром отверстий 4 мм без сетки. Модель заполнялась с выходного конца водой, после чего туда же задавливалось и уплотнялось дополнительное количество крошки и песка при давлении 1 МПа. Затем давление снималось и осуществлялась прокачка воды с входного конца модели. Песок состоял из фракций размером 0,3-1,2 мм, резиновая крошка 0,3-1,2 мм, т.е. их размеры были более чем в 3 раза меньше диаметра отверстий на выходе модели.Example 1. The reservoir model was a metal pipe with a diameter of 32 mm and a length of 200 mm, filled with quartz sand with a permeability of 8.1 μm 2 . A fine mesh and a lattice with holes with a diameter of 1 mm were installed at the input end of the model. At the model’s output, a layer of uniformly mixed filtration material 25 mm thick with a rubber crumb content of 45-95 vol. the rest is sand. A grill with a hole diameter of 4 mm without a mesh was placed at the end. The model was filled from the outlet end with water, after which an additional amount of crumbs and sand was crushed and compacted at a pressure of 1 MPa. Then the pressure was removed and water was pumped from the inlet end of the model. The sand consisted of fractions of 0.3-1.2 mm in size, rubber crumb 0.3-1.2 mm, i.e. their sizes were more than 3 times smaller than the diameter of the holes at the output of the model.
Первоначально были проведены опыты по прокачке воды через модель с песком без фильтрующего материала, которые показали вынос песка из модели при минимальных скоростях фильтрации 0,1-0,2 м/ч. Initially, experiments were conducted on pumping water through a model with sand without filter material, which showed the removal of sand from the model at minimum filtration speeds of 0.1-0.2 m / h.
Данные, полученные в опытах по прокачке воды через модель со слоем фильтрующего материала, представлены в таблице. В опытах скорость фильтрации воды достигала 150 м/ч при противодавлении 0,1-0,5 МПа, т.е. давление закачки фильтрующего материала (1 МПа) превышало давление отбора продукции (противодавление) в 2-10 раз. Содержание резиновой крошки в фильтрующем материале составляло 45-95%
Из таблицы видно, что при содержании резиновой крошки 45% и отношении давлений закачка/отбор в 2-10 раз происходил вынос песка из модели.The data obtained in experiments on pumping water through a model with a layer of filter material are presented in the table. In the experiments, the water filtration rate reached 150 m / h with a back pressure of 0.1-0.5 MPa, i.e. the injection pressure of the filter material (1 MPa) exceeded the production pressure (back pressure) by 2-10 times. The content of rubber crumb in the filter material was 45-95%
The table shows that when the rubber crumb content was 45% and the injection / withdrawal pressure ratio was 2-10 times, sand was removed from the model.
При содержании крошки 50% вынос песка имел место при отношении давлений, равном двум, и отсутствовал при большем его значении. When the crumb content was 50%, sand removal occurred at a pressure ratio of two, and was absent at a larger value.
При содержании резиновой крошки 55-95% выноса песка не происходило при отношении давлений в интервале 2-10 раз. When the content of rubber crumb 55-95% sand removal did not occur at a pressure ratio in the range of 2-10 times.
Из таблицы видно, что с увеличением содержания резиновой крошки наблюдается снижение проницаемости фильтрующего материала. При необходимости с целью предотвращения снижения продуктивности скважины проницаемость фильтрующего материала может быть повышена путем увеличения размеров резиновой крошки и песка. Так, эксперименты показали, что увеличение фракции резиновой крошки с 0,3-1,25 мм до 1,25-2,0 мм более чем в 5 раз повышает проницаемость фильтрующего материала. The table shows that with an increase in the content of rubber crumb, a decrease in the permeability of the filter material is observed. If necessary, in order to prevent a decrease in well productivity, the permeability of the filter material can be increased by increasing the size of the rubber crumb and sand. Thus, experiments showed that an increase in the fraction of rubber crumb from 0.3-1.25 mm to 1.25-2.0 mm more than 5 times increases the permeability of the filter material.
Пример конкретного осуществления. An example of a specific implementation.
Работы по креплению призабойной зоны пласта с целью предотвращения выноса песка проведены на скважине N 8477 Бурейкинского месторождения республики Татарстан. Скважиной вскрыт пласт, сложенный несцементированным песчаником толщиной 5 м (глубина залегания 1424-1429 м; интервал перфорации 1425-1428 м). Work on fixing the bottom-hole zone of the formation in order to prevent the removal of sand was carried out at well N 8477 of the Bureikinsky field of the Republic of Tatarstan. A well was discovered by a borehole, composed of non-cemented sandstone 5 m thick (depth 1424-1429 m; perforation interval 1425-1428 m).
Перфорация выполнена с помощью сверлильного перфоратора ПС-112, диаметр отверстий 12 мм. Perforation is performed using a PS-112 drill punch, hole diameter 12 mm.
Скважина освоена в эксплуатацию в конце 1989 г. с начальным дебитом нефти в количестве 6 т. Из-за выноса песка скважина неоднократно находилась в ремонте и практически не работала до марта 1993 г. т.е. до момента крепления призабойной зоны пласта по предлагаемому способу, согласно которому было сделано следующее. The well was put into operation at the end of 1989 with an initial oil production of 6 tons. Due to the removal of sand, the well was repeatedly under repair and practically did not work until March 1993, i.e. to the moment of fixing the bottom-hole formation zone according to the proposed method, according to which the following was done.
Закачали фильтрующий материал, состоящий из резиновой крошки и песка, взятых в соотношении 56:44 об. Размеры резиновой крошки 0,5-3 мм, размеры кварцевого песка до 1,2 мм. В качестве жидкости-носителя использовалась нефть вязкостью 97 мПа•с в количестве 15 м3.They pumped filter material consisting of crumb rubber and sand, taken in a ratio of 56:44 vol. The size of the rubber crumb is 0.5-3 mm, the size of quartz sand is up to 1.2 mm. As a carrier fluid, oil with a viscosity of 97 mPa • s was used in an amount of 15 m 3 .
Закачку суспензии прекратили по достижении давления на устье, равном 10 мПа. Suspension injection was stopped when the pressure at the mouth was 10 MPa.
Сорвали и подняли пакер, промыли скважину до забоя. Освоением скважины вызвали приток нефти из пласта. В продукции скважины отсутствовали резиновая крошка и песок. Убедившись в притоке чистой нефти, спустили подземное оборудование с насосом. После запуска насоса ведется периодический контроль за продукцией скважины. Скважина эксплуатируется в течение 15 мес с дебитом 6,0 т/сут нефти при отсутствии песка, давление на забое составляет 4 МПа. They torn off and lifted the packer, washed the well to the bottom. Well development caused an influx of oil from the reservoir. There was no rubber crumb and sand in the production of the well. After ascertaining the inflow of pure oil, we lowered the underground equipment with a pump. After starting the pump, periodic monitoring of well production is carried out. The well has been operating for 15 months with a production rate of 6.0 tons / day of oil in the absence of sand, the pressure at the bottom is 4 MPa.
С учетом столба жидкости при плотности нефти 900 кг/м3 максимальное давление на забое Рз при закачке смеси составляло
Pз= Pу+ρ•g•H = 10+900×9,8×1424 = 22,5 МПа,
где Ру=10 МПа давление на устье,
ρ = 900 кг/м3 плотность нефти,
H=1424 м глубина залегания пласта,
g=9,8 м/с2 ускорение свободного падения.Given the column of liquid at an oil density of 900 kg / m 3 the maximum pressure at the bottom of P s when injecting the mixture was
P s = P y + ρ • g • H = 10 + 900 × 9.8 × 1424 = 22.5 MPa,
where P y = 10 MPa pressure at the mouth,
ρ = 900 kg / m 3 the density of oil,
H = 1424 m depth of bed,
g = 9.8 m / s 2 acceleration of gravity.
Таким образом, давление на забое скважины при закачке фильтрующего материала было больше забойного давления в процессе эксплуатации скважины в 5,6 раза (22,5:4). Thus, the pressure at the bottom of the well during the injection of filter material was 5.6 times greater than the bottomhole pressure during the operation of the well (22.5: 4).
Эффективность предлагаемого способа подтверждается стабильной работой скважины в течение более года с сохранением высокой продуктивности при полном исключении выноса песка за счет создания в призабойной зоне прочного проницаемого фильтрующего слоя. При этом отпадает необходимость в применении внутрискважинного противопесчаного фильтра, что приводит к упрощению способа. ТТТ1 The effectiveness of the proposed method is confirmed by the stable operation of the well for more than a year while maintaining high productivity with the complete exclusion of sand removal due to the creation of a strong permeable filter layer in the bottomhole zone. In this case, there is no need to use the downhole sand filter, which simplifies the method. TTT1
Claims (3)
Твердые упругие частицы 50 95
Твердые неупругие частицы 5 50
причем закачку фильтрующего материала в конце операции осуществляют при забойном давлении, превышающем в два и более раз давление в процессе эксплуатации скважины.1. A method of controlling sand development in productive formations, including pumping filter material in the form of solid elastic and inelastic particles into the bottomhole zone of the well and operating the well, characterized in that the solid elastic and inelastic particles are taken in the ratio:
Solid Elastic Particles 50 95
Solid inelastic particles 5 50
moreover, the pumping of filtering material at the end of the operation is carried out at bottomhole pressure, exceeding two or more times the pressure during operation of the well.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94026804/03A RU2065929C1 (en) | 1994-07-18 | 1994-07-18 | Method for fighting against sand ingression in productive strata |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94026804/03A RU2065929C1 (en) | 1994-07-18 | 1994-07-18 | Method for fighting against sand ingression in productive strata |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94026804A RU94026804A (en) | 1996-02-27 |
| RU2065929C1 true RU2065929C1 (en) | 1996-08-27 |
Family
ID=20158523
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94026804/03A RU2065929C1 (en) | 1994-07-18 | 1994-07-18 | Method for fighting against sand ingression in productive strata |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2065929C1 (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 |
-
1994
- 1994-07-18 RU RU94026804/03A patent/RU2065929C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Г.А.Зотов и др., Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах, М., Недра, 1987, с.15. 2. Авторское свидетельство СССР N 1506088, кл. E 21B 43/08, 1989. * |
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 |
|---|---|---|
| CA2071266C (en) | Method of sand consolidation with resin | |
| US5358047A (en) | Fracturing with foamed cement | |
| US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
| US7004255B2 (en) | Fracture plugging | |
| US3336980A (en) | Sand control in wells | |
| US7578346B2 (en) | Method of plugging fractured formation | |
| US4875525A (en) | Consolidated proppant pack for producing formations | |
| RU2432454C2 (en) | Method of stabilisation of loose beds for prevention of sand carry-over | |
| US3814187A (en) | Subsurface formation plugging | |
| EP1350921A2 (en) | Methods and apparatus for completing and gravel packing wells | |
| US5875843A (en) | Method for vertically extending a well | |
| WO1992008035A1 (en) | Method for controlling solids accompanying hydrocarbon production | |
| WO1994001232A1 (en) | Waste disposal in hydraulically fractured earth formations | |
| NO330445B1 (en) | Procedure for completing unconsolidated underground production zones | |
| US5387737A (en) | Slurry injection into disaggregated earth formations | |
| US5536115A (en) | Generating multiple hydraulic fractures in earth formations for waste disposal | |
| US3498380A (en) | Method for placing gravel packs | |
| US3695355A (en) | Gravel pack method | |
| US3743021A (en) | Method for cleaning well perforations | |
| RU2065929C1 (en) | Method for fighting against sand ingression in productive strata | |
| US4537254A (en) | Steam injection well gravel pack material of sintered bauxite | |
| US4120359A (en) | Method for forming a non-dissoluble sand control pack and a sand control pack made thereby | |
| CA2412547C (en) | Method of transferring fluids through a permeable well lining | |
| Suman Jr | Perforations-a prime source of Well Performance Problems | |
| US3302718A (en) | Consolidation through lateral channels |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040719 |