RU2341644C1 - Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure - Google Patents
Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2341644C1 RU2341644C1 RU2007109968/03A RU2007109968A RU2341644C1 RU 2341644 C1 RU2341644 C1 RU 2341644C1 RU 2007109968/03 A RU2007109968/03 A RU 2007109968/03A RU 2007109968 A RU2007109968 A RU 2007109968A RU 2341644 C1 RU2341644 C1 RU 2341644C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- liquid
- ejector
- washing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промывке песчаных пробок в газовых скважинах в условиях низких пластовых давлений при их ремонте с применением гибких труб.The invention relates to the oil and gas industry, namely, washing sand plugs in gas wells at low reservoir pressures when they are repaired using flexible pipes.
Известно, что появление песка на забое газовой скважины обусловлено различными причинами, связанными в основном с механическими свойствами продуктивного пласта. При падении пластового давления в процессе разработки месторождений природного газа происходит подъем газоводяного контакта и связанное с этим интенсивное обводнение газовых скважин. Движение пластовых вод из продуктивного пласта к забою газовой скважины влечет за собой ускорение процесса разрушения скелета горных пород продуктивного пласта и вынос песка на забой газовой скважины, образования там песчаной пробки, которая перекрывает интервал перфорации газовой скважины и препятствует движению газа на дневную поверхность, вплоть до полного прекращения добычи. Для нормальной эксплуатации газовой скважины песчаную пробку следует удалить.It is known that the appearance of sand at the bottom of a gas well is due to various reasons related mainly to the mechanical properties of the reservoir. When the reservoir pressure drops during the development of natural gas fields, the rise of the gas-water contact occurs and the intensive watering of the gas wells is associated with this. The movement of produced water from the reservoir to the bottom of the gas well entails the acceleration of the destruction of the skeleton of rocks of the reservoir and the removal of sand to the bottom of the gas well, the formation of a sand plug there, which covers the interval of perforation of the gas well and prevents the gas from moving to the day surface, up to complete cessation of production. For normal operation of a gas well, the sand plug should be removed.
В практике ремонтных работ широко применяются способы удаления песчаных пробок путем промывки скважины, например [Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин - М.: Недра, 1975. - С.216-220; RU 2114983 С1, МПК 5 Е21В 37/00, опубл. 1998]. В последние годы все большее распространения получают способы промывки песчаных пробок с помощью гибкой трубы колтюбинговой установки, например Вайшток С.М. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб // М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - С.145-154]. Однако чем ниже пластовое давление, тем труднее осуществить промывку и удаление этой пробки без повторного загрязнения продуктивного пласта промывочными растворами и пенными системами.In the practice of repair work, methods of removing sand plugs by flushing a well are widely used, for example [Amirov A.D. and others. Overhaul of oil and gas wells - M .: Nedra, 1975. - S.216-220; RU 2114983 C1, IPC 5 ЕВВ 37/00, publ. 1998]. In recent years, methods of washing sand plugs using a flexible pipe of a coiled tubing installation, for example, S. Vaishtok, have become more widespread. and other Underground repair and drilling of wells using flexible pipes // M .: Publishing House of the Academy of Mining Sciences, 1999. - S.145-154]. However, the lower the reservoir pressure, the more difficult it is to flush and remove this plug without re-contaminating the reservoir with flushing solutions and foam systems.
Известен способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях низких пластовых давлений, включающий монтаж колтюбинговой установки, установку противовыбросового и насосного оборудования, эжектора, спуск в скважину гибкой трубы, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывку скважины в зоне образования песчаной пробки [Вайшток С.М. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб // М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - С.145-154].A known method of washing a sand plug in a gas well at low reservoir pressures, including installing a coiled tubing installation, installing blowout preventer and pumping equipment, an ejector, running a flexible pipe into the well, preparing a foaming washing fluid and flushing the well in the sand plug formation zone [Vayshtok S.M . and other Underground repair and drilling of wells using flexible pipes // M .: Publishing House of the Academy of Mining Sciences, 1999. - S.145-154].
Недостатком этого способа является то, что он не приспособлен для применения в газовых скважинах с низкими пластовыми давлениями, в частности при ремонте газовых скважин, расположенных в зонах многолетнемерзлых пород.The disadvantage of this method is that it is not suitable for use in gas wells with low reservoir pressures, in particular when repairing gas wells located in permafrost zones.
Известен способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях низких пластовых давлений, включающий монтаж колтюбинговой установки, установку противовыбросового и насосного оборудования, эжектора, спуск в скважину гибкой трубы, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывку скважины в зоне образования песчаной пробки [RU 2188304 С1, МПК 6 Е21В 37/00, Е21В 19/22, опубл. 2002.08.27].A known method of washing a sand plug in a gas well at low reservoir pressures, including installing a coiled tubing installation, installing blowout preventer and pumping equipment, an ejector, running a flexible pipe into the well, preparing a foaming washing fluid and flushing the well in the sand plug formation zone [RU 2188304 C1, IPC 6 Е21В 37/00, Е21В 19/22, publ. 2002.08.27].
Недостатком этого способа является то, что он не приспособлен для применения в газовых скважинах с низкими пластовыми давлениями, в частности при ремонте газовых скважин, расположенных в зонах многолетнемерзлых пород.The disadvantage of this method is that it is not suitable for use in gas wells with low reservoir pressures, in particular when repairing gas wells located in permafrost zones.
Задача, решаемая при создании изобретения, состоит в обеспечении условий для промывки песчаной пробки в условиях низких пластовых давлений.The problem to be solved when creating the invention is to provide conditions for washing sand plugs at low reservoir pressures.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении надежности промывки и эффективности удаления песчаной пробки в газовых скважинах с низкими пластовыми давлениями, в частности при ремонте газовых скважин, расположенных в зонах многолетнемерзлых пород.The technical result achieved by the invention is to increase the washing reliability and efficiency of sand plug removal in gas wells with low reservoir pressures, in particular when repairing gas wells located in permafrost zones.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях низких пластовых давлений, включающем монтаж колтюбинговой установки, установку противовыбросового и насосного оборудования, эжектора, спуск в скважину гибкой трубы, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывку скважины в зоне образования песчаной пробки, в отличие от прототипа на устье скважины дополнительно устанавливают бустерную установку и газовый сепаратор, а после спуска в скважину гибкой трубы в бустерную установку подают жидкость от насосной установки и газ низкого давления от соседней скважины или газопровода, смешивают их до образования газожидкостной смеси и компримируют ее до величины, превышающей пластовое давление, после этого газожидкостную смесь высокого давления подают в газовый сепаратор, проводят разделение этой смеси на жидкую и газообразные фазы, жидкость подают обратно в бустерную установку, а газ высокого давления подают на эжектор, одновременно на него подают пенообразующую жидкость от второй насосной установки, после образования в эжекторе от смешивания газа высокого давления и пенообразующей жидкости пенной системы закачивают ее во внутреннюю полость гибкой трубы и осуществляют промывку песчаной пробки.The task and technical result are achieved by the fact that in the known method of washing a sand plug in a gas well at low reservoir pressures, including installing a coiled tubing installation, installing blowout preventer and pumping equipment, an ejector, lowering a flexible pipe into the well, preparing a washing foam-forming fluid and flushing the well in the zone of formation of the sand plug, in contrast to the prototype, a booster unit and a gas separator are additionally installed at the wellhead, and after descent fluid from the pumping unit and low-pressure gas from a neighboring well or gas pipeline are fed into a borehole of a flexible pipe to a booster installation, they are mixed until a gas-liquid mixture is formed and compressed to a value exceeding the reservoir pressure, after which a high-pressure gas-liquid mixture is fed into a gas separator, separation of this mixture into liquid and gaseous phases, the liquid is fed back to the booster unit, and high-pressure gas is fed to the ejector, while a foaming liquid is fed to it from the second pumping unit, after the formation of a high pressure gas and a foaming liquid of the foam system in the ejector from mixing, pump it into the internal cavity of the flexible pipe and flush the sand plug.
На фиг.1 представлена схема осуществления способа промывки песчаной пробки в газовой скважине при спущенной гибкой трубе в кровлю песчаной пробки, на фиг.2 - то же, при спущенной гибкой трубе до нижних отверстий интервала перфорации, на фиг.3 - то же, при спущенной гибкой трубе до забоя ремонтируемой скважины.Figure 1 shows a diagram of the method of washing a sand plug in a gas well with a deflated flexible pipe into the roof of a sand plug, figure 2 is the same, with a deflected flexible pipe to the lower holes of the perforation interval, figure 3 is the same, deflated flexible pipe to the bottom of the well being repaired.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
На устье ремонтируемой скважины 1 монтируют противовыбросовое оборудование 2, инжектор 3, направляющий желоб 4, размещают колтюбинговую установку 5, бустерную установку 6, насосное оборудование - две насосные установки 7, 8, газовый сепаратор 9 и эжектор 10. Обвязывают ремонтируемую скважину 1, колтюбинговую установку 5, бустерную установку 6, насосные установки 7, 8, газовый сепаратор 9, эжектор 10 и соседнюю скважину 11 трубопроводами 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18.Blowout equipment 2 is mounted at the mouth of the well being repaired 1, an injector 3, a guide chute 4, a coiled tubing unit 5, a booster unit 6 are placed, pumping equipment — two pump units 7, 8, a gas separator 9 and an ejector 10. A well being repaired well 1, a coiled tubing unit are connected. 5, booster unit 6, pump units 7, 8, gas separator 9, ejector 10 and neighboring well 11 by pipelines 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18.
Спускают в ремонтируемую скважину 1 во внутреннюю полость лифтовой колонны 19 гибкую трубу 20 до кровли песчаной пробки 21. Готовят промывочную пенообразующую жидкость и газ высокого давления.The
Промывочную пенообразующую жидкость готовят путем смешивания технической воды, одноатомного спирта и поверхностно-активного вещества, например смесь неионогенных и катионоактивных поверхностно-активных веществ - диссольвана или ОП-10 (неонол водорастворимый).A washing foam-forming liquid is prepared by mixing industrial water, a monohydric alcohol and a surfactant, for example a mixture of nonionic and cationic surfactants - dissolvan or OP-10 (water-soluble neonol).
Газ высокого давления готовят следующим образом. Первоначально газ низкого давления (20 кгс/см2) от соседней скважины 11 (или газопровода) по трубопроводу 18 подают в бустерную установку 6, одновременно в нее из первой насосной установки 7 по трубопроводу 17 подают техническую воду (в зимнее время - метанольную воду).High pressure gas is prepared as follows. Initially, low-pressure gas (20 kgf / cm 2 ) from a neighboring well 11 (or a gas pipeline) is fed through a pipeline 18 to a booster unit 6, while technical water is supplied to it from a first pumping unit 7 through a pipe 17 (methanol water in winter) .
В бустерной установке 6 газ и техническая вода смешиваются, образуя газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь в бустерной установке 6 компримируется до давления, превышающее текущее пластовое давление (70-90 кгс/см2). После этого газожидкостную смесь высокого давления подают по трубопроводу 16 в газовый сепаратор 9. Здесь происходит разделение газожидкостной смеси на жидкую и газообразную фазы. Жидкость из газового сепаратора 9 по трубопроводу 15 вновь направляют в первую насосную установку 7, а газ высокого давления (70-90 кгс/см2) подают по трубопроводу 14 на эжектор 10. Одновременно на эжектор 10 по трубопроводу 13 подают пенообразующую жидкость от второй насосной установки 8, подогретую до температуры 50-60°С с помощью передвижной пароподогревательной установки 22. Пенообразующую жидкость и техническую воду хранят в специальных передвижных емкостях 23.In booster unit 6, gas and process water are mixed to form a gas-liquid mixture. The gas-liquid mixture in the booster installation 6 is compressed to a pressure exceeding the current reservoir pressure (70-90 kgf / cm 2 ). After that, the gas-liquid mixture of high pressure is fed through line 16 to the gas separator 9. Here, the gas-liquid mixture is separated into liquid and gaseous phases. The liquid from the gas separator 9 through the pipe 15 is again sent to the first pumping unit 7, and the high-pressure gas (70-90 kgf / cm 2 ) is fed through the pipe 14 to the ejector 10. At the same time, the foaming liquid from the second pumping pump is fed to the ejector 10 through the pipe 13 installation 8, heated to a temperature of 50-60 ° C using a mobile steam heating installation 22. Foaming liquid and process water are stored in special mobile containers 23.
После образования в эжекторе 10 от смешивания газа высокого давления и пенообразующей жидкости пенной системы высокого давления закачивают ее через трубопровод 12 во внутреннюю полость гибкой трубы 20 и осуществляют промывку песчаной пробки 21 до необходимого интервала: вначале в интервале перфорации, а затем на забое ремонтируемой скважины 1. В процессе промывки песчаной пробки ее разрушенные частицы выносятся через факельную линию 24, а пенообразующая жидкость в процессе освоения ремонтируемой скважины 1 собирается в специальную передвижную емкость 25.After the formation of a foam high pressure system in the ejector 10 from mixing the high pressure gas and the foaming liquid, it is pumped through the pipe 12 into the internal cavity of the
Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method
На скважину доставляют колтюбинговую, бустерную и насосные установки, газовый сепаратор, эжектор и другое необходимое оборудование, трубы, материалы и химические реагенты. Вокруг устья скважины в радиусе 25 м расчищают площадку, на которую устанавливают доставленное на скважину технику и оборудование. С устья ремонтируемой скважины демонтируют промысловую площадку. Закрывают буферную задвижку на фонтанной арматуре ремонтируемой скважины и, снизив до нуля давление в отсеченной части фонтанной арматуры, монтируют на буферную задвижку фонтанной арматуры через переводник противовыбросовое оборудование, инжектор и направляющий желоб. После этого в ремонтируемую скважину во внутреннюю полость лифтовой колонны спускают гибкую трубу. При этом спуск гибкой трубы до глубины на 10 м выше кровли песчаной пробки первоначально осуществляют со скоростью 0,1 м/с, а затем скорость спуска снижают до 0,001 м/с. Спуск гибкой трубы осуществляют при открытой задвижке на факельной линии и горящем факеле. В процессе спуска гибкой трубы в ремонтируемую скважину следует следить за восстановлением циркуляции по пламени горящего факела. С целью повышения эффективности разрушения песчаной пробки башмак гибкой трубы оборудуется промывочным пером или гидромониторной насадкой.Coiled tubing, booster and pumping units, a gas separator, an ejector and other necessary equipment, pipes, materials and chemicals are delivered to the well. Around the wellhead within a radius of 25 m, a site is cleared, onto which the machinery and equipment delivered to the well is installed. From the mouth of the well being repaired, the field is dismantled. Close the buffer valve on the fountain fittings of the well being repaired and, having reduced the pressure in the cut-off part of the fountain valves to zero, mount blowout control equipment, an injector, and a directing chute to the buffer valve of the fountain fittings. After that, a flexible pipe is lowered into the well being repaired into the internal cavity of the elevator column. In this case, the descent of the flexible pipe to a depth of 10 m above the roof of the sand cork is initially carried out at a speed of 0.1 m / s, and then the descent speed is reduced to 0.001 m / s. The descent of the flexible pipe is carried out with the open valve on the flare line and the burning torch. During the descent of the flexible pipe into the well being repaired, the restoration of circulation through the flame of a burning torch should be monitored. In order to increase the efficiency of destruction of the sand cork, the shoe of the flexible pipe is equipped with a flushing pen or a jet nozzle.
Приготовление промывочной пенообразующей жидкости ведут следующим образом.Preparation of washing foaming liquid is as follows.
В отдельную емкость заливают 300 кг поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют дисольван или ОП-10 (неонол водорастворимый) и 7,5 м3 технической воды. Смесь подогревают до температуры 50-60°С и перемешивают по схеме емкость - насос - емкость. Во избежание пенообразования и перелива пены из емкости при контакте с воздухом напорный шланг опускают на дно емкости.300 kg of surfactant are poured into a separate container, using disolvan or OP-10 (water-soluble neon) and 7.5 m 3 of industrial water. The mixture is heated to a temperature of 50-60 ° C and mixed according to the scheme capacity - pump - capacity. In order to avoid foaming and overflow of foam from the tank, when in contact with air, the pressure hose is lowered to the bottom of the tank.
В специальную емкость заливают 7 м3 одноатомного спирта, затем туда вводят 12 м3 технической воды и перемешивают до получения водоспиртового раствора. Полученный водоспиртовый раствор подогревают до температуры 20-30°С открытым паром от передвижной пароподогревательной установки и в него вводят полученный ранее водный раствор поверхностно-активного вещества.7 m 3 of monohydric alcohol is poured into a special container, then 12 m 3 of industrial water is introduced into it and mixed until an aqueous alcohol solution is obtained. The resulting water-alcohol solution is heated to a temperature of 20-30 ° C with open steam from a mobile steam-heating installation and the previously obtained aqueous solution of a surfactant is introduced into it.
Приготовление газа высокого давления ведут следующим образом. Первоначально газ низкого давления (20 кгс/см2) от соседней скважины подают в бустерную установку, одновременно в нее из первой насосной установки подают техническую воду (в зимнее время - метанольную воду). В бустерной установке газ и техническая вода смешиваются, образуя газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь в бустерной установке компримируется до давления, превышающего текущее пластовое давление (70-90 кгс/см2). После этого газожидкостную смесь высокого давления подают в газовый сепаратор. Здесь происходит разделение газожидкостной смеси на жидкую и газообразную фазы. Жидкость из газового сепаратора вновь направляют в первую насосную установку, а газ высокого давления (70-90 кгс/см2) подают на эжектор. Одновременно на эжектор подают пенообразующую жидкость от второй насосной установки, подогретую до температуры 50-60°С, с помощью передвижной пароподогревательной установки.The preparation of high pressure gas is as follows. Initially, low-pressure gas (20 kgf / cm 2 ) is supplied from a neighboring well to a booster unit, while technical water is supplied to it from the first pump unit (methanol water in winter). In a booster installation, gas and process water are mixed to form a gas-liquid mixture. The gas-liquid mixture in the booster installation is compressed to a pressure exceeding the current reservoir pressure (70-90 kgf / cm 2 ). After that, the gas-liquid mixture of high pressure is fed into the gas separator. Here, the gas-liquid mixture is separated into liquid and gaseous phases. The liquid from the gas separator is again sent to the first pumping unit, and high-pressure gas (70-90 kgf / cm 2 ) is fed to the ejector. At the same time, a foaming liquid is supplied to the ejector from the second pumping unit, heated to a temperature of 50-60 ° C, using a mobile steam heating unit.
После образования в эжекторе от смешивания газа высокого давления и пенообразующей жидкости пенной системы высокого давления закачивают ее во внутреннюю полость гибкой трубы и осуществляют промывку песчаной пробки.After the formation of a high pressure gas and a foaming liquid in the ejector from the mixing of the foam high pressure system, it is pumped into the internal cavity of the flexible pipe and the sand plug is washed.
Частицы разрушаемой песчаной пробки выносятся на дневную поверхность через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонной, а после достижения гибкой трубы башмака лифтовой колонны - дополнительно через затрубное пространство скважины между лифтовой колонной и стенкой скважины.Particles of destructible sand cork are brought to the surface through the annular space between the flexible pipe and the lift column, and after reaching the flexible pipe of the shoe of the lift column, additionally through the annulus of the well between the lift column and the wall of the well.
После разрушения песчаной пробки гибкую трубу опускаю до забоя скважины, при достижении забоя закачивание пенообразующей жидкости прекращают, а подачу газа высокого давления продолжают. Подачей газа высокого давления осуществляют вынос пенообразующей жидкости на дневную поверхность и вызов притока газа из пласта.After the destruction of the sand plug, the flexible pipe is lowered to the bottom of the well, when the bottom is reached, the injection of the foaming liquid is stopped, and the flow of high pressure gas is continued. The supply of high pressure gas carry out the removal of the foaming liquid to the surface and cause the flow of gas from the reservoir.
При проведении операции промывки песчаной пробки подачу гибкой трубы следует вести со скоростью 0,001 м/с, не превышая величину осевой нагрузки на промывочное перо или гидромониторную насадку более 30-50 кН. Промывку песчаной пробки проводят до необходимого интервала, поддерживая установившиеся параметры давления и нагрузки. При этом следует следить за восстановлением циркуляции по пламени горящего факела.During the washing operation of the sand plug, the supply of the flexible pipe should be carried out at a speed of 0.001 m / s, not exceeding the value of the axial load on the flushing pen or hydraulic nozzle more than 30-50 kN. The washing of the sand plug is carried out to the required interval, maintaining the steady-state pressure and load parameters. In this case, it is necessary to monitor the restoration of circulation through the flame of a burning torch.
Предлагаемый способ промывки песчаной пробки обеспечивает разрушение и вынос песчаной пробки из газовой скважины в условиях низких пластовых давлений (20 МПа), снижает вероятность повторного загрязнение призабойной зоны пласта, повышает эффективность и надежность проведения работ, сокращает их продолжительности и стоимость, обеспечивает минимальные затраты на последующее освоение ремонтируемой скважины за счет более плавного запуска скважины в работу.The proposed method of washing the sand plug provides the destruction and removal of the sand plug from the gas well at low reservoir pressures (20 MPa), reduces the likelihood of re-contamination of the bottom hole of the formation, increases the efficiency and reliability of the work, reduces their duration and cost, ensures minimal costs for the subsequent development of the well being repaired due to a smoother launch of the well into operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007109968/03A RU2341644C1 (en) | 2007-03-19 | 2007-03-19 | Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007109968/03A RU2341644C1 (en) | 2007-03-19 | 2007-03-19 | Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2341644C1 true RU2341644C1 (en) | 2008-12-20 |
Family
ID=40375225
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007109968/03A RU2341644C1 (en) | 2007-03-19 | 2007-03-19 | Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2341644C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445446C1 (en) * | 2010-06-28 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Flushing method of sand plug in gas well in conditions of abnormally low formation pressures |
| RU2455477C1 (en) * | 2011-02-07 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
| RU2563896C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-09-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Submersible ejector unit to clean well bottomhole of sand plugs under abnormally low formation pressure |
| RU2626495C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of proppant washing from pipe string and bottom-hole zone after reservoir fracture |
| RU2658854C1 (en) * | 2017-06-19 | 2018-06-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Well operation method |
-
2007
- 2007-03-19 RU RU2007109968/03A patent/RU2341644C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445446C1 (en) * | 2010-06-28 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Flushing method of sand plug in gas well in conditions of abnormally low formation pressures |
| RU2455477C1 (en) * | 2011-02-07 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
| RU2563896C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-09-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Submersible ejector unit to clean well bottomhole of sand plugs under abnormally low formation pressure |
| RU2626495C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of proppant washing from pipe string and bottom-hole zone after reservoir fracture |
| RU2658854C1 (en) * | 2017-06-19 | 2018-06-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Well operation method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014336858B2 (en) | Method for enhanced fuel gas extraction by coal mine underground gas-liquid dual-phase alternating phase-driven fracturing of coal body | |
| US8950438B2 (en) | Method and compositions for delivery of a concentrated quantity of sealing elements to a leak site in a vessel | |
| CN102213077A (en) | Coal seam reaming system using three-dimensional (3D) swirling water jet and reaming and fracturing method for permeability enhancement | |
| NO328819B1 (en) | Process for the treatment of hydrocarbon sources | |
| CN108643877A (en) | Coal mine underground coal seam long drilling staged fracturing permeability-increasing and gas extraction method | |
| RU2341644C1 (en) | Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure | |
| NO328818B1 (en) | Procedure for fracturing hydrocarbon sources | |
| NO334015B1 (en) | Method of stimulation of an underground formation | |
| CN105756599A (en) | Coal mine two-end gas plug and middle water seal layer penetrating drill hole sealing device and method | |
| CN106988719B (en) | Anti-permeation system and anti-permeation method for circulating hot water and liquid nitrogen into coal seam | |
| CN104806219B (en) | Oil and gas reservoir increased permeation and blocking removal device and increased permeation and blocking removal method thereof | |
| CN113914818A (en) | Secondary grouting repair method for gas extraction failure drilling and hole sealing section | |
| RU2314411C1 (en) | Pump-vacuum device for well cleaning of sand plug | |
| CN105178908A (en) | Chemical grouting packing device and method for downhole stratum plugging | |
| CN105507939B (en) | A kind of slip casting displaced type drilling solidification sealing and method of the gas without pipe extraction | |
| RU2341645C1 (en) | Method of washing of sand plug and prevention of addition of sand in water producer under conditions of lifting of gas-water contact | |
| CN202659221U (en) | Horizontal well fracturing string | |
| GB2501074A (en) | Underground gasification with conduits disposed in a wellbore | |
| RU2342518C1 (en) | Method of sand plug washing up and prevention of sand addition in watering well | |
| US11008846B2 (en) | Water jet mining system and method | |
| RU2188304C1 (en) | Method of washing sand bridge under conditions of well servicing | |
| CN216642075U (en) | Integrated abandoned well downhole tool | |
| RU2312972C2 (en) | Method and device for fluid-containing reservoir isolation | |
| CN214145451U (en) | Composite blockage removing equipment for oil-water well | |
| CN104165033B (en) | The drilling-fluid circulation system of nitrogen foam drilling well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090320 |