RU2459948C1 - Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) - Google Patents
Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459948C1 RU2459948C1 RU2011109615/03A RU2011109615A RU2459948C1 RU 2459948 C1 RU2459948 C1 RU 2459948C1 RU 2011109615/03 A RU2011109615/03 A RU 2011109615/03A RU 2011109615 A RU2011109615 A RU 2011109615A RU 2459948 C1 RU2459948 C1 RU 2459948C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- layer
- inflatable packer
- well
- interlayer
- flexible pipe
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны (ОПЗ) низкопроницаемых терригенных пластов нефтегазовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД), в частности с помощью гибкой трубы (ГТ) колтюбинговой установки.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to interval processing of the bottom-hole zone (BHP) of low-permeable terrigenous strata of an oil and gas well under conditions of abnormally low reservoir pressure (ANPD), in particular using a flexible pipe (GT) of a coiled tubing installation.
Газоконденсатные месторождения Западной Сибири относятся к многопластовым месторождениям, которые сложены низкопроницаемыми терригенными отложениями, имеющими различную проницаемость. При ОПЗ таких месторождений кислота преимущественно попадает в наиболее дренированные и высокопроницаемые интервалы. Вследствие этого остальные низкопроницаемые пласты или пропластки остаются не обработанными. Отсечение этих пластов или пропластков от высокопроницаемых интервалов и друг от друга пакерующими устройствами позволит кислоте избирательно проникать в обрабатываемые низкопроницаемые интервалы, то есть будет наблюдаться поинтервальная ОПЗ именно тех пластов или пропластков, которые нуждаются в обработке.Gas condensate deposits of Western Siberia belong to multilayer deposits, which are composed of low-permeable terrigenous deposits with different permeability. In the SCR of such deposits, acid predominantly falls into the most drained and highly permeable intervals. As a result, the remaining low permeability formations or interlayers remain untreated. Cutting off these layers or interlayers from high permeability intervals and from each other by packing devices will allow the acid to selectively penetrate into the processed low permeability intervals, i.e., there will be an interval SCR of those layers or interlayers that need processing.
На месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих АНПД и достаточно большую степень обводненности залежи, проведение ОПЗ через промывочные трубы после глушения скважины затруднено и не всегда может оказаться эффективным по причине дополнительной кольматации пласта фильтратами жидкости глушения. Поэтому ОПЗ в этих условиях предпочтительнее осуществлять без глушения скважины путем закачивания кислотного состава через ГТ колтюбинговой установки.In the fields of Western Siberia, which are at the final stage of development, which have ANPD and a sufficiently high degree of water cut in the reservoir, conducting an SCR through flushing pipes after killing a well is difficult and may not always be effective due to additional mudding of the formation by filtration kills. Therefore, the SCR in these conditions is preferable to be carried out without killing the well by pumping the acid composition through the coiled tubing unit GT.
В связи с тем, что нефтегазовые скважины оборудованы комплексами подземного оборудования, проходное сечение лифтовой колонны в местах размещения эксплуатационного пакера, посадочных ниппелей, циркуляционного и ингибиторного клапана, датчиков давления и температуры меньше, нежели проходное сечение самих лифтовых труб, поэтому спускаемые в скважину пакерующие устройства должны иметь наружный диаметр меньше минимального проходного сечения в лифтовой колонне.Due to the fact that oil and gas wells are equipped with complexes of underground equipment, the cross section of the elevator string at the locations of the production packer, landing nipples, circulation and inhibitor valves, pressure and temperature sensors is less than the cross section of the elevator pipes themselves, so the packers lowered into the well must have an outer diameter less than the minimum bore in the elevator column.
В свою очередь, пакерующие устройства, пройдя через лифтовую колонну, должны загерметизировать эксплуатационную колонну, перекрыв ее проходное сечение, имеющее больший внутренний диаметр, поэтому спускаемые в скважину пакерующие устройства должны иметь уплотнительные элементы, способные надежно загерметизировать такой большой кольцевой зазор, между эксплуатационной колонной и ГТ, во много раз превышающих кольцевой зазор между лифтовой колонной и ГТ.In turn, the packing devices, passing through the lift string, must seal the production string, blocking its bore, having a larger inner diameter, so the packing devices launched into the well must have sealing elements capable of reliably sealing such a large annular gap between the production string and GT, many times greater than the annular gap between the elevator column and GT.
На качество установки и извлечения пакерующих устройств, так как эти процессы проводятся многократно, влияют скорости спуска и подъема ГТ с пакерующими устройствами.The quality of installation and extraction of the packer devices, since these processes are carried out repeatedly, is affected by the speed of lowering and raising the GT with the packer devices.
Пласты или пропластки, слагающие многопластовые месторождения, имеют различную проницаемость, поэтому ОПЗ этих пластов необходимо осуществлять кислотными составами, подобранными для обработки конкретного пласта или пропластка.The strata or interlayers composing multilayer deposits have different permeabilities, therefore, the SCR of these strata must be carried out with acid compositions selected for treating a particular stratum or interstratum.
Известен способ кислотной обработки пласта, вскрытого нефтегазовой скважиной, путем закачивания кислоты и продавливания ее в пласт для доставки кислоты в обрабатываемый интервал (см. Патент РФ №2082880).A known method of acid treatment of a reservoir exposed by an oil and gas well by pumping acid and forcing it into the reservoir to deliver acid to the treatment interval (see RF Patent No. 2082880).
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность обработки.The disadvantage of this method is the lack of processing efficiency.
Известен способ поинтервальной обработки нефтегазовых скважин, включающий закачивание и продавливание в пласт кислоты (см. Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - М.: Недра, 1989, №10, стр.7-12).There is a method of interval processing of oil and gas wells, including pumping and pumping acid into the formation (see Drilling and completion of horizontal boreholes for fractured carbonates. Oil, gas and petrochemicals abroad. - M .: Nedra, 1989, No. 10, p. 7 -12).
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность обработки продуктивного пласта.The disadvantage of this method is the lack of processing efficiency of the reservoir.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности ОПЗ скважины.The challenge facing the creation of the invention is to increase the efficiency of the borehole.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение эффективности при поинтервальной ОПЗ пластов нефтегазовой скважины.The technical result of the claimed invention is to increase efficiency in the interval oil spill formation of oil and gas wells.
Поставленная задача и технический результат по первому варианту решается и достигается соответственно тем, что при поинтервальной обработке призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины первоначально определяют продуктивность пластов или их пропластков, определяют их границы и расстояния между ними, подбирают для обработки каждого пласта или пропластка кислотные составы, после этого в незаглушенную скважину, когда расстояния между пластами или их пропластками значительно разнятся, через лифтовую колонну на гибкой трубе, оборудованной пружинным центратором, спускают надувной пакер-пробку, устанавливают его в скважине ниже подошвы нижнего пласта или пропластка и запакеровывают, затем гибкую трубу отсоединяют от надувного пакера-пробки и извлекают на поверхность, далее на гибкой трубе, оборудованной пружинным центратором, в скважину спускают надувной пакер, устанавливают его выше кровли нижнего пласта или пропластка и запакеровывают, после этого через гибкую трубу в нижний пласт или пропласток закачивают кислотный состав, подобранный для обработки именно этого пласта или пропластка, продавливают кислотный состав в призабойную зону нижнего пласта или пропластка на глубину закольматированной зоны, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне, вызывают приток газа из нижнего пласта или пропластка, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности нижнего пласта или пропластка и отрабатывают скважину на факел, после этого надувной пакер распакеровывают и на гибкой трубе извлекают из скважины, затем в скважину на гибкой трубе спускают ловитель, соединяют его с надувным пакером-пробкой, распакеровывают и перемещают его ловителем ниже подошвы вышерасположеного верхнего пласта или пропластка, запакеровывают его, на гибкой трубе, оборудованной пружинным центратором, спускают надувной пакер, устанавливают его выше кровли вышерасположенного верхнего пласта или пропластка, запакеровывают и проводят аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки именно этого пласта или пропластка.The task and technical result according to the first embodiment is solved and achieved accordingly by the fact that during the interval processing of the bottom-hole zone of the oil and gas well strata, the productivity of the strata or their interlayers is initially determined, their boundaries and distances between them are determined, acid compositions are selected for processing each stratum or interlayer, after this into an undisturbed well, when the distances between the layers or their interlayers vary significantly, through an elevator column on a flexible pipe, equip with a spring centralizer, lower the inflatable packer plug, place it in the well below the bottom of the lower layer or layer and seal it, then the flexible pipe is disconnected from the inflatable packer plug and removed to the surface, then on the flexible pipe equipped with a spring centralizer, the inflatable packer, install it above the roof of the lower layer or layer and seal it, after that through an flexible pipe into the lower layer or layer the acid composition is pumped, selected for processing just this fins or interlayers, push the acidic composition into the bottom-hole zone of the lower formation or interlayers to the depth of the colmated zone, leave the acidic composition for the period of its reaction with the clogging particles located in the bottom-hole zone, cause gas to flow from the lower layer or interlayers, and remove the reaction products together with the gas through the annular space between the flexible pipe and the elevator column until the productivity of the lower layer or layer is completely restored and the well is drilled into the flare, after which the inflatable pa the cores are unpacked and removed from the well on the flexible pipe, then the trap is lowered into the well on the flexible pipe, connected to the inflatable packer-plug, unpacked and moved by the catcher below the sole of the upper layer or overlay, and sealed on a flexible pipe equipped with a spring centralizer , lower the inflatable packer, set it above the roof of the upstream upper layer or layer, seal and carry out the same acid treatment with the acid composition selected for the sample Botko this particular seam or seam.
Поставленная задача и технический результат по второму варианту решается и достигается соответственно тем, что, при поинтервальной обработке призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины первоначально определяют продуктивность пластов или их пропластков, определяют их границы и расстояния между ними, подбирают для обработки каждого пласта или пропластка кислотные составы, после этого в незаглушенную скважину, когда расстояния между пластами или пропластками одинаковые или не сильно разнятся, через лифтовую колонну на гибкой трубе, оборудованной пружинным центратором, спускают комплекс оборудования, включающий верхний надувной пакер, патрубок со сквозными отверстиями, перекрываемыми подпружиненными заглушками или обратными клапанами, нижний надувной пакер, до глубины обрабатываемого интервала нижнего пласта или пропластка, запакеровывают нижний надувной пакер ниже обрабатываемого интервала нижнего пласта или пропластка, а верхний надувной пакер - выше, из расчета размещения патрубка с подпружиненными заглушками или обратными клапанами в обрабатываемом интервале нижнего пласта или пропластка, закачивают в обрабатываемый интервал нижнего пласта или пропластка кислотный состав, необходимый для обработки именно этого пласта или пропластка, продавливают кислотный состав в призабойную зону нижнего пласта или пропластка на глубину закольматированной зоны, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего пласта или пропластка, вызывают приток газа из нижнего пласта или пропластка, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной и отрабатывают скважину на факел до выхода на рабочий режим, после этого верхний надувной пакер и нижний надувной пакер распакеровывают и на гибкой трубе при перекрытых подпружиненными заглушками или обратными клапанами сквозных отверстиях патрубка приподнимают комплекс оборудования до верхнего пласта или пропластка, вновь запакеровывают верхний надувной пакер выше, а нижний надувной пакер ниже верхнего пласта или пропластка и проводят аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки именно этого пласта или пропластка.The task and technical result according to the second embodiment is solved and achieved accordingly by the fact that, during the interval processing of the bottom-hole zone of the oil and gas well strata, the productivity of the strata or their interlayers is initially determined, their boundaries and distances between them are determined, acid compositions are selected for processing each stratum or interlayer, after that into an unbroken well, when the distances between the strata or interlayers are the same or not very different, through an elevator column on a flexible pipe, equipped with a spring centralizer, a set of equipment is lowered, including the upper inflatable packer, a pipe with through holes overlapped by spring-loaded plugs or check valves, the lower inflatable packer, to the depth of the processed interval of the lower layer or layer, close the lower inflatable packer below the processed interval of the lower layer or layer and the upper inflatable packer is higher, based on the location of the nozzle with spring-loaded plugs or check valves in the processed shaft of the lower layer or layer, the acid composition necessary for treating this particular layer or layer is pumped into the treated interval of the lower layer or layer, the acid composition is pressed into the bottomhole zone of the lower layer or layer to the depth of the colmated zone, the acid composition is left for the period of its reaction with particles located in the bottomhole zone of the lower reservoir or interbed, cause gas to flow from the lower reservoir or interlayer, remove the reaction products along with gas the hole between the flexible pipe and the lift string and the well is drilled to the torch until the operating mode is reached, then the upper inflatable packer and the lower inflatable packer are unpacked and, through the spring-loaded plugs or check valves, the through holes of the nozzle are closed and the equipment complex is lifted to the upper formation or interlayers, reseal the upper inflatable packer above and the lower inflatable packer below the upper layer or interlayer and carry out similarly acid treatment of ki lotnym composition chosen for the treatment of this particular formation or seam.
Способ по обоим вариантам поясняется графическими материалами, где на фиг.1 приведена схема для его реализации в многопластовом месторождении, имеющем три пласта или пропластка, при спуске ГТ с надувным пакером-пробкой и последующим ее спуском с надувным пакером, на фиг.2 - то же, при спуске ГТ с двумя надувными пакерами и размещенным между ними патрубком со сквозными отверстиями, перекрываемыми подпружиненными заглушками или обратными клапанами.The method according to both options is illustrated by graphic materials, in which Fig. 1 shows a diagram for its implementation in a multilayer field having three layers or interlayers during the descent of the gas turbine with an inflatable packer-plug and its subsequent descent with an inflatable packer, in Fig. 2, when launching a GT with two inflatable packers and a nozzle placed between them with through holes overlapped by spring-loaded plugs or check valves.
Способ реализуется в нефтегазовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной 1 и лифтовой колонной 2, спущенной до кровли верхнего пласта или пропла-стка 3.The method is implemented in an oil and gas well equipped with a production casing 1 and an elevator column 2, lowered to the roof of the upper layer or
По обоим вариантам первоначально определяют продуктивность пластов или их пропластков, определяют их границы и расстояния между ними, подбирают для обработки каждого пласта или пропластка кислотные составы.For both options, the productivity of the strata or their interlayers is initially determined, their boundaries and the distances between them are determined, and acid compositions are selected for processing each stratum or interlayer.
По первому варианту (см. фиг.1), когда расстояния между пластами или их про-пластками значительно разнятся, в незаглушенную скважину через лифтовую колонну 2 на ГТ 4, оборудованной пружинным центратором 5, спускают надувной пакер-пробку 6. Пружинный центратор 5 предназначен для центрирования ГТ 4 и присоединенного к нему оборудования. Обеспечивая центрирование ГТ 4 относительно лифтовой колонны 2, пружинный центратор 5 сжимается до размеров внутреннего диаметра лифтовой колонны 2 и разжимается до размеров внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 1. Надувной пакер-пробка 6 предназначен для герметизации затрубного пространства скважины между ГТ 4 и эксплуатационной колонной 1, а также обеспечивает пропуск ГТ 4 через лифтовую колонну 2 и расширение уплотнительных элементов до размеров внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 1. Устанавливают надувной пакер-пробку 6 в скважине ниже подошвы нижнего пласта или пропластка 7 и созданием давления в ГТ 4 запакеровывают. Затем ГТ 4 отсоединяют от надувного пакера-пробки 6 и извлекают на поверхность. Далее, на ГТ 4 в скважину спускают надувной пакер 8, устанавливают его выше кровли нижнего пласта или пропластка 7 и запакеровывают. Надувной пакер 8 предназначен для герметизации затрубного пространства скважины между ГТ 4 и эксплуатационной колонной 1, а также обеспечивает пропуск ГТ 4 через лифтовую колонну 2 и расширение уплотнительных элементов до размеров внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 1. После ОПЗ через ГТ 4 в нижний пласт или пропласток 7 закачивают кислотный состав, подобранный для обработки именно этого пласта или пропластка. После этого надувной пакер 8 распакеровывают и на ГТ 4 извлекают из скважины. Затем в скважину на ГТ 4 спускают ловитель (на фиг. не показан), соединяют его с надувным пакером-пробкой 6, распакеровывают и перемещают его ловителем, представляющим собой устройство, посредством которого обеспечивается захват ловильной головки надувного пакера-пробки 6, ниже подошвы вышерасположенного верхнего пласта или пропластка 2 и запакеровывают его. Далее на ГТ 4 спускают надувной пакер 8, устанавливают его выше кровли выше расположенного верхнего пласта или пропластка 3, запакеровывают его и проводят аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки именно этого пласта.According to the first option (see Fig. 1), when the distances between the layers or their pro-layers vary significantly, an
По второму варианту (см. фиг.2), когда расстояния между пластами или пропла-стками одинаковые или не сильно разнятся, в незаглушенную скважину через лифтовую колонну 2 на ГТ 4, оборудованной пружинным центратором 5, спускают комплекс оборудования, включающий верхний надувной пакер 6, патрубок 7 со сквозными отверстиями, перекрываемыми подпружиненными заглушками или обратными клапанами, нижний надувной пакер 8, до глубины обрабатываемого интервала нижнего пласта или пропластка 9. Запакеровывают нижний надувной пакер 8 ниже обрабатываемого интервала нижнего пласта или пропластка 9, а верхний надувной пакер 6 - выше, из расчета размещения патрубка 7 с подпружиненными заглушками или обратными клапанами в обрабатываемом интервале нижнего пласта или пропластка 9. Закачивают в обрабатываемый интервал нижнего пласта или пропластка 9 кислотный состав, необходимый для обработки именно этого пласта или пропластка. После ОПЗ верхний надувной пакер 6 и нижний надувной пакер 8 распакеровывают и на ГТ 4 при перекрытых подпружиненными заглушками или обратными клапанами сквозных отверстий патрубка 7. Приподнимают комплекс оборудования до верхнего пласта или пропластка 3, вновь запакеровывают верхний надувной пакер 6 выше, а нижний надувной пакер 8 ниже верхнего пласта или пропластка 3 и проводят аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки именно этого пласта или пропластка.According to the second option (see Fig. 2), when the distances between the layers or layers are the same or not very different, a complex of equipment including the upper
Средства для осуществления способа по обоим вариантам, такие как надувные пакер и пакер-пробка, пружинный центратор и ловитель, широко известны и общеприняты в нефтегазовой практике.Means for implementing the method according to both options, such as an inflatable packer and a packer plug, a spring centralizer and a catcher, are widely known and generally accepted in oil and gas practice.
Надувные пакер и пакер-пробка включают в себя корпус с резиновым уплотни-тельным элементом, армированным металлическим кордом и расширяющимся более чем в три раза от своего номинального диаметра, и, по меньшей мере, один обратный клапан. При этом в отличие от надувного пакера надувной пакер-пробка не имеет внутреннего проходного отверстия, а в верхней части его корпуса расположена ловильная головка, предназначенная для его извлечения из скважины ловителем.The inflatable packer and the plug packer include a body with a rubber sealing element reinforced with a metal cord and expanding more than three times from its nominal diameter, and at least one check valve. In this case, unlike an inflatable packer, an inflatable packer-plug does not have an internal passage opening, and in the upper part of its body there is a fishing head designed to be removed from the well by a catcher.
Надувные пакеры и пакеры-пробки описаны в следующих источниках информации:Inflatable packers and cork packers are described in the following sources of information:
- Гидравлический надувной пакер COILFLATE - решение для селективной изоляции пластов / Журнал «Время колтюбинга» / Номер 14, 2005.- Hydraulic inflatable packer COILFLATE - a solution for selective isolation of formations / Magazine “Time of coiled tubing” / No 14, 2005.
- Разработка, применение и практика использования надувных инструментов и систем, спускаемых на колтюбинговой трубе / Г.Макензи (Baker Oil Tools). - Журнал «Время колтюбинга» / Номер 8, 2004.- Development, application and practice of using inflatable tools and systems launched on a coiled tubing / G. Makenzi (Baker Oil Tools). - The magazine "Time coiled tubing" /
- Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов.- Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002.- Basarygin Yu.M. Technology of capital and underground repair of oil and gas wells. Textbook for universities. - Krasnodar: Publishing House “Sov. Kuban ", 2002.
Ловители или любой другой ловильный инструмент для извлечения оборванных труб или оборудования из скважины описаны в следующих источниках информации:Catchers or any other fishing tool for extracting dangling pipes or equipment from a well are described in the following sources of information:
- Джафаров А.А. Руководство по ловильным инструментам. Справочное пособие.- М.: Недра, 1980.- С.76-91.- Jafarov A.A. Guide to fishing tools. Reference manual.- M .: Nedra, 1980.- P.76-91.
- Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.С.Яшин и др.- М.: Недра, 1973.- С.201-202.- Handbook for the overhaul of oil and gas wells / A.S. Yashin et al. - M.: Nedra, 1973.- S.201-202.
- Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. Учеб. для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве.- М. Недра, 1991. - С.274-278.-- Bukhalenko E.I., Bukhalenko V.E. Equipment and tools for well repair. Textbook for students of vocational education and workers in production. - M. Nedra, 1991. - P.274-278.-
- Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин / А.Д.Амиров и др. - М. Недра, 1975. - С.165-168.- Overhaul of oil and gas wells / A.D. Amirov et al. - M. Nedra, 1975. - S.165-168.
Центраторы, используемые для центрирования спускаемого оборудования в скважинах, в том числе пакеров, описаны в следующих источниках информации:The centralizers used to center the flushing equipment in the wells, including packers, are described in the following sources of information:
- Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.С.Яшин и др. - М.: Недра, 1973. - С.103, рис.62, поз.11. Следует отметить, что в указанном источнике центраторы названы пружинами, но это не меняет их функционального назначения - центрирования оборудования скважин.- Handbook for the overhaul of oil and gas wells / A.S. Yashin et al. - M .: Nedra, 1973. - P.103, Fig. 62, 11. It should be noted that in the indicated source, centralizers are called springs, but this does not change their functional purpose - centering of well equipment.
- Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов.- Краснодар: Изд-во «Сов.- Basarygin Yu.M. Technology of capital and underground repair of oil and gas wells. Textbook for universities. - Krasnodar: Publishing House “Sov.
Кубань», 2002. - С.217, рис.6.1., здесь пружинные центраторы изображены на концевых участках дефектомера (поз.5) и локатора (поз.3).Kuban ”, 2002. - P.217, Fig. 6.1., Here the spring centralizers are depicted at the end sections of the defectometer (pos. 5) and the locator (pos. 3).
- Gore Kemp. Oilwell Fishing Operations. Tools and Technigues. - Gulf Publishing Company. Book Division. Houston, London, Paris, Tokyo. (Г.Кемп. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология. Пер. с англ. Г.П.Шульженко. - М.: Недра, 1990. - С.19. (здесь на поз. а центратор назван в виде пружинных фонарей).- Gore Kemp. Oilwell Fishing Operations. Tools and Technigues. - Gulf Publishing Company. Book Division. Houston, London, Paris, Tokyo. (G. Kemp. Fishing operations in oil wells. Technique and technology. Transl. From English. G.P.Shulzhenko. - M .: Nedra, 1990. - P. 19. (here on the pos. A centralizer is called in the form of spring lanterns).
- Справочник инженера по бурению / А.И.Булатов и др. - М.: Недра, 1995. Кн. 3. - С.133-136.- Reference engineer for drilling / A.I. Bulatov and others. - M .: Nedra, 1995. Book. 3. - S.133-136.
ОПЗ производят в зависимости от проницаемости пластов или пропластков (см. Е.В.Паникаровский, В.В.Паникаровский «Методы восстановления фильтрационных характеристик пород-коллекторов», Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С.85-90; М.Г.Гейхман и др. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов. Обзорная информация. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - С.72-74; В.А. Сидоровский. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1978. - С.220-223).SCR is produced depending on the permeability of the strata or interlayers (see E.V. Panikarovsky, V.V. Panikarovsky "Methods for restoring the filtration characteristics of reservoir rocks", Tyumen: Tyumen State University of Civil Engineering, 2010. - P.85-90; M.G. Geikhman et al. Acid treatment of terrigenous and carbonate reservoirs. Overview. Series: Development and operation of gas and gas condensate fields. - M.: IRC Gazprom, 2007. - P.72-74; VA Sidorovsky. Autopsy reservoirs and increasing productivity of wells. - M .: Nedra, 1978. - S.220-223).
Так, по первому и второму вариантам при проницаемости пластов или пропластков от 40×10-3 мкм2 до 300×10-3 мкм2, в призабойную зону пласта закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают раствор соляной кислоты в призабойную зону нижнего пласта или пропластка 7 инертным газом, например азотом, через буфер, в качестве которого используют газовый конденсат или дизельное топливо, или сырую нефть, на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют раствор соляной кислоты на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего пласта или пропластка 7, но не более 10-12 час, вызывают приток газа из нижнего пласта или пропластка 7, удаляют через кольцевое пространство между ГТ 4 и лифтовой колонной 3 вместе с газом продукты реакции до полного восстановления продуктивности нижнего пласта или пропластка 7 и отрабатывают скважину на факел.So, according to the first and second options, with the permeability of formations or interlayers from 40 × 10-3 μm 2 to 300 × 10-3 μm 2 , an 18-20% solution of hydrochloric acid in a volume of 5 m 3 per 1 is pumped into the bottomhole zone of the formation m of the treated interval, push the solution of hydrochloric acid into the bottom-hole zone of the lower layer or
При этом при проницаемости пластов или пропластков меньше 40×10-3 мкм2 после отработки скважины на факел в нее закачивают раствор глинокислоты, состоящей из 3-5 %-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают глинокислоту в призабойную зону верхнего пласта или пропластка 3 инертным газом, например азотом, через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют глинокислоту на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из верхнего пласта или пропластка 3, удаляют вместе с потоком газа продукты реакции и отрабатывают скважину через факельную линию с удалением отходов реакции до получения проектного дебита.At the same time, with the permeability of formations or interlayers less than 40 × 10-3 μm 2, after a well is drilled, a solution of clay acid, consisting of 3-5% hydrofluoric and 10-12% hydrochloric acid, is pumped into the torch in a volume of 1.5 -2.0 m 3 per 1 m of the treated interval, clay is pushed into the bottomhole zone of the upper layer or
Растворы кислот для ОПЗ готовят с использованием технической воды.Acid solutions for SCR are prepared using industrial water.
Примеры реализацииImplementation examples
Пример 1. Скважина вскрыла три продуктивных пласта с расстояниями между верхним и средним, средним и нижним пластами соответственно 20 и 100 м. Проницаемость верхнего пласта составляет 20×10-3 мкм2, проницаемость среднего - 40×10-3 мкм2, а нижнего - 300×10-3 мкм2. В незаглушенную скважину через лифтовую колонну диаметром 114 мм на ГТ диаметром 33 мм, оборудованной пружинным центратором, спустили надувной пакер-пробку на 2 м ниже подошвы нижнего пласта и созданием давления запакеровали в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм. Затем ГТ отсоединили от пакера-пробки и извлекли на поверхность. Далее, в скважину на ГТ спустили надувной пакер, установили и запакеровали его на 2 м выше кровли нижнего пласта. После ОПЗ в нижний пласт через ГТ закачали 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала. Раствор соляной кислоты продавили в призабойную зону нижнего пласта азотом через буфер, в качестве которого использовали газовый конденсат, на глубину закольматированной зоны, равной 1,5 м по радиусу. Раствор соляной кислоты оставили на период его реакции с кольматирующими частицами на 12 час. Снижением противодавления на пласт вызвали приток газа из нижнего пласта. Через кольцевое пространство между ГТ и лифтовой колонной вместе с газом удалили продукты реакции до полного восстановления продуктивности нижнего пласта и отрабатывают скважину на факел. После этого надувной пакер распакеровали снижением давления и на ГТ извлекли из скважины. Затем в скважину на ГТ спустили ловитель, соединили его с надувным пакером-пробкой, распакеровали пакер-пробку и переместили его ловителем на 2 м ниже подошвы вышерасположенного среднего пласта. Пакер-пробку запакеровали и на ГТ в скважину спустили надувной пакер и установили его на 2 м выше кровли вышерасположенного среднего пласта. Пакер запакеровали и провели кислотную обработку кислотным составом, аналогичным составу нижнего пласта, так как его проницаемость совпадает с условиями нижнего пласта. После обработки среднего пласта надувной пакер повторно распакеровали и на ГТ извлекли из скважины. Затем в скважину на ГТ спустили ловитель, соединили его с надувным пакером-пробкой, распакеровали пакер-пробку и переместили его ловителем на 2 м ниже подошвы вышерасположенного верхнего пласта. Пакер-пробку запакеровали и на ГТ спустили и установили надувной пакер на 2 м выше кровли вышерасположенного верхнего пласта. Надувной пакер запакеровали и провели обработку пласта кислотным составом, подобранным для обработки верхнего пласта. В обрабатываемый интервал верхнего пласта закачали 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала. Раствор соляной кислоты продавили в призабойную зону верхнего пласта азотом через буфер - газовый конденсат - на глубину закольматированной зоны. Раствор соляной кислоты оставили в скважине на период его реакции с кольматирующими частицами на 12 час. Вызвали приток газа из верхнего пласта. Вместе с газом удалили продукты реакции и отработали скважину на факел. После этого в скважину закачали раствор глинокислоты, состоящей из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала. Глинокислоту продавили в призабойную зону верхнего пласта азотом через буфер (газовый конденсат) на глубину закольматированной зоны, равную 1,5 м по радиусу. Глинокислоту оставили в скважине на период его реакции с кольматирующими частицами на 4 час. Вызвали приток газа из верхнего пласта. Вместе с потоком газа удалили продукты реакции и отрабатывают скважину через факельную линию до получения проектного дебита.Example 1. The well revealed three productive formations with distances between the upper and middle, middle and lower formations, respectively, 20 and 100 m. The permeability of the upper reservoir is 20 × 10-3 μm 2 , the average permeability is 40 × 10-3 μm 2 , and the lower - 300 × 10-3 μm 2 . An inflatable packer plug 2 m below the bottom of the lower formation was lowered into an unbroken well through an 114 mm diameter casing on a 33 mm diameter GT equipped with a spring centralizer and pressure was sealed in a production casing with a diameter of 168 mm. Then the GT was disconnected from the packer plug and removed to the surface. Next, an inflatable packer was lowered into the well at the GT, it was installed and packaged 2 m above the roof of the lower layer. After SCR, an 18-20% solution of hydrochloric acid was pumped into the lower layer through the GT in a volume of 5 m 3 per 1 m of the treated interval. A solution of hydrochloric acid was pushed into the bottom-hole zone of the lower stratum with nitrogen through a buffer, which was used as gas condensate, to a depth of the colmated zone of 1.5 m in radius. The hydrochloric acid solution was left for the period of its reaction with the clogging particles for 12 hours. A decrease in back pressure on the formation caused an inflow of gas from the lower formation. The reaction products were removed along with the gas through the annular space between the gas turbine and the elevator column until the productivity of the lower layer was completely restored and the well was drilled to the flare. After that, the inflatable packer was unpacked by reducing the pressure and removed from the well at the wellhead. Then, a trap was lowered into the well at the GT, connected with an inflatable cork packer, the cork packer was unpacked and moved with a catcher 2 m below the bottom of the upper middle layer. The packer plug was packaged and an inflatable packer was lowered into the well at the wellhead and installed 2 m above the top of the upper middle layer. The packer was packaged and acid treated with an acid composition similar to the composition of the lower reservoir, since its permeability coincides with the conditions of the lower reservoir. After processing the middle layer, the inflatable packer was re-unpacked and removed from the well at the well. Then, a trap was lowered into the well at the GT, connected with an inflatable cork packer, the cork packer was unpacked and moved with a catcher 2 m below the sole of the upper formation. The packer plug was packaged and lowered on the GT and installed an inflatable packer 2 m above the roof of the upper reservoir. The inflatable packer was packaged and the formation was treated with an acid composition selected for processing the upper formation. An 18-20% hydrochloric acid solution was injected into the treated interval of the upper layer in a volume of 5 m 3 per 1 m of the treated interval. A solution of hydrochloric acid was pushed into the bottomhole zone of the upper layer with nitrogen through a buffer — gas condensate — to the depth of the colmated zone. A solution of hydrochloric acid was left in the well for the period of its reaction with the clogging particles for 12 hours. An inflow of gas from the upper layer was caused. Together with the gas, the reaction products were removed and the well was flared. After that, a solution of clay acid, consisting of 3-5% hydrofluoric and 10-12% hydrochloric acids, was injected into the well in a volume of 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval. The clay acid was pushed into the bottom-hole zone of the upper layer with nitrogen through a buffer (gas condensate) to a depth of the colmated zone equal to 1.5 m in radius. The clay acid was left in the well for the period of its reaction with the clogging particles for 4 hours. An inflow of gas from the upper layer was caused. Together with the gas stream, the reaction products were removed and the well was drilled through the flare line until a project flow rate was obtained.
Во избежание повреждения уплотнительных элементов надувных пакеров и пакера-пробки комплекса оборудования спуск их осуществляют со скоростью 8 м/с, а при перемещении на вышележащий пласт или пропласток или их извлечения из скважины - с первоначальной скоростью 0,5 м/с, а при отсутствии прихвата - со скоростью 8 м/с. При извлечении из скважины при подходе к устью скважины за 50 м до поверхности скорость необходимо снизить до 0,01 м/с.In order to avoid damage to the sealing elements of inflatable packers and packer plugs of the equipment complex, they are lowered at a speed of 8 m / s, and when moving to an overlying formation or interlayers or removed from a well, at an initial speed of 0.5 m / s, and in the absence of sticking - at a speed of 8 m / s. When retrieving from the well when approaching the wellhead 50 m to the surface, the speed must be reduced to 0.01 m / s.
Пример 2. Скважина вскрыла три продуктивных пласта с расстояниями между верхним и средним пластами, между средним и нижним пластами соответственно 20 и 22 м. Проницаемость верхнего пласта составляет 20×10-3 мкм2, проницаемость среднего - 40×10-3 мкм2, а нижнего - 300×10-3 мкм2. В незаглушенную скважину через лифтовую колонну диаметром 114 мм на ГТ диаметром 33 мм, оборудованной пружинным центратором, до глубины обрабатываемого интервала нижнего пласта спустили комплекс оборудования, включающий верхний надувной пакер, патрубок со сквозными отверстиями, перекрываемыми подпружиненными заглушками, нижний надувной пакер. Созданием давления запакеровали нижний надувной пакер в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм ниже обрабатываемого интервала нижнего пласта, а верхний надувной пакер - выше, с размещением патрубка с подпружиненными заглушками в обрабатываемом интервале нижнего пласта. В обрабатываемый интервал нижнего пласта закачали 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала. Раствор соляной кислоты продавили в призабойную зону нижнего пласта азотом через буфер, в качестве которого использовали газовый конденсат, на глубину закольматированной зоны, равной 1,5 м по радиусу. Раствор соляной кислоты оставили на период его реакции с кольматирующими частицами на 12 час. Снижением противодавления на пласт вызвали приток газа из нижнего пласта. Через кольцевое пространство между ГТ и лифтовой колонной удалили вместе с газом, поступаемым из пласта, продукты реакции до полного восстановления продуктивности нижнего пласта и отработали скважину на факел. После ОПЗ верхний надувной пакер и нижний надувной пакер снижением давления распакеровали и на ГТ при перекрытых подпружиненными заглушками сквозных отверстий патрубка приподняли комплекс оборудования до среднего пласта, вновь запакеровли верхний надувной пакер выше, а нижний надувной пакер ниже среднего пласта и провели обработку пласта кислотным составом, аналогичным составу нижнего пласта, так как его проницаемость совпадает с условиями нижнего пласта. После обработки среднего пласта вновь приподняли комплекс оборудования, теперь уже до верхнего пласта, вновь запакеровали верхний надувной пакер выше, а нижний надувной пакер ниже верхнего пласта и провели аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки верхнего пласта. Закачали в обрабатываемый интервал верхнего пласта 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала. Раствор соляной кислоты продавили в призабойную зону верхнего пласта азотом через буфер (газовый конденсат) на глубину закольматированной зоны. Раствор соляной кислоты оставили на период его реакции с кольматирующими частицами на 12 час. Вызвали приток газа из верхнего пласта. Вместе с газом удалили продукты реакции и отработали скважину на факел. После этого в скважину закачали раствор глинокислоты, состоящей из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м3 а 1 м обрабатываемого интервала. Продавили глинокислоту в призабойную зону верхнего пласта азотом через буфер - газовый конденсат - на глубину закольматированной зоны, равный 1,5 м по радиусу. Глинокислоту оставили на период ее реакции с кольматирующими частицами на 4 час. Вызвали приток газа из верхнего пласта. Вместе с потоком газа удалили продукты реакции и отработали скважину через факельную линию до получения проектного дебита.Example 2. The well revealed three productive formations with distances between the upper and middle layers, between the middle and lower layers, respectively, 20 and 22 m. The permeability of the upper layer is 20 × 10-3 μm 2 , the permeability of the middle is 40 × 10-3 μm 2 , and lower - 300 × 10-3 microns 2 . A complex of equipment, including an upper inflatable packer, a pipe with through holes covered by spring-loaded plugs, and an inflatable lower packer, was lowered to an undisturbed well through an 114 mm diameter tubing string on a 33 mm diameter GT equipped with a spring centralizer to the depth of the processed interval of the lower layer. By creating pressure, the lower inflatable packer was packaged in a production casing with a diameter of 168 mm below the treated interval of the lower reservoir, and the upper inflatable packer was higher, with a nozzle with spring-loaded plugs in the processed interval of the lower reservoir. An 18-20% hydrochloric acid solution was injected into the treated interval of the lower layer in a volume of 5 m 3 per 1 m of the treated interval. A solution of hydrochloric acid was pushed into the bottom-hole zone of the lower stratum with nitrogen through a buffer, which was used as gas condensate, to a depth of the colmated zone of 1.5 m in radius. The hydrochloric acid solution was left for the period of its reaction with the clogging particles for 12 hours. A decrease in back pressure on the formation caused an inflow of gas from the lower formation. Through the annular space between the gas turbine and the elevator column, the reaction products were removed together with the gas coming from the formation, until the productivity of the lower formation was completely restored and the well was flared. After the SCR, the upper inflatable packer and the lower inflatable packer were unpacked by pressure reduction and, with the through holes closed by spring-loaded plugs, the nozzle was raised to raise the set of equipment to the middle reservoir, the upper inflatable packer was resealed above and the lower inflatable packer below the middle reservoir and the formation was treated with an acid composition similar to the composition of the lower reservoir, since its permeability coincides with the conditions of the lower reservoir. After processing the middle layer, the equipment complex was again raised, now up to the upper layer, the upper inflatable packer was again packed higher and the lower inflatable packer was lower than the upper layer and the acid treatment was carried out similarly with the acid composition selected for processing the upper layer. An 18-20% hydrochloric acid solution was injected into the treated interval of the upper layer in a volume of 5 m 3 per 1 m of the treated interval. A solution of hydrochloric acid was pushed into the bottomhole zone of the upper formation with nitrogen through a buffer (gas condensate) to the depth of the colmated zone. The hydrochloric acid solution was left for the period of its reaction with the clogging particles for 12 hours. An inflow of gas from the upper layer was caused. Together with the gas, the reaction products were removed and the well was flared. After that, a solution of clay acid, consisting of 3-5% hydrofluoric and 10-12% hydrochloric acids, was injected into the well in a volume of 1.5-2.0 m 3 and 1 m of the treated interval. The clay acid was pushed into the bottomhole zone of the upper stratum with nitrogen through a buffer - gas condensate - to a depth of the colmated zone equal to 1.5 m in radius. The clay acid was left for the period of its reaction with colmatizing particles for 4 hours. An inflow of gas from the upper layer was caused. Along with the gas flow, the reaction products were removed and the well was drilled through the flare line until a project flow rate was obtained.
Предлагаемый способ обеспечивает эффективную ОПЗ низкопроницаемых пластов нефтегазовой скважины при их поинтервальной обработке.The proposed method provides an effective SCR of low-permeability layers of an oil and gas well during their interval processing.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011109615/03A RU2459948C1 (en) | 2011-03-14 | 2011-03-14 | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011109615/03A RU2459948C1 (en) | 2011-03-14 | 2011-03-14 | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2459948C1 true RU2459948C1 (en) | 2012-08-27 |
Family
ID=46937833
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011109615/03A RU2459948C1 (en) | 2011-03-14 | 2011-03-14 | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2459948C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534262C1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations |
| RU2601960C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Well bottomhole zone treatment method |
| RU2732544C1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | Method of intensifying impact on terrigenous reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4625803A (en) * | 1985-05-20 | 1986-12-02 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval |
| RU2196226C2 (en) * | 2000-07-24 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of treating bottom-hole formation zone with subsequent completion of well |
| RU2261991C1 (en) * | 2004-10-12 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment method |
| UA14889U (en) * | 2004-02-13 | 2006-06-15 | State Scient Res And Project D | Dry milk product for infant nutrition |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
| RU2404373C1 (en) * | 2009-09-03 | 2010-11-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method of operating coiled tubing-ejector plant in gas-lift oil well |
-
2011
- 2011-03-14 RU RU2011109615/03A patent/RU2459948C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4625803A (en) * | 1985-05-20 | 1986-12-02 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval |
| RU2196226C2 (en) * | 2000-07-24 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of treating bottom-hole formation zone with subsequent completion of well |
| UA14889U (en) * | 2004-02-13 | 2006-06-15 | State Scient Res And Project D | Dry milk product for infant nutrition |
| RU2261991C1 (en) * | 2004-10-12 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment method |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
| RU2404373C1 (en) * | 2009-09-03 | 2010-11-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method of operating coiled tubing-ejector plant in gas-lift oil well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Ж. "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом". - М.: Недра, 1989, № 10, с.7-12. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534262C1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations |
| RU2601960C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Well bottomhole zone treatment method |
| RU2732544C1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | Method of intensifying impact on terrigenous reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10174582B2 (en) | Wellbore annular safety valve and method | |
| US9951596B2 (en) | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore | |
| RU2645044C1 (en) | Equipment and operations of movable interface unit | |
| US20150300154A1 (en) | Barrier testing method | |
| RU185859U1 (en) | DEVICE FOR CARRYING OUT A MULTI-STAGE HYDRAULIC GROUND RIG (MHF) FOR ONE LIFT-LIFTING OPERATION | |
| US9206678B2 (en) | Zonal contact with cementing and fracture treatment in one trip | |
| US10253607B2 (en) | Method for treating and producing from a subterranean region | |
| US11047211B2 (en) | Reverse circulation debris removal tool for setting isolation seal assembly | |
| RU2459948C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) | |
| DK202430127A8 (en) | Well sealing tool with isolatable setting chamber background | |
| CA2999197C (en) | Method of well completion | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
| US10961809B2 (en) | Systems and methods for smart well bore clean out | |
| Muryanto et al. | Improving Operation Safety of Multi Zone Single Trip Gravel Pack: Holistic Approach to Minimize Well Control Risk in Mahakam | |
| US9404350B2 (en) | Flow-activated flow control device and method of using same in wellbores | |
| RU2774455C1 (en) | Method for completing a well with a horizontal completion using a production column of one diameter from head to bottomhouse and subsequent carrying out large-volume, speed and multi-stage hydraulic fracturing | |
| RU2570178C1 (en) | Method of production string sealing | |
| RU2708747C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well | |
| US11346184B2 (en) | Delayed drop assembly | |
| RU2735225C9 (en) | Device and method for multi-stage hydraulic fracturing (mshf) per one round-trip operation | |
| Carpenter | Abrasive Jet Perforating Restores Productivity of an Inactive Oil Producer | |
| Daris et al. | Mono Trip Cement Through Gas Lift Completion: Innovative Completion System to Develop Oil-Gas Reservoirs in The Mahakam Delta | |
| US20160369603A1 (en) | Redressing method and redressed completion system | |
| Marple et al. | Successful Completions in the Gulf of Mexico Using the Single-Trip Perforation and Packing System |