CN111691865A - 一种套管井的免射孔裂缝起裂方法 - Google Patents
一种套管井的免射孔裂缝起裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111691865A CN111691865A CN202010602203.3A CN202010602203A CN111691865A CN 111691865 A CN111691865 A CN 111691865A CN 202010602203 A CN202010602203 A CN 202010602203A CN 111691865 A CN111691865 A CN 111691865A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- crack initiation
- soluble material
- sleeve
- short sleeve
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 23
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 7
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 7
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 27
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 15
- 230000006872 improvement Effects 0.000 abstract description 9
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 7
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 abstract description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 6
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 241001076638 Periga Species 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明提供一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，具体步骤为：步骤一，制作割缝暂堵短套管；步骤二，将可溶材料填充在步骤一中制作的割缝暂堵短套管的割缝处封堵住割缝；步骤三，把步骤二处理过的割缝暂堵短套管下入储层需要改造的井段；步骤四，进行固井，在井内注入水或氯化钾溶液将可溶材料溶解，割缝显现，形成流通通道；步骤五，压裂时井口试挤，若能建立排量，即判断液体能被地层吸收进入储层即形成压裂通道。本发明是把割缝暂堵短套管的割缝用一种可溶材料封堵，应用在储层需要改造的井段，下入井内固井，固井结束后可溶材料溶解，割缝显现，形成流通通道。本发明施工工序简单，起裂有效，达到降本增效的目的。
Description
技术领域
本发明属于油气田低渗透气藏储层改造技术领域，尤其涉及一种套管井的免射孔裂缝起裂方法。
背景技术
苏里格气田水平井、直井目前主要采用桥塞分段压裂工艺，桥塞分段压裂工艺的第一段建立井筒和地层的流通通道目前主要有二种做法。一是采用连续油管或者爬行器拖动射孔枪下入，进行火力射孔，然后取出射孔枪，进行压裂作业；二是采用定压滑套或者趾端滑套连接在储层套管的储层改造位置，固井结束后，通过井口加压打断销钉开启连接通道，进行第一段压裂作业。
但是存在下述几方面的缺点：1、用连续油管或爬行器拖动射孔枪下入进行第一段射孔的工序复杂，需要专门组织连续油管作业车上井作业，苏里格气田需要至少1-2天的时间组织，另外施工费用是常规火力射孔的6-7倍，有很大的降本增效空间。2、近年的裂缝监测结果和长期的现场施工压力数据表明部分井的定压滑套、固井滑套或者趾端滑套存在失效、打不开、打开不完善等问题（申贝贝.致密砂岩气藏水平井固井滑套分段压裂工艺[J].天然气勘探与开发,2016,39(04):59-63+16.），这样现场压裂施工的时候需要重新组织射孔队伍来射孔解决，施工周期至少增加2天以上，增加了施工成本。3、定压滑套、固井滑套或者趾端滑套的工具串外径较大，滑套内部结构复杂，操作复杂、入井风险大，固井风险大。4、在现场施工时定压滑套的开启压力是根据地层破裂压力、井深、水泥浆密度、固井时的循环压力以及压裂前井内液体的密度等多个因素决定的, 爆破阀的启动压力受控因素多，实际操作复杂。
发明内容
为了克服现有工序复杂、各种滑套工具失效率高、工具操作复杂的问题，本发明提供一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，本发明是把割缝暂堵短套管的割缝用一种可溶材料封堵，应用在储层解释为储层需要改造的井段，下入井内固井，固井结束后可溶材料溶解，割缝显现，形成流通通道；省去了第一段采用连续油管传输射孔、或者连续油管水力喷砂射孔的环节，也避免了应用定压滑套或者趾端滑套存在打不开的问题。本发明施工工序简单，起裂有效达到降本增效的目的。
本发明采用的技术方案为：
一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，具体步骤为：
步骤一，制作割缝暂堵短套管；
步骤二，将可溶材料填充在步骤一中制作的割缝暂堵短套管的割缝处封堵住割缝；
步骤三，把步骤二处理过的割缝暂堵短套管下入储层需要改造的井段；
步骤四，进行固井，固井结束后，在井内注入水或完井液将可溶材料溶解，割缝显现，形成流通通道；
步骤五，压裂时井口试挤，若能建立排量，即判断液体能被地层吸收进入储层即形成压裂通道。
所述的步骤一中，制作割缝暂堵短套管的方法为：具体步骤为：选P110或N80油气田筛管，在选取的筛管上均匀开多个割缝，割缝为长条状。
所述的选取的筛管长度为1-3m。
所述的割缝的缝长为5-10cm、缝宽为0.5-2cm、相邻两个割缝的间隔为3-5cm。
所述的可溶材料采用高聚物和植物淀粉混合均匀，再加入膨胀剂和固化剂，搅拌混合均匀后得到。
所述的植物淀粉、高聚物、膨胀剂和固化剂的质量比为（4.5~9）：（3~7）：（0.2~0.6）：（1~2）。
所述的可溶材料的密度为1.01~1.4g/cm3。
所述的步骤四中，固井时割缝暂堵短套管满足30MPa以上的碰压要求。
所述的割缝暂堵短套管的内外径与生产套管的相同，所述的割缝暂堵短套管连接在生产套管下端，且位于储层内。
本发明的有益效果为：
1、固井后割缝暂堵短套管在水/完井液的作用下经过10-30天后溶解，割缝显现，形成流通通道，建立套管和储层的加砂通道，施工有效性高。
2、本发明省去了第一段采用连续油管传输射孔的工序，也避免了应用定压滑套、固井滑套或者趾端滑套存在滑套打不开的问题，降低了作业难度和作业成本，提高了施工效率。
3、本发明采用的是可溶材料和筛管组合，内径与套管一致，工序少，操作流程简单、成本低。
4、相比于定压滑套、固井滑套或者趾端滑套，本发明中割缝暂堵短套管的内外径与套管一致，内部结构不复杂，操作容易。
5、本发明压裂改造后井筒全通径，方便后续下生产管柱、修井等井筒作业。本发明中采用P110或N80气田现在使用的石油套管加工而成，加工成本不高。
6、本发明适用于直井、定向井和水平井的措施改造。
7、本发明适用于新建井和老井的措施改造。
8、本发明使用的可溶材料在施工后全部排出地面，对储层不增加新的伤害。
以下将结合附图进行进一步的说明。
附图说明
图1为本发明割缝暂堵短套管。
图中，附图标记为：1、割缝。
具体实施方式
实施例1：
为了克服现有工序复杂、各种滑套工具失效率高、工具操作复杂的问题，本发明提供如图1所示的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，本发明是把割缝暂堵短套管的割缝用一种可溶材料封堵，应用在储层解释为储层需要改造的井段，下入井内固井，固井结束后可溶材料溶解，割缝显现，形成流通通道；省去了第一段采用连续油管传输射孔、或者连续油管水力喷砂射孔的环节，也避免了应用定压滑套或者趾端滑套存在打不开的问题。本发明施工工序简单，起裂有效达到降本增效的目的。
一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，具体步骤为：
步骤一，制作割缝暂堵短套管；
步骤二，将可溶材料填充在步骤一中制作的割缝暂堵短套管的割缝1处封堵住割缝1；
步骤三，把步骤二处理过的割缝暂堵短套管下入储层需要改造的井段；
步骤四，进行固井，固井结束后，在井内注入水或完井液将可溶材料溶解，割缝1显现，形成流通通道；
步骤五，压裂时井口试挤，若能建立排量，即判断液体能被地层吸收进入储层即形成压裂通道。
本发明在固井后割缝暂堵短套管在水/完井液的作用下经过10-30天后溶解，割缝显现，形成流通通道，建立套管和储层的加砂通道，施工有效性高。本发明省去了第一段采用连续油管传输射孔的工序，也避免了应用定压滑套、固井滑套或者趾端滑套存在滑套打不开的问题，降低了作业难度和作业成本，提高了施工效率。
本发明适用于直井、定向井和水平井的措施改造，本发明适用于新建井和老井的措施改造。本发明使用的可溶暂堵剂压后全部排出地面，对储层不增加新的伤害。
本发明采用的是可溶材料和筛管组合，内径与套管一致，工序少，操作流程简单、成本低。相比于定压滑套、固井滑套或者趾端滑套，本发明中割缝暂堵短套管的内外径与套管一致，内部结构不复杂，操作容易。本发明压裂改造后井筒全通径，方便后续下生产管柱、修井等井筒作业。
实施例2：
基于实施例1的基础上，本实施例中，优选地，所述的步骤一中，制作割缝暂堵短套管的方法为：具体步骤为：选P110或N80油气田筛管，在选取的筛管上均匀开多个割缝1，割缝1为长条状。
本发明中筛管采用J55、P110或N80气田现行石油套管本体和对割缝进行封堵采用本行业现行可溶材料即可加工而成，加工成本不高。
优选地，所述的选取的筛管长度为1-3m。
优选地，所述的割缝1的缝长为5-10cm、缝宽为0.5-2cm、相邻两个割缝的间隔为3-5cm。
优选地，所述的可溶材料采用高聚物和植物淀粉混合均匀，再加入膨胀剂和固化剂，搅拌混合均匀后得到。
优选地，所述的植物淀粉、高聚物、膨胀剂和固化剂的质量比为（4.5~9）：（3~7）：（0.2~0.6）：（1~2）。
本发明中优选地，植物淀粉为羟丙基淀粉、高聚物为非离子聚丙烯酰胺聚合物、膨胀剂为羟乙基纤维素、固化剂为磺化沥青。
本发明中，优选地，所述高聚物也可为分子量为300万-800万的改性聚丙烯酰胺聚合物；所述改性聚丙烯酰胺聚合物为丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物。
优选地，所述的可溶材料的密度为1.01~1.4g/cm3。
本发明中，可溶材料可使用地层温为60-120°，固井后10-30天在一定矿化度的水溶液中可溶材料溶解，割缝1显现，形成流通通道，建立套管和储层的加砂通道，施工有效性高。
优选地，所述的步骤四中，固井时割缝暂堵短套管满足30MPa以上的碰压要求。
优选地，所述的割缝暂堵短套管的内外径与生产套管的相同，所述的割缝暂堵短套管连接在生产套管下端，且位于储层内。
所述割缝暂堵短套管在水/完井液的作用下经过10-30天后溶解，水的矿化度大于等于5000mg/l，溶解物对地层不产生新的污染。
实施例3：
基于实施例1或2的基础上，本实施例中苏*-*H1井，是苏里格气田的一口水平井，采用桥塞分段压裂工艺改造5个井段。固井的时候在储层的第一改造段下入2个2米长的割缝暂堵短套管，固井，固井结束后，井内注入水，10天后可溶材料溶解，割缝1显现，井口试挤并建立施工排量。开始压裂施工第一段，电缆泵送桥塞及射孔工具串→座封桥塞→射孔→投球→压裂改造第二段→依次完成所有改造段的桥塞射孔联作及压裂作业→放喷及排液→带压下生产管柱→放喷及排液→测试求产。
采用本发明提供的割缝暂堵短套管在固井结束后可溶材料在十天后溶解，割缝显现，形成流通通道；省去了第一段采用连续油管传输射孔、或者连续油管水力喷砂射孔的环节，也避免了应用定压滑套或者趾端滑套存在打不开的问题。本发明施工工序简单，起裂有效达到降本增效的目的。
实施例4：
基于实施例1或2的基础上，本实施例中苏*-*H2井，是苏里格气田的一口水平井，采用桥塞分段压裂工艺改造4个井段。固井的时候在储层的第一改造段下入3个1米长的割缝暂堵短套管，固井，固井结束后，井内注入质量浓度为4-5%的完井液（KCL水溶液），11天后可溶材料溶解，割缝显现，井口试挤并建立施工排量。开始压裂施工第一段，电缆泵送桥塞及射孔工具串→座封桥塞→射孔→投球→压裂改造第二段→依次完成所有改造段的桥塞射孔联作及压裂作业→放喷及排液→带压下生产管柱→放喷及排液→测试求产。
本发明中，完井液位氯化钾水溶液。采用本发明提供的割缝暂堵短套管在固井结束后可溶材料在十一天后溶解，割缝显现，形成流通通道；省去了第一段采用连续油管传输射孔、或者连续油管水力喷砂射孔的环节，也避免了应用定压滑套或者趾端滑套存在打不开的问题。本发明施工工序简单，起裂有效达到降本增效的目的。
实施例5：
基于实施例1或2的基础上，本实施例中苏东*-*井，是苏里格气田的一口直井，采用桥塞分段压裂工艺改造4个层位。固井的时候在储层的第一改造层位下入3个1米长的割缝免射孔可溶套管，固井，固井结束后，井内注入质量浓度为3-5%的KCL水溶液，14天后可溶材料溶解，割缝1显现，井口试挤并建立施工排量。开始压裂施工第一层，电缆泵送桥塞及射孔工具串→座封桥塞→射孔→投球→压裂改造第二层→依次完成所有改造段的桥塞射孔联作及压裂作业→放喷及排液→带压下生产管柱→放喷及排液→测试求产。
采用本发明提供的割缝暂堵短套管在固井结束后可溶材料在十四天后溶解，割缝显现，形成流通通道；省去了第一段采用连续油管传输射孔、或者连续油管水力喷砂射孔的环节，也避免了应用定压滑套或者趾端滑套存在打不开的问题。本发明施工工序简单，起裂有效达到降本增效的目的。
实施例6：
基于实施例1或2的基础上，本实施例中苏东*-*井，是苏里格气田的一口定向井，采用桥塞分段压裂工艺改造2个层位。固井的时候在储层的第一改造层位下入2个1米长的割缝免射孔可溶套管，固井，固井结束后，井内注入质量浓度为3-5%的KCL水溶液，13天后可溶材料溶解，割缝1显现，井口试挤并建立施工排量。开始压裂施工第一层，电缆泵送桥塞及射孔工具串→座封桥塞→射孔→投球→压裂改造第二层→放喷及排液→带压下生产管柱→放喷及排液→测试求产。
采用本发明提供的割缝暂堵短套管在固井结束后可溶材料在十三天后溶解，割缝显现，形成流通通道；省去了第一段采用连续油管传输射孔、或者连续油管水力喷砂射孔的环节，也避免了应用定压滑套或者趾端滑套存在打不开的问题。本发明施工工序简单，起裂有效达到降本增效的目的。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
在不冲突的情况下，本领域的技术人员可以根据实际情况将上述各示例中相关的技术特征相互组合，以达到相应的技术效果，具体对于各种组合情况在此不一一赘述。
以上所述，只是本发明的较佳实施例而已，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖性特点相一致的最宽的范围。依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (9)
1.一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：具体步骤为：
步骤一，制作割缝暂堵短套管；
步骤二，将可溶材料填充在步骤一中制作的割缝暂堵短套管的割缝（1）处封堵住割缝（1）；
步骤三，把步骤二处理过的割缝暂堵短套管下入储层需要改造的井段；
步骤四，进行固井，固井结束后，在井内注入水或完井液将可溶材料溶解，割缝（1）显现，形成流通通道；
步骤五，压裂时井口试挤，若能建立排量，即判断液体能被地层吸收进入储层即形成压裂通道。
2.根据权利要求1所述的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：所述的步骤一中，制作割缝暂堵短套管的方法为：具体步骤为：选P110或N80油气田筛管，在选取的筛管上均匀开多个割缝（1），割缝（1）为长条状。
3.根据权利要求2所述的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：所述的选取的筛管长度为1-3m。
4.根据权利要求2所述的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：所述的割缝（1）的缝长为5-10cm、缝宽为0.5-2cm、相邻两个割缝（1）的间隔为3-5cm。
5.根据权利要求1所述的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：所述的可溶材料采用高聚物和植物淀粉混合均匀，再加入膨胀剂和固化剂，搅拌混合均匀后得到。
6.根据权利要求5所述的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：所述的植物淀粉、高聚物、膨胀剂和固化剂的质量比为（4.5~9）：（3~7）：（0.2~0.6）：（1~2）。
7.根据权利要求5所述的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：所述的可溶材料的密度为1.01~1.4g/cm3。
8.根据权利要求1所述的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：所述的步骤四中，固井时割缝暂堵短套管满足30MPa以上的碰压要求。
9.根据权利要求1所述的一种套管井的免射孔裂缝起裂方法，其特征在于：所述的割缝暂堵短套管的内外径与生产套管的相同，所述的割缝暂堵短套管连接在生产套管下端，且位于储层内。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010602203.3A CN111691865A (zh) | 2020-06-29 | 2020-06-29 | 一种套管井的免射孔裂缝起裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010602203.3A CN111691865A (zh) | 2020-06-29 | 2020-06-29 | 一种套管井的免射孔裂缝起裂方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111691865A true CN111691865A (zh) | 2020-09-22 |
Family
ID=72484250
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010602203.3A Pending CN111691865A (zh) | 2020-06-29 | 2020-06-29 | 一种套管井的免射孔裂缝起裂方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111691865A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116696279A (zh) * | 2023-08-07 | 2023-09-05 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种长直井段储气库的暂堵作业方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070039741A1 (en) * | 2005-08-22 | 2007-02-22 | Hailey Travis T Jr | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
| CN201372778Y (zh) * | 2009-03-08 | 2009-12-30 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院 | 一种防砂冲缝筛管 |
| US20150345255A1 (en) * | 2014-06-02 | 2015-12-03 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable sieve, particulate tolerant system and method of protecting a tool from particulate |
| CN106567691A (zh) * | 2016-10-11 | 2017-04-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 裸眼筛管用的作业方法以及管柱 |
| CN108343417A (zh) * | 2018-01-31 | 2018-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井暂堵分层改造的方法和应用 |
| CN110821449A (zh) * | 2019-11-28 | 2020-02-21 | 新疆恒智伟业石油工程技术开发有限公司 | 一种碳酸盐岩油井筛管完井管柱及解卡方法 |
-
2020
- 2020-06-29 CN CN202010602203.3A patent/CN111691865A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070039741A1 (en) * | 2005-08-22 | 2007-02-22 | Hailey Travis T Jr | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
| CN201372778Y (zh) * | 2009-03-08 | 2009-12-30 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院 | 一种防砂冲缝筛管 |
| US20150345255A1 (en) * | 2014-06-02 | 2015-12-03 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable sieve, particulate tolerant system and method of protecting a tool from particulate |
| CN106567691A (zh) * | 2016-10-11 | 2017-04-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 裸眼筛管用的作业方法以及管柱 |
| CN108343417A (zh) * | 2018-01-31 | 2018-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井暂堵分层改造的方法和应用 |
| CN110821449A (zh) * | 2019-11-28 | 2020-02-21 | 新疆恒智伟业石油工程技术开发有限公司 | 一种碳酸盐岩油井筛管完井管柱及解卡方法 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116696279A (zh) * | 2023-08-07 | 2023-09-05 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种长直井段储气库的暂堵作业方法 |
| CN116696279B (zh) * | 2023-08-07 | 2024-01-26 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种长直井段储气库的暂堵作业方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109763804B (zh) | 一种水平井分段暂堵压裂方法 | |
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| US11408264B2 (en) | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously | |
| US20150233226A1 (en) | Method for providing multiple fractures in a formation | |
| CN110608024A (zh) | 一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 | |
| CN105041288A (zh) | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 | |
| CN110318674B (zh) | 一种巷道顶板致裂防突的方法 | |
| CN109931045B (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
| CN109736767B (zh) | 一种超临界二氧化碳压裂增产工艺 | |
| CN110284865B (zh) | 致密油水平井重复压裂与能量补充一次完成工艺方法 | |
| CN101532600A (zh) | 一种实体膨胀管堵漏方法 | |
| CN110671058A (zh) | 一种老水平井双封单卡工艺管柱及实现大排量改造方法 | |
| CN110410053B (zh) | 基于孔眼支护的煤矿顶板卸压方法 | |
| CN111690388A (zh) | 一种抗高温应急堵漏材料及其应用 | |
| CN111691865A (zh) | 一种套管井的免射孔裂缝起裂方法 | |
| CN106479462A (zh) | 一种堵剂及其制备方法及油井套管堵漏封窜方法 | |
| CN112302604B (zh) | 一种水平井分段重复压裂方法及其应用 | |
| CN115822530A (zh) | 一种长水平段带压钻杆传输通洗井射孔一体化工具及方法 | |
| CN111706309B (zh) | 一种套管井的裂缝起裂方法 | |
| RU2509883C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| CN112814641A (zh) | 一种储层的压裂方法 | |
| CN206233913U (zh) | 一种无桥塞多级压裂装置 | |
| CN113309502A (zh) | 一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法 | |
| CN112324415B (zh) | 一种老井选择性重复改造用联作分段改造方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20200922 |