RU2237805C1 - Method for treatment of face-adjacent well zone - Google Patents
Method for treatment of face-adjacent well zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2237805C1 RU2237805C1 RU2003134942/03A RU2003134942A RU2237805C1 RU 2237805 C1 RU2237805 C1 RU 2237805C1 RU 2003134942/03 A RU2003134942/03 A RU 2003134942/03A RU 2003134942 A RU2003134942 A RU 2003134942A RU 2237805 C1 RU2237805 C1 RU 2237805C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump
- pressure
- tubing string
- treatment
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the processing of the bottom-hole zone of a well.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону обрабатывающего состава, продавку его в пласт, выдержку, расположение имплозионного устройства в интервале обрабатываемого пласта, создание на забое скважины депрессионного режима уменьшением давления на забое меньше пластового, снижение уровня жидкости в затрубном пространстве и проведение очистки призабойной зоны многократным имплозионным воздействием до стабилизации динамического уровня в затрубном пространстве (Патент РФ №2168621, кл. Е 21 В 43/25, опубл. 10.06.2001).A known method of processing the bottom-hole zone of a well, including injecting a treatment compound into the bottom-hole zone, pushing it into the formation, holding, positioning the implosion device in the interval of the treated formation, creating a depressed mode at the bottom of the well by lowering the pressure at the bottom, is lower than the reservoir, lowering the level of fluid in the annulus and cleaning the bottom-hole zone with repeated implosion exposure until the dynamic level in the annulus is stabilized (RF Patent No. 2168621, class E 21 V 43/25, publ. 06/10/2001).
Известный способ позволяет проводить воздействие при уменьшенном давлении на забое и очистить призабойную зону от механических кольматирующих элементов, однако, отсутствие теплового воздействия не позволяет очищать призабойную зону, закольматированную асфальтосмолопарафиновыми отложениями.The known method allows for exposure with reduced pressure on the bottom and to clean the bottomhole zone of the mechanical clogging elements, however, the absence of thermal exposure does not allow to clean the bottomhole zone, which is caked with asphalt-resin-paraffin deposits.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск глубинного технологического оборудования с источником термогазохимического воздействия, сжигание последнего в обрабатываемом интервале с образованием газа повышенного давления и температуры, депрессионное воздействие и отбор части жидкости из призабойной зоны (Патент РФ №2001110018, кл. Е 21 В 43/25, опубл. 27.03.2003).A known method of processing the bottom-hole zone of a well, including the descent of deep technological equipment with a source of thermogasochemical effects, burning the latter in the processed interval with the formation of gas of increased pressure and temperature, the depressive effect and the selection of part of the fluid from the bottom-hole zone (RF Patent No. 20011110018, class E 21 B 43/25, publ. 03/27/2003).
Вследствие теплового элемента воздействия известный способ позволяет очищать призабойную зону от асфальтосмолопарафиновых отложений, однако, эффективность способа невелика из-за отсутствия пониженного давления на забое, которое не компенсируется применением последующего имплозионного воздействия.Due to the thermal element of the impact, the known method allows you to clean the bottomhole zone of asphalt-resin-paraffin deposits, however, the effectiveness of the method is small due to the lack of reduced pressure on the bottom, which is not compensated by the use of subsequent implosion exposure.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтеносного пласта путем очистки ее продуктами горения порохового заряда, спускаемого в скважину, с проведением в процессе горения заряда импульсного снижения давления в зоне обработки (Авторское свидетельство СССР №684948, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 10.05.2000 - прототип).Closest to the invention, the technical essence is a method for treating the bottom-hole zone of an oil-bearing formation by cleaning it with the combustion products of a powder charge discharged into the well, with a pulse reducing pressure in the processing zone being carried out during combustion of the charge (USSR Author's Certificate No. 684948, class E 21 V 43/24, publ. 05/10/2000 - prototype).
Известный способ не позволяет эффективно очищать призабойную зону от кольматирующих элементов из-за отсутствия пониженного давления на забое, которое не компенсируется применением имплозионного воздействия. Кроме того, применение способа требует значительных трудозатрат на спуск и подъем колонны насосно-компрессорных труб со скважинным оборудованием.The known method does not allow to effectively clean the bottom-hole zone of the clogging elements due to the lack of reduced pressure on the bottom, which is not compensated by the use of implosive effects. In addition, the application of the method requires considerable labor for lowering and lifting the string of tubing with downhole equipment.
В изобретении решается задача повышения эффективности воздействия и снижения трудозатрат на обработку.The invention solves the problem of increasing the effectiveness of the impact and reducing labor costs for processing.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем термогазохимическое воздействие и запуск скважины в эксплуатацию, согласно изобретению скважину снабжают колонной насосно-компрессорных труб и вставным глубинным насосом с хвостовиком и фильтром на конце не более диаметра насоса, перед термогазохимическим воздействием извлекают из скважины вставной глубинный насос с хвостовиком и фильтром, снижают давление в скважине свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до достижения необходимого давления, спуск зарядов для термогазохимического воздействия осуществляют в колонне насосно-компрессорных труб, термогазохимическое воздействие проводят при пониженном давлении в скважине, а после термогазохимического воздействия вызывают приток свабированием или компрессированием.The problem is solved in that in the method for processing the bottom-hole zone of a well, which includes thermogasochemical treatment and putting the well into operation, according to the invention, the well is equipped with a tubing string and an inserted deep-well pump with a liner and a filter at the end of not more than the diameter of the pump; it is removed from the well before the gas-chemical treatment a plug-in deep well pump with a liner and a filter, reduce the pressure in the well by swabbing and withdrawing the borehole fluid along the tubing string d to achieve the necessary pressure, the descent of charges for thermogasochemical treatment is carried out in the tubing string, thermogasochemical treatment is carried out at reduced pressure in the well, and after the thermogasochemical treatment, inflow is caused by swabbing or compression.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. термогазохимическое воздействие;1. thermogasochemical effect;
2. запуск скважины в эксплуатацию;2. putting the well into operation;
3. снабжение скважины колонной насосно-компрессорных труб и вставным глубинным насосом с хвостовиком и фильтром на конце не более диаметра насоса;3. supplying the well with a tubing string and a plug-in deep pump with a liner and filter at the end of not more than the diameter of the pump;
4. перед термогазохимическим воздействием извлечение из скважины вставного глубинного насоса с хвостовиком и фильтром;4. before thermogasochemical exposure, removing from the well an inserted deep well pump with a liner and a filter;
5. то же снижение давления в скважине свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до достижения необходимого давления;5. the same decrease in pressure in the well by swabbing and withdrawing the borehole fluid along the tubing string until the required pressure is reached;
6. спуск зарядов для термогазохимического воздействия в колонне насосно-компрессорных труб;6. descent of charges for thermogasochemical effects in the tubing string;
7. термогазохимическое воздействие при пониженном давлении в скважине;7. thermogasochemical effect under reduced pressure in the well;
8. вызов притока свабированием или компрессированием.8. call inflow swabbing or compression.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-8 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При работе нефтедобывающих скважин происходит кольматация призабойной зоны скважины продуктами, снижающими проницаемость и приводящими к снижению дебита скважин. Известные способы позволяют повысить эффективность очистки призабойной зоны. Однако способы трудоемки, многостадийны. При очистке сильно закольматированных асфальтосмолопарафиновыми отложениями призабойных зон способ оказывается малоэффективным.During the operation of oil producing wells, the bottomhole zone of the well is bogged with products that reduce permeability and lead to a decrease in well production. Known methods can improve the efficiency of cleaning bottom-hole zone. However, the methods are laborious, multi-stage. When cleaning heavily clogged asphalt-resin-paraffin deposits of bottom-hole zones, the method is ineffective.
Одним из эффективных способов, применяемых для увеличения приемистости или отдачи пластов, является повышение проницаемости призабойной зоны скважины воздействием на нее пороховых газов. Способ основан на механическом, тепловом и химическом воздействии на горные породы и флюиды пласта определенной порцией пороховых газов, генерируемых непосредственно в скважине сжиганием заряда в пороховом генераторе давления.One of the effective methods used to increase the injectivity or recovery of formations is to increase the permeability of the bottomhole zone of the well by exposure to powder gases. The method is based on mechanical, thermal and chemical effects on rocks and formation fluids with a certain portion of powder gases generated directly in the well by burning a charge in a powder pressure generator.
Пороховые газы под высоким давлением и температурой, расширяясь, продавливают жидкость, находящуюся в скважине, в пласт через перфорационные отверстия в обсадной колонне, производят проникновение в пласт с получением трещин и термохимического воздействия на пласт. При этом расплавляются парафиновые и асфальтосмолистые отложения, разрушаются водяные, водонефтяные барьеры и гидратные пробки, снижается вязкость нефти. Кроме того, при обратном движении из пласта пороховые газы очищают трещины от продуктов коррозии и химических реакций, а также от песчано-глинистых частиц.Powder gases under high pressure and temperature, expanding, push the fluid in the well into the formation through perforations in the casing, penetrate the formation with the formation of cracks and thermochemical effects on the formation. At the same time, paraffin and asphalt-tar deposits are melted, water and oil-water barriers and hydrate plugs are destroyed, and the viscosity of oil is reduced. In addition, during the reverse movement from the reservoir, the powder gases clean the cracks from corrosion products and chemical reactions, as well as from sand and clay particles.
Недостатками термогазохимического воздействия пороховыми газами являются необходимость производства работ по полному извлечению подземного оборудования и полный спуск подземного оборудования после воздействия и снижение эффекта очистки за счет остывания зоны воздействия во время спуска подземного оборудования.The disadvantages of thermogasochemical exposure to powder gases are the need for work on the complete extraction of underground equipment and the complete descent of underground equipment after exposure and a decrease in the cleaning effect due to cooling of the exposure zone during the descent of underground equipment.
Спуск подземного оборудования занимает до 12 часов, в то время как остывание зоны воздействия происходит в течение 2 часов. Это обстоятельство может свести к минимуму полученный эффект, так как с остыванием зоны воздействия смолисто-асфальтеновые соединения застывают и повторно закупоривают призабойную зону.The descent of underground equipment takes up to 12 hours, while the cooling of the impact zone occurs within 2 hours. This circumstance can minimize the effect obtained, since with cooling of the zone of influence resin-asphaltene compounds solidify and re-clog the bottom-hole zone.
В предложенном способе обеспечивается приток разжиженных смолисто-асфальтеновых соединений сразу после прогрева призабойной зоны пласта за счет исключения подъема колонны насосно-компрессорных труб, спуска и подъема только колонны штанг, сокращения времени спуска подземного оборудования. Повышается эффективность воздействия и снижаются трудозатраты на обработку.The proposed method provides an influx of liquefied resinous-asphaltene compounds immediately after heating the bottom-hole formation zone by eliminating the lifting of the tubing string, lowering and lifting only the rod string, and reducing the time of lowering of underground equipment. The effectiveness of the impact increases and labor costs for processing are reduced.
Способ реализуется для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, которые предусматривают извлечение вставного глубинного насоса с хвостовиком и фильтром на штангах. Колонна насосно-компрессорных труб при этом не извлекается. Давление в скважине снижают свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до достижения необходимого давления. Спуск зарядов для термогазохимического воздействия осуществляют в колонне насосно-компрессорных труб. Термогазохимическое воздействие проводят при пониженном давлении в скважине. После термогазохимического воздействия вызывают приток свабированием по колонне насосно-компрессорных труб или компрессированием.The method is implemented for wells equipped with sucker rod pumps, which provide for the extraction of a plug-in deep pump with a shank and a filter on the rods. The tubing string is not removed. The pressure in the well is reduced by swabbing and withdrawing the wellbore fluid through the tubing string until the required pressure is reached. The descent of charges for thermogasochemical effects is carried out in a string of tubing. Thermogasochemical effect is carried out under reduced pressure in the well. After thermogasochemical treatment, inflow is caused by swabbing along the tubing string or by compression.
Термогазохимический заряд спускают в скважину на геофизическом кабеле. Размер термогазохимического заряда по диаметру меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб.Thermogasochemical charge is lowered into the well on a geophysical cable. The size of the thermogasochemical charge in diameter is smaller than the inner diameter of the tubing string.
Колонна насосно-компрессорных труб с внутренней части оборудована замковой опорой. Замковая опора спущена вместе с колонной насосно-компрессорных труб на расчетную глубину. Скважину оборудуют вставным глубинным насосом, спущенным на колонне штанг и закрепленным в замковой опоре. На всасывающем отверстии насоса закреплены несколько труб с диаметром не более диаметра насоса, называемые хвостовиком, и сетчатый фильтр также не более диаметра насоса. Это обстоятельство позволяет извлекать из колонны насосно-компрессорных труб насос, хвостовик и фильтр одновременно при подъеме колонны штанг.The tubing string from the inside is equipped with a lock support. The castle support is lowered together with the tubing string to the calculated depth. The well is equipped with a plug-in deep pump, lowered on the rod string and fixed in the castle support. Several pipes with a diameter not exceeding the diameter of the pump, called a shank, and a strainer also not exceeding the diameter of the pump, are fixed to the suction port of the pump. This circumstance makes it possible to extract a pump, a liner and a filter from the tubing string simultaneously while lifting the boom string.
Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудован воронкой для обеспечения плавного вхождения головки кабеля при его подъеме.The bottom of the tubing string is equipped with a funnel to ensure a smooth entry of the cable head when lifting it.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
Останавливают скважину. Из скважины извлекают насос с хвостовиком и фильтром. По колонне насосно-компрессорных труб производят свабирование. Процесс свабирования заключается в многократном спуске и подъеме свабного стакана на кабеле в полости колонны насосно-компрессорных труб. При этом свабный стакан погружают под уровень жидкости на 300-600 м, а затем поднимают кабелем.Stop the well. A pump with a liner and a filter is removed from the well. Swabbing is performed on the tubing string. The swabbing process consists in repeatedly lowering and raising the swab cup on the cable in the cavity of the tubing string. In this case, the swab cup is immersed under the liquid level by 300-600 m, and then raised by cable.
При движении свабного стакана вверх за счет гидродинамического давления вышерасположенной жидкости стенки стакана расширяются и перекрывают внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб. При подъеме свабного стакана одновременно извлекается и жидкость, расположенная в колонне насосно-компрессорных труб выше свабного стакана. Процесс свабирования производят для снижения уровня жидкости в скважине до расчетной глубины, обеспечивающей требуемое забойное давление. За счет этого обеспечивается приток пластового флюида.When the swab cup moves upward due to the hydrodynamic pressure of the upstream fluid, the cup walls expand and overlap the internal cavity of the tubing string. When lifting the swab cup, the liquid located in the tubing string above the swab cup is simultaneously extracted. The swabbing process is performed to lower the liquid level in the well to a design depth that provides the required bottomhole pressure. This ensures the flow of formation fluid.
После свабирования скважины осуществляют спуск термогазохимического заряда на каротажном кабеле в интервал перфорации и производят термогазохимическое воздействие.After swabbing the well, the thermogaschemical charge is lowered on the logging cable to the perforation interval and the thermogasochemical effect is produced.
За счет снижения уровня жидкости свабированием термогазохимическое воздействие производится в условиях депрессии. Смолисто-асфальтеновые соединения начинают поступать в ствол скважины, что приводит к очистке поровой среды призабойной зоны скважины.By reducing the level of the liquid by swabbing, the thermogasochemical effect is produced under conditions of depression. Resin-asphaltene compounds begin to flow into the wellbore, which leads to the cleaning of the pore environment of the bottom-hole zone of the well.
Свабным подъемником в течении времени, когда призабойная зона находится в разогретом состоянии, производится отбор поступаемой продукции пласта.With a free lift during the time when the bottom-hole zone is in a preheated state, the incoming formation products are selected.
После этого в скважину на колонне штанг опускают насос с хвостовиком и фильтром и запускают насос в работу.After that, a pump with a liner and a filter is lowered into the well on the rod string and the pump is put into operation.
В случае если свабирование осуществить не удается из-за непрохождения свабного стакана в колонне насосно-компрессорных труб, то вызов притока может быть осуществлен через пусковые муфты, устанавливаемые на глубинах 600, 800 и 900 м. При этом осуществляют закачку пены или инертных газов в затрубное пространство компрессором и выдувают скважинную жидкость в колонну насосно-компрессорных труб, а затем стравливают закаченный газ. Создаваемая при этом депрессия вызывает приток жидкости из пласта.If swabbing is not possible due to the failure of the swab cup in the tubing string, the inflow can be called through the start-up couplings installed at depths of 600, 800 and 900 m. In this case, foam or inert gases are pumped into the annulus the space by the compressor and blowing the borehole fluid into the tubing string and then bleed off the injected gas. The depression created by this causes fluid flow from the formation.
Для предотвращения утечек при работе насоса, пусковые муфты изготавливают в виде клапанного узла одностороннего действия. Для этой цели их оборудуют обратными клапанами, которые обеспечивают поступление закачиваемого газа в колонну насосно-компрессорных труб из затрубного пространства и герметично закрываются при эксплуатации насоса за счет давления, развиваемого насосом.To prevent leaks during pump operation, starting couplings are made in the form of a single-acting valve assembly. For this purpose, they are equipped with check valves, which ensure the injection of injected gas into the tubing string from the annulus and are hermetically closed during operation of the pump due to the pressure developed by the pump.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины глубиной 1260 м и интервалом перфорации на отметках 1230-1240 м. Скважину снабжают колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Замковая опора спущена вместе с колонной насосно-компрессорных труб на глубину 1100 мм. Скважину оборудуют вставным глубинным насосом марки 175-RHMT-12-4-4, спущенным на колонне штанг и закрепленным в замковой опоре. На всасывающем отверстии насоса закреплена 1 труба длиной 10 м и диаметром 25 мм, называемая хвостовиком, и сетчатый фильтр диаметром 25 мм. Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудован воронкой. Извлекают из скважины колонну штанг со вставным глубинным насосом с хвостовиком и фильтром. Снижают давление в скважине свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до снижения давления на забое с 10 МПа до 3 МПа. Спускают заряд для термогазохимического воздействия в колонне насосно-компрессорных труб в интервал перфорации. Термогазохимическое воздействие проводят при пониженном давлении на забое. После термогазохимического воздействия вызывают приток свабированием. На колонне штанг спускают насос с хвостовиком и фильтром и устанавливают в замковой опоре. Запускают скважину в эксплуатацию.Bottom-hole treatment of an oil producing well is carried out with a depth of 1260 m and a perforation interval at 1230-1240 m. The well is equipped with a tubing string of 73 mm in diameter. The castle support is lowered together with the tubing string to a depth of 1100 mm. The well is equipped with a plug-in deep pump of the brand 175-RHMT-12-4-4, lowered on the rod string and fixed in the castle support. At the suction inlet of the pump, 1 pipe is fixed with a length of 10 m and a diameter of 25 mm, called a shank, and a strainer with a diameter of 25 mm. The bottom of the tubing string is equipped with a funnel. A rod string with a plug-in deep pump with a liner and a filter is removed from the well. Reduce the pressure in the well by swabbing and withdrawing the borehole fluid along the tubing string until the bottom-hole pressure decreases from 10 MPa to 3 MPa. The charge is lowered for thermogasochemical effects in the tubing string in the perforation interval. Thermogasochemical effect is carried out under reduced pressure at the bottom. After thermogasochemical exposure, inflow by swabbing is caused. On the column of rods, a pump with a shank and a filter is lowered and installed in the castle support. Launch the well into operation.
В результате дебит скважины возрос с 1 т/сут до 4 т/сут. Применение предложенного способа позволит повысить эффективность воздействия и снизить трудозатраты на обработку.As a result, the flow rate of the well increased from 1 t / day to 4 t / day. The application of the proposed method will improve the effectiveness of the impact and reduce labor costs for processing.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003134942/03A RU2237805C1 (en) | 2003-12-03 | 2003-12-03 | Method for treatment of face-adjacent well zone |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003134942/03A RU2237805C1 (en) | 2003-12-03 | 2003-12-03 | Method for treatment of face-adjacent well zone |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2237805C1 true RU2237805C1 (en) | 2004-10-10 |
Family
ID=33538349
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003134942/03A RU2237805C1 (en) | 2003-12-03 | 2003-12-03 | Method for treatment of face-adjacent well zone |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2237805C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2725415C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
-
2003
- 2003-12-03 RU RU2003134942/03A patent/RU2237805C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2725415C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7240733B2 (en) | Pressure-actuated perforation with automatic fluid circulation for immediate production and removal of debris | |
RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
US3111988A (en) | Method for treating selected formations penetrated by a well | |
RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
US7213648B2 (en) | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris | |
US7059411B2 (en) | Process of using a propellant treatment and continuous foam removal of well debris and apparatus therefore | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
RU2237805C1 (en) | Method for treatment of face-adjacent well zone | |
RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
RU2232263C2 (en) | Method for extracting of high-viscosity oil | |
RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
RU2319831C1 (en) | Method for oil production from low-permeable reservoirs | |
RU2471975C2 (en) | Oil producing well development and operation method | |
RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
US20050045336A1 (en) | Propellant treatment and continuous foam removal of well debris | |
RU2266405C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
RU2543004C1 (en) | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector | |
US2874780A (en) | Oil well process and apparatus | |
RU2781721C1 (en) | Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061204 |