RU2261991C1 - Well bottom zone treatment method - Google Patents

Well bottom zone treatment method Download PDF

Info

Publication number
RU2261991C1
RU2261991C1 RU2004130008/03A RU2004130008A RU2261991C1 RU 2261991 C1 RU2261991 C1 RU 2261991C1 RU 2004130008/03 A RU2004130008/03 A RU 2004130008/03A RU 2004130008 A RU2004130008 A RU 2004130008A RU 2261991 C1 RU2261991 C1 RU 2261991C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
flexible
coiled tubing
oil
pipes
Prior art date
Application number
RU2004130008/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Н.Г. Ибрагимов (RU)
Н.Г. Ибрагимов
Е.Г. Кормишин (RU)
Е.Г. Кормишин
В.С. Исаков (RU)
В.С. Исаков
Г.Н. Шариков (RU)
Г.Н. Шариков
И.З. Чупикова (RU)
И.З. Чупикова
Л.И. Торикова (RU)
Л.И. Торикова
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2004130008/03A priority Critical patent/RU2261991C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2261991C1 publication Critical patent/RU2261991C1/en

Links

Landscapes

  • Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)

Abstract

FIELD: oil industry, particularly for stimulating production.
SUBSTANCE: method for treating bottom zone of well provided with tubing string involves performing lowering of flexible extremeline elongated pipes of coiled tubing plant; injecting light-gravity oil in well and to bottom zone; moving flexible extremeline elongated pipes of coiled tubing plant to well bottom; continuing oil injection up to full well-killing fluid substitution for oil; lifting lower ends of flexible extremeline elongated pipes up to reaching production bed roof; sealing well; injecting 0.5-1.5 m3 of hydrochloric acid solution into bottom zone through flexible extremeline elongated pipes of coiled tubing plant; lowering ends of flexible extremeline elongated pipes of coiled tubing plant for 0.8-1.2 m and injecting 0.5-1.5 m3 of hydrochloric acid solution; continuing lowering and injection operations up to reaching production bed bottom; lifting lower ends of flexible extremeline elongated pipes of coiled tubing plant for height equal to half of well height and leaving the extremeline elongated pipes as they are for 2-3 hours; gradually lowering flexible extremeline elongated pipes of coiled tubing plant up to reaching well bottom and injecting oil simultaneously with well fluid extraction through hole annuity; flushing well with oil; removing flexible extremeline elongated pipes of coiled tubing plant from the well and closing hole annuity; performing setup operations and bringing well into operation.
EFFECT: increased well debit.
1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the processing of the bottom-hole zone of a well.

Известен способ ликвидации, консервации скважины в условиях аномально низкого пластового давления, включающий установку изоляционного моста, ожидание затвердения цемента, испытание моста и заключительные работы по ликвидации, консервации скважины. В скважину без предварительного ее глушения в насосно-компрессорные трубы спускают длинномерные безмуфтовые гибкие трубы колтюбинговой установки, в интервале искусственный забой - эксплуатационный пакер устанавливают изоляционный мост в условиях равновесия забойного и пластового давления, проводят ожидание затвердения цемента и испытание моста, после чего отсоединяют насосно-компрессорные трубы от эксплуатационного пакера, извлекают их на поверхность и проводят заключительные работы по ликвидации, консервации скважины (заявка на изобретение №2001128133, опубл.2004.02.20).A known method of liquidation, conservation of wells in conditions of abnormally low reservoir pressure, including the installation of an insulating bridge, waiting for cement to harden, testing the bridge and the final work on liquidation, conservation of the well. Long without clutching tubing into the well, the long, sleeveless flexible pipes of the coiled tubing unit are lowered, in the interval of artificial slaughter - the production packer, an insulating bridge is installed under equilibrium of the bottomhole and reservoir pressure, cement is hardened and the bridge is tested, after which the pump compressor pipes from the production packer, extract them to the surface and carry out the final work on liquidation, well preservation (application for zobretenie №2001128133, opubl.2004.02.20).

Известный способ предусматривает размещение длинномерных безмуфтовых гибких труб колтюбинговой установки внутри колонны насосно-компрессорных труб, что накладывает ограничения по возможностям способа.The known method involves the placement of long clutchless flexible pipes coiled tubing installation inside the tubing string, which imposes limitations on the capabilities of the method.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб и пакером в условиях аномально низкого пластового давления, включающий определение интервала изоляционных работ, установку изоляционного моста, ожидание затвердения цемента и запуск скважины в работу. После определения интервала изоляционных работ колонну насосно-компрессорных труб перфорируют спецотверстиями над кровлей изоляционного моста, в скважину без предварительного ее глушения спускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и через них при закрытой скважине закачивают на забой вязкую жидкость, определяют объем водоизоляционного раствора по объему вязкой жидкости по достижению ею спецотверстий, проводят продувку скважины до полного выноса вязкой жидкости, после чего закачкой водоизоляционного раствора проводят установку изоляционного моста на уровне спецотверстий, поднимают из скважины гибкие трубы, проводят ожидание затвердения цементного раствора и запускают скважину в работу (Заявка на изобретение №2001133624/03, опубл. 2003.08.20 - прототип).Closest to the invention, the technical essence is a method for treating a bottomhole zone of a well equipped with a tubing string and a packer under conditions of abnormally low reservoir pressure, including determining the interval of insulation work, installing an insulation bridge, waiting for cement to harden, and putting the well into operation. After determining the interval of insulation work, the tubing string is perforated with special holes above the roof of the insulation bridge, flexible couplingless long pipes of the coiled tubing unit are lowered into the well without preliminary killing, and a viscous fluid is pumped into the bottomhole when the well is closed, the volume of the waterproofing solution is determined by the volume of viscous fluid upon reaching her special holes, they purge the well until the viscous fluid is completely removed, after which it is pumped with a waterproofing creates carried installation insulating bridge at spetsotversty, raised from the well flexible tubes, waiting is carried hardening grout in the borehole and run job (Application for invention №2001133624 / 03, published 2003.08.20 -. prototype).

Размещение длинномерных безмуфтовых гибких труб колтюбинговой установки вне колонны насосно-компрессорных труб расширяет возможности способа, однако данный способ не позволяет с достаточной эффективностью повышать продуктивность скважины.The placement of long clutchless flexible pipes of the coiled tubing unit outside the tubing string expands the possibilities of the method, however, this method does not allow increasing the well productivity with sufficient efficiency.

В предложенном изобретении решается задача повышения продуктивности скважины.The proposed invention solves the problem of increasing well productivity.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающем спуск по межтрубному пространству гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и через них закачку на забой технологических жидкостей, подъем из скважины гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки, проведение технологической выдержки и запуск скважины в работу, согласно изобретению при спуске по межтрубному пространству через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки одновременно закачивают легкую нефть, продвигают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины, заполняют скважину нефтью, поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта, в качестве технологической жидкости используют 10-15%-ный раствор соляной кислоты, закачивают в призабойную зону 0,5-1,5 м3 раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки, спускают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м, закачивают в призабойную зону через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки 0,5-1,5 м3 раствора соляной кислоты, продолжают спуск и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта, поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины, проводят технологическую выдержку в течение 2-3 час, постепенно опускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачивают нефть, промывают скважину нефтью через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки с отбором нефти по межтрубному пространству, извлекают из скважины гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и закрывают межтрубное пространство.The problem is solved in that in a method for processing a bottom-hole zone of a well equipped with a tubing string, including descent of flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing installation through the annulus and pumping of process fluids to the bottom of the well, lifting of flexible sleeveless long pipe coiled tubing from the well, conducting technological exposure and the launch of the well into operation, according to the invention when descending along the annulus through flexible sleeveless long pipes of an oltubing unit simultaneously pump light oil, pushing flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing unit to the bottom of the well, filling the well with oil, raising the bottom of flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing unit to the roof of the reservoir, using a 10-15% hydrochloric acid solution as a process fluid, pumped into the bottom zone of 0.5-1.5 m 3 N hydrochloric acid solution through flexible flush-joint pipe coiled tubing unit, lowered bottom flexible flush-joint length numbered tubes coiled tubing unit at 0.8-1.2 m, is pumped into the bottom zone via the flexible flush-joint pipe coiled tubing unit 0.5-1.5 m 3 N hydrochloric acid solution, and continue to descend until the download of the producing formation of the sole, rear bottom flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing installation in the middle of the well, hold technological exposure for 2-3 hours, gradually lower flexible couplingless long pipes of a coiled tubing installation to the bottom of the well and at the same time pump oil yvayut oil well through coiled flush-joint pipe coiled tubing unit with selection of oil through the annulus, is recovered from the wellbore flexible flush-joint pipe and coiled tubing unit is closed annular space.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При ремонтных работах в скважине весьма трудоемкой и дорогостоящей операцией является спуск и подъем колонны насосно-компрессорных труб. Применение гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки позволяет их спускать по межтрубному пространству, т.е. по пространству между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, и закачивать на забой технологические жидкости без подъема из скважины колонны насосно-компрессорных труб. Тем самым экономится время и средства. Однако существующие способы обработки призабойной зоны скважины с использованием гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки далеки от совершенства и не приводят к существенному повышению продуктивности скважины. В предложенном способе решается задача повышения продуктивности скважины. Задача решается следующим образом.During repair work in the well, a very laborious and expensive operation is the descent and lifting of the tubing string. The use of flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing unit allows them to be lowered along the annular space, i.e. the space between the casing string and the tubing string, and pump technological fluids to the bottom without lifting tubing string from the well. This saves time and money. However, existing methods for processing the bottom-hole zone of a well using flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing installation are far from perfect and do not lead to a significant increase in well productivity. The proposed method solves the problem of increasing well productivity. The problem is solved as follows.

При обработке призабойной зоны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб по межтрубному пространству ведут спуск гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки. С самого начала через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки закачивают в скважину и на забой легкую нефть. Как правило, скважина перед ремонтом не заглушена, а уровень жидкости в скважине невысок. Закачка нефти способствует заполнению скважины жидкостью. Продвигают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до забоя скважины. Прокачка нефти продолжается все время пока происходит спуск трубы и прекращается при дохождении трубы до забоя. При этом отбор жидкости из скважины ведут через межтрубное пространство. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта. Закрывают скважину. Закачивают в призабойную зону 0,5-1,5 м3 раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки. Спускают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8 -1,2 м и закачивают 0,5-1,5 м3 раствора соляной кислоты на 1 м перфорированной мощности. Продолжают спуск и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проводят технологическую выдержку в течение 2-3 час. Постепенно опускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до забоя скважины и одновременно закачивают нефть с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство. Промывают скважину нефтью. Извлекают из скважины гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и закрывают межтрубное пространство. Проводят подготовительно-заключительные работы и запускают скважину в работу.When processing the bottom-hole zone of a well equipped with a tubing string along the annulus, the flexible, sleeveless, long pipes of the coiled tubing are lowered. From the very beginning, through the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing unit, light oil is pumped into the well and into the bottom hole. As a rule, the well is not plugged before repair, and the liquid level in the well is low. Oil injection helps to fill the well with fluid. Advance flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing installation to the bottom of the well. Oil pumping continues all the time while the pipe is being lowered and stops when the pipe reaches the bottom. In this case, the fluid is taken from the well through the annulus. Raise the bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation to the roof of the reservoir. Close the well. 0.5-1.5 m 3 hydrochloric acid solution is pumped into the bottomhole zone through flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing installation. The bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation is lowered by 0.8-1.2 m and 0.5-1.5 m 3 of hydrochloric acid solution is injected per 1 m of perforated power. Descent and injection continue until the bottom of the reservoir is reached. The bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation is raised to the middle of the well and technological exposure is carried out for 2-3 hours. Flexible long sleeve couplings of the coiled tubing installation are gradually lowered to the bottom of the well and at the same time oil is pumped with the selection of the borehole fluid through the annulus. The well is washed with oil. The flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation are removed from the well and the annulus is closed. They carry out preparatory and final works and put the well into operation.

Объем, концентрация раствора соляной кислоты и продолжительность технологической выдержки определены как оптимальные исходя из практики работ. Промывка нефтью способствует увеличению продуктивности скважины. Пример конкретного выполнения способа.The volume, concentration of hydrochloric acid solution and the duration of technological exposure are determined as optimal based on the practice. Oil flushing helps to increase well productivity. An example of a specific implementation of the method.

Проводят ремонтные работы в нефтедобывающей скважине глубиной 1180 м. Скважина оборудована колонной насосно-компрессорных труб диметром 73 мм. Диаметр обсадной колонны составляет 146 мм. По межтрубному пространству ведут спуск гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки диаметром 25,4 мм. С самого начала через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки закачивают в скважину и на забой легкую нефть вязкостью 3-4 сП·с. Уровень жидкости в скважине находится на глубине 600 м. Продвигают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до забоя скважины. Закачку нефти продолжают в объеме 50 м3. При этом происходит полная замена скважинной жидкости на нефть. Отбор жидкости из скважины ведут через межтрубное пространство.Repair work is being carried out in an oil producing well with a depth of 1180 m. The well is equipped with a tubing string with a diameter of 73 mm. The diameter of the casing string is 146 mm. The annular flexible couplingless long pipes of a coiled tubing installation with a diameter of 25.4 mm are run along the annulus. From the very beginning, through the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing unit, light oil with a viscosity of 3-4 cP · s is pumped into the well and downhole. The liquid level in the well is at a depth of 600 m. The flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation are promoted to the bottom of the well. Oil injection is continued in a volume of 50 m 3 . In this case, the well is completely replaced with oil. The selection of fluid from the well through the annulus.

Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта на глубину 1123 м. Закрывают скважину. Закачивают в призабойную зону 1 м3 12%-ного раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки. Спускают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 1 м и закачивают 1 м3 12%-ного раствора соляной кислоты. Продолжают спуск и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта на глубине 1131 м. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины на глубину 590 м и проводят технологическую выдержку в течение 3 час. Постепенно опускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачивают нефть с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство. Промывают скважину нефтью. Извлекают из скважины гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и закрывают межтрубное пространство. Проводят подготовительно-заключительные работы и запускают скважину в работу. В результате проведенных работ дебит скважины возрос с 2,4 до 4,0 т/сут.Raise the bottom of flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation to the roof of the reservoir to a depth of 1123 m. Close the well. 1 m 3 of a 12% hydrochloric acid solution is pumped into the bottomhole zone through flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing installation. The bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation is lowered by 1 m and 1 m 3 of a 12% hydrochloric acid solution is pumped. The descent and injection are continued until the bottom of the reservoir is reached at a depth of 1131 m. The bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation is raised to the middle of the well to a depth of 590 m and the process is held for 3 hours. The flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation are gradually lowered to the bottom of the well and oil is simultaneously pumped with the selection of the well fluid through the annulus. The well is washed with oil. The flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation are removed from the well and the annulus is closed. They carry out preparatory and final works and put the well into operation. As a result of the work, the flow rate of the well increased from 2.4 to 4.0 tons / day.

Применение предложенного способа позволит снизить трудозатраты на спуск и подъем колонны насосно-компрессорных труб и повысить продуктивность скважины.Application of the proposed method will reduce labor costs for the descent and rise of the tubing string and increase well productivity.

Claims (1)

Способ обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающий спуск по межтрубному пространству гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и через них закачку на забой технологических жидкостей, подъем из скважины гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки, проведение технологической выдержки и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что при спуске по межтрубному пространству через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки одновременно закачивают легкую нефть, продвигают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины, заполняют скважину нефтью, поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта, в качестве технологической жидкости используют 10-15%-ный раствор соляной кислоты, закачивают в призабойную зону 0,5-1,5 м3 раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки, спускают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8 -1,2 м, закачивают в призабойную зону через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки 0,5-1,5 м3 раствора соляной кислоты, продолжают спуск и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта, поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины, проводят технологическую выдержку в течение 2-3 ч, постепенно опускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачивают нефть, промывают скважину нефтью через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки с отбором нефти по межтрубному пространству, извлекают из скважины гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и закрывают межтрубное пространство.A method of treating a bottom hole zone of a well equipped with a tubing string, including lowering flexible collarless long pipes of a coiled tubing installation through the annulus and injecting process fluids into the bottom face, lifting flexible coiled tubing long flexible collarless pipes from the well, holding the process and putting the well into work, characterized in that when descending along the annulus through flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation light oil is pumped in advance, the flexible flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation are advanced to the bottom of the well, the well is filled with oil, the bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation is raised to the top of the reservoir, 10-15% hydrochloric acid solution is used as a process fluid, pumped into bottom zone 0.5-1.5 m 3 N hydrochloric acid solution through flexible flush-joint pipe coiled tubing unit, lowered bottom flexible flush-joint pipe coiled tubing Fitting minutes at -1.2 0.8 m, is pumped into the bottom zone via the flexible flush-joint pipe coiled tubing unit 0.5-1.5 m 3 N hydrochloric acid solution, and continue to descend until the download of the producing formation of the sole, rear bottom flush-joint flexible lengthy pipes of a coiled tubing installation in the middle of the well, hold technological exposure for 2-3 hours, gradually flexible flexible sleeveless pipes of a coiled tubing installation are gradually lowered to the bottom of the well and at the same time pump oil, wash the well with oil through flexible collarless long pipes of a coiled tubing unit with oil extraction along the annulus, retrieve flexible couplingless long pipes of a coiled tubing installation and cover the annular space.
RU2004130008/03A 2004-10-12 2004-10-12 Well bottom zone treatment method RU2261991C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004130008/03A RU2261991C1 (en) 2004-10-12 2004-10-12 Well bottom zone treatment method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004130008/03A RU2261991C1 (en) 2004-10-12 2004-10-12 Well bottom zone treatment method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2261991C1 true RU2261991C1 (en) 2005-10-10

Family

ID=35851273

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004130008/03A RU2261991C1 (en) 2004-10-12 2004-10-12 Well bottom zone treatment method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2261991C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459948C1 (en) * 2011-03-14 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Газпром" Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions)
RU2490442C1 (en) * 2012-10-04 2013-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for well completion
RU2541986C1 (en) * 2014-04-28 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well completion method
RU2588108C1 (en) * 2015-10-05 2016-06-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Horizontal well completion method

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459948C1 (en) * 2011-03-14 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Газпром" Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions)
RU2490442C1 (en) * 2012-10-04 2013-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for well completion
RU2541986C1 (en) * 2014-04-28 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well completion method
RU2588108C1 (en) * 2015-10-05 2016-06-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Horizontal well completion method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2490442C1 (en) Method for well completion
RU2318999C1 (en) Method for horizontal well bottom zone interval treatment
RU2363839C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposits
RU2483209C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2354803C1 (en) Method for well repair
RU2570157C1 (en) Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well
RU2581589C1 (en) Method for development of multi-hole branched horizontal well
RU2288356C1 (en) Method for processing bottomhole zone of horizontal well
RU2398104C2 (en) Method for development of high-viscosity oil deposits
RU2261991C1 (en) Well bottom zone treatment method
RU2441979C1 (en) Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil
RU2441975C1 (en) Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells
RU2564312C1 (en) Method of deposit hydraulic fracturing in well
RU2516062C1 (en) Construction finishing method for horizontal producer
RU2232263C2 (en) Method for extracting of high-viscosity oil
RU2560018C1 (en) Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well
RU2397313C1 (en) Procedure for repair of annulus space of string borehole with two exposed formations
RU2582363C1 (en) Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor
RU2564316C1 (en) Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing
RU2534555C1 (en) Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells
RU2354802C1 (en) Method for well repair
RU2266405C1 (en) Well bottom zone treatment method
RU2790626C1 (en) Hydraulic fracturing method with production and injection wells
RU55869U1 (en) DEVICE FOR CLEANING A WELL AFTER HYDRAULIC FRACTURE

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20061013

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20071210