RU2272890C1 - Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas - Google Patents
Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2272890C1 RU2272890C1 RU2004123300/03A RU2004123300A RU2272890C1 RU 2272890 C1 RU2272890 C1 RU 2272890C1 RU 2004123300/03 A RU2004123300/03 A RU 2004123300/03A RU 2004123300 A RU2004123300 A RU 2004123300A RU 2272890 C1 RU2272890 C1 RU 2272890C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wellbore
- well
- casing
- well bore
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lining And Supports For Tunnels (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, более конкретно, может быть использовано при мероприятиях по исключению миграции и потерь газа из продуктивных пластов по заколонному пространству скважин через покрышку залежей.The invention relates to the oil and gas industry and, more specifically, can be used in measures to exclude migration and gas loss from productive formations in the annular space of wells through the cover of deposits.
После ввода скважин в эксплуатацию на газовых месторождениях или газонефтяных, или нефтегазовых, или газонефтеконденсатных или других месторождениях, содержащих в своей продукции попутный газ, выявляют во многих случаях межколонные газопроявления с межпластовыми перетоками и/или грифонами на устье многих скважин.After putting the wells into operation at gas fields or gas-oil, or oil and gas, or gas-oil-condensate or other fields containing associated gas in their products, in many cases intercolumn gas manifestations with interstratal flows and / or griffins at the mouth of many wells are revealed.
Эти газопроявления являются следствием перетоков газа по резьбовым соединениям обсадных колонн через разгерметизированную покрышку залежи, по цементному кольцу в заколонном пространстве, даже если обсадные колонны бывают в ряде случаев зацементированы на всю глубину их спуска.These gas occurrences are the result of gas flows through the threaded joints of the casing strings through the unpressurized cover of the reservoir, along the cement ring in the annulus, even if the casing strings are in some cases cemented to the entire depth of their descent.
В ряде случаев проницаемые пропластки насыщаются газом и в них могут образовываться техногенные скопления газа.In some cases, permeable layers are saturated with gas and technogenic accumulations of gas can form in them.
Все это бывает причиной высокого темпа снижения пластового давления в природной залежи, особенно в начальный период разработки. При разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой происходит неконтролируемое замещение газа нефтью или водой заводнения. Размеры газовой шапки сокращаются без отбора газа, как, например, на Самотлорском месторождении. Это ведет к серьезным нарушениям проектных режимов разработки залежей и безвозвратным потерям газа. Неконтролируемые (неуправляемые) газопроявления в виде грифонов, особенно при газопроявлениях с сероводородом, наносят непоправимый экологический урон.All this is the reason for the high rate of decrease in reservoir pressure in the natural reservoir, especially in the initial period of development. When developing oil fields with a gas cap, uncontrolled substitution of gas by oil or water flooding occurs. The size of the gas cap is reduced without gas extraction, as, for example, at the Samotlor field. This leads to serious violations of the design regimes for the development of deposits and irretrievable gas losses. Uncontrolled (uncontrolled) gas manifestations in the form of griffins, especially during gas manifestations with hydrogen sulfide, cause irreparable environmental damage.
По ряду других месторождений фактическими данными эксплуатации не были подтверждены начальные запасы газа. При этом расхождения достигали значительных величин.For a number of other fields, actual gas reserves were not confirmed by actual production data. In this case, the discrepancies reached significant values.
Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины путем закачки тампонажного материала в заколонное пространство через газоносную часть продуктивного пласта под давлением при стравливании давления в колонне на устье скважины (см., например, патент РФ №2126880, кл. Е 21 В 33/13, 27.02.1999).A known method of restoring the tightness of the annular space of the well by injecting grouting material into the annular space through the gas-bearing part of the reservoir under pressure during pressure relief in the column at the wellhead (see, for example, RF patent No. 2126880, class E 21 B 33/13, 27.02 .1999).
Недостатком известного способа является его низкая эффективность ввиду трудности доставки тампонажного материала в зоны с затрудненным гидродинамическим режимом.The disadvantage of this method is its low efficiency due to the difficulty of delivering grouting material to areas with a difficult hydrodynamic regime.
Все это подтверждает значимость и актуальность решаемой проблемы по предотвращению неконтролируемых перетоков газа через покрышки залежей, разгерметизированных пробуренными скважинами.All this confirms the significance and relevance of the problem being solved to prevent uncontrolled gas flows through the tires of deposits depressurized by drilled wells.
Техническим результатом изобретения является повышение герметичности заколонного пространства скважины за счет исключения влияния на перетоки газа контактных границ, образованных при первичном креплении скважины, и состояния массива в его деформированном и напряженном состоянии в прискважинной зоне, образованных при вскрытиях пласта.The technical result of the invention is to increase the tightness of the annulus of the well due to the exclusion of the influence on the gas flows of the contact boundaries formed during the primary fastening of the well, and the state of the array in its deformed and stressed state in the near-wellbore zone formed during the opening of the formation.
Указанный выше технический результат достигается тем, что способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины залежи, содержащей в своей продукции газ, или газовой залежи заключается в том, что проводят вырезку окна в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта, при этом удаляют участок обсадной колонны, составляющий от 20 до 80% от толщины покрышки, после чего удаляют тампонажный материал в интервале удаляемой обсадной колонны, затем проводят расширение ствола скважины в окне обсадной колонны до диаметра, превышающего зону фильтрации тампонажного материала при первичном тампонировании обсадной колонны и зону остаточных напряжений первичного и вторичного вскрытия покрышки, причем расширение ствола скважины осуществляют поэтапно с увеличением диаметра бурения на каждом этапе не более чем на 10% и обеспечением общего диаметра расширения ствола скважины, превышающего максимальный размер упомянутых зон остаточных напряжений на 10-40%, после чего расширенный участок ствола скважины перекрывают крепью, а его закрепное пространство тампонируют материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям крепи при последующей эксплуатации скважины, а именно нетвердеющим тампонажным материалом, например вязкоупругим составом на основе полиакриламида, или твердеющим тампонажным материалом с добавками упругих частиц, например частиц резины или микросфер с газом.The above technical result is achieved by the fact that the method of restoring the tightness of the annulus of the well of a reservoir containing gas or a gas reservoir consists in cutting a window in the casing in the interval of the overburden of the reservoir, while removing the portion of the casing comprising from 20 to 80% of the thickness of the tire, after which the grouting material is removed in the interval of the removed casing string, then the borehole is expanded in the casing window to a diameter and, exceeding the filtration zone of the grouting material during the initial plugging of the casing and the zone of residual stresses of the primary and secondary opening of the tire, moreover, the expansion of the wellbore is carried out in stages with an increase in the diameter of drilling at each stage by no more than 10% and ensuring the total diameter of the expansion of the wellbore exceeding the maximum size of the mentioned zones of residual stresses is 10-40%, after which the extended section of the wellbore is covered with lining, and its holding space is tampon comfort with a material resistant to dynamic loads and alternating deformations of the lining during subsequent operation of the well, namely a non-hardening grouting material, for example, a viscoelastic composition based on polyacrylamide, or a hardening grouting material with additives of elastic particles, for example rubber particles or microspheres with gas.
Кроме того, в продуктивном пласте может быть создана разгрузочная сеть наклонных и/или горизонтальных каналов, связанная со скважиной, для разгрузки продуктивного пласта со снижением давления газа на покрышку продуктивного пласта.In addition, an unloading network of inclined and / or horizontal channels associated with the well can be created in the reservoir to unload the reservoir with a decrease in gas pressure on the reservoir cover.
После расширения ствола скважины может быть проведен дополнительный контроль наличия напряжений в стенках скважины и, если они появились, проводят дополнительное бурение для расширения ствола скважины на величину не менее вновь возникшей зоны напряжений, причем бурение ведут в режиме со снижающейся нагрузкой.After the expansion of the wellbore, additional monitoring of the presence of stresses in the walls of the well can be carried out and, if they appear, additional drilling is carried out to expand the wellbore by the value of at least the newly created stress zone, and drilling is carried out in a mode with a reduced load.
В ходе проведенного исследования было установлено, что поскольку газ имеет более высокую проникающую способность, чем, например, вода, то и мероприятия при его изоляции должны быть отличными от изоляции водопроявлений в скважине. При этом все существующие мероприятия по изоляции газопроявлений не исключают последствий некачественного первичного цементирования, а лишь наслаиваются на это цементирование. Поэтому все границы контактов, а именно: контакты породы с цементным камнем и цементного камня с обсадной колонной остаются проводящими, особенно при знакопеременных нагрузках и при изменении рода нагрузок (нагрузка или разгрузка), обусловленных повышением или снижением давления при эксплуатации скважины. Зоны остаточных напряжений в массиве породы с необратимыми ее деформациями являются именно для газа особо проводящими. Эти зоны образуются при передаче на массив породы нагрузок во время бурения, перфорации, разгрузки скважины при ее освоении, мероприятий по усилению добычи флюида продуктивного пласта и пр. Во время цементирования эти зоны ввиду низкой проникающей способности тампонажных материалов остаются неизолированными или плохо изолированными. Поэтому с началом эксплуатации или через некоторое время эксплуатации скважины зоны остаточных напряжений с необратимыми деформациями породы становятся каналами перетока газа.In the course of the study, it was found that since the gas has a higher penetrating ability than, for example, water, the measures for its isolation should be different from the isolation of water manifestations in the well. Moreover, all existing measures to isolate gas showings do not exclude the consequences of poor-quality primary cementing, but only overlap this cementing. Therefore, all the boundaries of the contacts, namely: the contacts of the rock with cement stone and cement stone with the casing remain conductive, especially with alternating loads and with a change in the type of load (load or unloading) due to an increase or decrease in pressure during well operation. The zones of residual stresses in the rock mass with its irreversible deformations are especially conductive for gas. These zones are formed when loads are transferred to the rock massif during drilling, perforation, unloading of the well during its development, measures to enhance the production of fluid in the reservoir, etc. During cementing, these zones remain uninsulated or poorly insulated due to the low penetrating power of the grouting materials. Therefore, with the start of operation or after some time of well operation, the zones of residual stresses with irreversible deformations of the rock become channels of gas flow.
Важной особенностью описываемого способа является не наслоение изоляционных слоев на многочисленные предшествующие изоляционные слои, умножающие контактные зоны и их границы, а устранение самой среды с этими контактными зонами, зонами необратимых деформаций породы и напряженного состояния массива, потенциально опасного для развития необратимых деформаций породы при малейших механических или термических нагрузках на эти породы при эксплуатации скважины. Размеры этих зон определяют на основе сейсмических объемных или акустических, например, широкополосных исследований. Для реализации данного способа могут быть использованы исследования, которые проводились ранее в данной скважине как геофизические исследования геологического разреза, при этом результаты исследований интерпретируются под данное назначение. В то же время указанные выше исследования могут быть проведены специально на различных этапах реализации описываемого способа, например через обсадную колонну, после удаления участка обсадной колонны или после расширения открытого ствола. При этом в открытом стволе определяют зоны деформаций породы в прискважинной зоне, зоны объемного напряженного состояния породы, потенциально опасные по необратимым деформациям при последующей эксплуатации скважины. При этом по полученным результатам исследований выбирают оптимальный шаг расширения скважины, при котором отмечают минимальное объемное напряженное состояние массива в ближней зоне от ствола расширяемой скважины. После этого выбирают необходимое количество шагов расширения до достижения необходимого диаметра.An important feature of the described method is not the layering of insulating layers on the numerous previous insulating layers that multiply contact zones and their boundaries, but the elimination of the medium itself with these contact zones, zones of irreversible deformation of the rock and the stress state of the array, which is potentially dangerous for the development of irreversible deformation of the rock at the slightest mechanical or thermal stresses on these rocks during well operation. The sizes of these zones are determined on the basis of seismic volumetric or acoustic, for example, broadband studies. To implement this method, studies that were previously conducted in this well as geophysical studies of a geological section can be used, while the results of the studies are interpreted for this purpose. At the same time, the above studies can be carried out specifically at various stages of the implementation of the described method, for example, through a casing string, after removing a section of the casing string, or after expanding an open hole. In this case, zones of rock deformations in the near-wellbore zone, zones of volumetric stress state of the rock, potentially dangerous by irreversible deformations during subsequent operation of the well, are determined in the open hole. At the same time, according to the research results, the optimal step of well expansion is chosen, at which the minimum volumetric stress state of the array in the near zone from the well being expanded is noted. After that, select the necessary number of expansion steps to achieve the required diameter.
Проведенный анализ результатов исследований позволил определить значения и диапазоны значений, характеризующих изобретение по удалению участка обсадной колонны в объеме от 20 до 80% от толщины покрышки, необходимость поэтапного расширения ствола скважины с увеличением диаметра бурения на каждом этапе не более чем на 10% и обеспечение общего диаметра расширения ствола скважины, превышающего максимальный размер зон остаточных напряжений на 10 - 40%.The analysis of the research results allowed us to determine the values and ranges of values characterizing the invention for removing a section of the casing string in a volume of from 20 to 80% of the thickness of the tire, the need for phased expansion of the wellbore with an increase in the diameter of drilling at each stage by no more than 10% and ensuring overall the diameter of the expansion of the wellbore, exceeding the maximum size of the zones of residual stresses by 10 - 40%.
После проведения описанных выше мероприятий в покрышке продуктивного пласта этот участок перекрывают крепью, закрепное пространство которой тампонируют материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям крепи при последующей эксплуатации скважины, например нетвердеющим тампонажным материалом. В качестве нетвердеющего тампонажного материала применяют, например, вязкоупругий состав на основе полиакриламида или гипана или латекса природного или синтетического.After carrying out the measures described above in the cover of the reservoir, this area is covered with a lining, the fixing space of which is plugged with a material resistant to dynamic loads and alternating deformation of the lining during subsequent operation of the well, for example, non-hardening grouting material. As a non-hardening grouting material, for example, a viscoelastic composition based on polyacrylamide or hypane or natural or synthetic latex is used.
В этом случае давление газа используют на увеличение герметичности заколонного пространства за счет неньютоновских свойств вязкоупругого состава.In this case, the gas pressure is used to increase the tightness of the annular space due to the non-Newtonian properties of the viscoelastic composition.
Может быть применен и твердеющий тампонажный материал, но с добавками частиц из упругого материала, например частиц резины или микросфер с газом.A hardening grouting material can also be used, but with the addition of particles of elastic material, for example rubber particles or microspheres with gas.
Особенностью способа с применением нетвердеющего тампонажного материала является возможность извлечения крепи при необходимости ремонта скважины и осуществление повторных изоляционных работ по той же технологии или с ее модификацией в зависимости от характера полученных осложнений в скважине.A feature of the method using non-hardening grouting material is the ability to remove the lining if necessary to repair the well and the implementation of repeated insulation work using the same technology or with its modification depending on the nature of the complications obtained in the well.
Существенным резервом повышения эффективности способа, его оптимизацией является не только ликвидация возможных каналов перетока через покрышку, но и уменьшение действующего давления со стороны продуктивного пласта на эту покрышку. Для этого в продуктивном пласте создают разгрузочную сеть наклонных и/или горизонтальных каналов, связанную со скважиной, для разгрузки продуктивного пласта со снижением давления газа на покрышку продуктивного пласта до давления, например, на 10-30% ниже предшествующего пластового давления, при котором были отмечены заколонные газопроявления.A significant reserve for increasing the efficiency of the method, its optimization is not only the elimination of possible flow channels through the tire, but also the reduction of the effective pressure from the reservoir on this tire. To do this, create an unloading network of inclined and / or horizontal channels in the reservoir, associated with the well, to unload the reservoir with a decrease in gas pressure on the reservoir cover to a pressure, for example, 10-30% lower than the previous reservoir pressure, at which annular gas shows.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В скважине выявляют характер заколонных газопроявлений. При этом отмечают характер изменения газопроявлений в зависимости от режима работы скважины, режима разгрузки продуктивного пласта через ствол скважины. Анализируют геологические и технологические условия проводки скважины. Анализируют степень совершенства первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта. По ранее проведенным геофизическим данным оценивают напряженное состояние массива в прискважинной зоне. Если геофизических данных недостаточно, осуществляют дополнительные геофизические исследования. Выявляют характер заколонных перетоков газа и зоны этих перетоков. Для этого используют, например, газовые радиоактивные индикаторы.In the well, the nature of annular gas shows is revealed. At the same time, the nature of the change in gas manifestations is noted depending on the mode of operation of the well, the mode of unloading of the reservoir through the wellbore. Analyze the geological and technological conditions of the well. Analyze the degree of perfection of the primary and secondary opening of the reservoir. According to previously conducted geophysical data, the stress state of the massif in the near-well zone is estimated. If there are not enough geophysical data, additional geophysical studies are carried out. The nature of annular gas flows and the zones of these flows are revealed. To do this, use, for example, gas radioactive indicators.
В интервале покрышки продуктивного пласта выбирают наиболее плотные породы. Осуществляют вырезку окна в обсадной колонне против плотных пород. В зависимости от характера газопроявлений, их места в заколонном пространстве (по цементному кольцу или прилегающему массиву пород) удаляют участок обсадной колонны в диапазоне от 20 до 80% от толщины покрышки. Колонну удаляют, например, ее фрезерованием с применением типовых фрезеров. При этом полностью удаляют тампонажный материал в интервале удаляемой обсадной колонны. После этого расширяют ствол скважины в окне обсадной колонны до диаметра, превышающего зону фильтрации тампонажного материала при первичном тампонировании обсадной колонны и зону остаточных напряжений первичного и вторичного вскрытия покрышки. Расширение ствола скважины осуществляют не сразу конечным диаметром. Поскольку такое расширение требует больших энергозатрат и может явиться причиной сопутствующих неблагоприятных факторов, ведущих к формированию новых зон остаточных деформаций в прискважинной зоне, проводят поэтапное увеличение диаметра, при этом на каждом этапе расширения увеличивают диаметр ствола скважины не более чем на 10%. Общий диаметр расширения ствола скважины обеспечивают таким, чтобы он превышал максимальный размер упомянутых зон остаточных напряжений на 10-40%. После этого расширенный участок ствола скважины перекрывают крепью. Закрепное пространство тампонируют, например, вязкоупругим тампонажным материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям крепи при последующей эксплуатации скважины.In the interval of the tire of the reservoir, the most dense rocks are selected. Carve a window in the casing against the dense rocks. Depending on the nature of the gas manifestations, their place in the annulus (along the cement ring or adjacent rock mass), a section of the casing string in the range from 20 to 80% of the tire thickness is removed. The column is removed, for example, by milling it using typical milling cutters. This completely removes the grouting material in the range of the removed casing string. After that, the borehole in the casing window is expanded to a diameter exceeding the filtration zone of the grouting material during the initial plugging of the casing and the zone of residual stresses of the primary and secondary opening of the tire. The expansion of the wellbore is not carried out immediately by the final diameter. Since this expansion requires large energy costs and can cause concomitant adverse factors leading to the formation of new zones of residual deformations in the near-wellbore zone, a gradual increase in diameter is carried out, while at each stage of expansion, the diameter of the wellbore is increased by no more than 10%. The total diameter of the expansion of the wellbore is provided so that it exceeds the maximum size of the mentioned zones of residual stresses by 10-40%. After that, the extended section of the wellbore is covered with lining. The fastening space is plugged, for example, with viscoelastic grouting material, resistant to dynamic loads and alternating deformation of the lining during subsequent operation of the well.
Возможен, как указывалось выше, вариант заполнения участка скважины в зоне ее расширения нетвердеющим тампонажным материалом. После этого в этот участок скважины спускают крепь. Из внутренней полости крепи удаляют тампонажный материал. При этом этот же материал остается в закрепном пространстве. После выдержки скважины для формирования (созревания) структуры, например нетвердеющего тампонажного материала, создаются условия газодинамического затвора в затрубном пространстве, когда все потенциальные контакные границы, зоны деформаций и потенциально опасные зоны напряженного состояния массива породы удалены, а давление газа используют на увеличение герметичности заколонного пространства за счет неньютоновских свойств вязкоупругого состава.It is possible, as indicated above, the option of filling the well section in the zone of its expansion with non-hardening grouting material. After that, the lining is lowered into this section of the well. Grouting material is removed from the inner lining of the lining. At the same time, the same material remains in the fixed space. After holding the well to form (mature) a structure, for example, a non-hardening grouting material, conditions for a gas-dynamic shutter in the annulus are created when all potential contact boundaries, deformation zones, and potentially dangerous zones of stress state of the rock mass are removed, and gas pressure is used to increase the tightness of the annulus due to the non-Newtonian properties of the viscoelastic composition.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004123300/03A RU2272890C1 (en) | 2004-07-30 | 2004-07-30 | Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004123300/03A RU2272890C1 (en) | 2004-07-30 | 2004-07-30 | Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004123300A RU2004123300A (en) | 2006-01-27 |
| RU2272890C1 true RU2272890C1 (en) | 2006-03-27 |
Family
ID=36047302
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004123300/03A RU2272890C1 (en) | 2004-07-30 | 2004-07-30 | Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2272890C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2516670C1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well repair at isolation of behind--casing flows |
| RU2550116C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-05-10 | Наталья Владимировна Самсоненко | Method for eliminating behind-casing flows and inter-casing pressure in oil and gas wells |
| RU2702455C1 (en) * | 2018-10-26 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for elimination of fluid crossflows in a well |
| RU2775849C1 (en) * | 2021-12-07 | 2022-07-11 | Александр Михайлович Свалов | Method for increasing tightness of annular space of oil and gas wells (options) |
-
2004
- 2004-07-30 RU RU2004123300/03A patent/RU2272890C1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2516670C1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well repair at isolation of behind--casing flows |
| RU2550116C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-05-10 | Наталья Владимировна Самсоненко | Method for eliminating behind-casing flows and inter-casing pressure in oil and gas wells |
| RU2702455C1 (en) * | 2018-10-26 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for elimination of fluid crossflows in a well |
| RU2775849C1 (en) * | 2021-12-07 | 2022-07-11 | Александр Михайлович Свалов | Method for increasing tightness of annular space of oil and gas wells (options) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004123300A (en) | 2006-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106223922B (en) | Shale gas horizontal well proppant intra-seam shielding temporary plugging staged fracturing process | |
| CN109763804B (en) | Staged temporary plugging fracturing method for horizontal well | |
| RU2359115C2 (en) | Control by several azimuths by vertical cracks, appearing at hydraulic fracturing in friable or slightly cemented sediments | |
| US9771784B2 (en) | Method for re-stimulating wells with hydraulic fractures | |
| US20120292031A1 (en) | Hydraulic fracturing methods and well casing plugs | |
| RU2010111774A (en) | METHOD FOR FINISHING WELLS IN LOW-PERMEABLE OIL AND GAS COLLECTORS | |
| RU2324811C1 (en) | Method of well productivity improvement (versions) | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| Behrmann et al. | New underbalanced perforating technique increases completion efficiency and eliminates costly acid stimulation | |
| CN110529089B (en) | Repeated fracturing method for open hole horizontal well | |
| Yuan et al. | Technical difficulties in the cementing of horizontal shale gas wells in Weiyuan block and the countermeasures | |
| WO2020172074A1 (en) | Flow management in existing wells during adjacent well hydraulic fracturing | |
| Weirich et al. | Frac packing: best practices and lessons learned from more than 600 operations | |
| Miao et al. | Development status and prospect of staged fracturing technology in horizontal wells | |
| Raffn et al. | Case histories of improved horizontal well cleanup and sweep efficiency with nozzle based inflow control devices (ICD) in sandstone and carbonate reservoirs | |
| RU2272890C1 (en) | Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| Akhtar et al. | Swelling elastomer applications in oil and gas industry | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| Bist et al. | Diverting agents in the oil and gas industry: A comprehensive analysis of their origins, types, and applications | |
| van Batenburg et al. | New Techniques for Hydraulic Fracturing in the Hassi Messaoud Field | |
| Sarvaramini et al. | Factors affecting the conformity of multi-cluster hydraulic fracture height and length using the plug-perf system-a case study in Kaybob Duvernay source rocks | |
| Rahim et al. | Evaluation and Selection of Stimulation Methods in Horizontal Gas Wells for Production Optimization Using Numerical Modeling of Well Performances | |
| US3557874A (en) | Method of drilling and completing a gas well | |
| RU2570178C1 (en) | Method of production string sealing |