RU2534262C1 - Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины - Google Patents
Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2534262C1 RU2534262C1 RU2013127737/03A RU2013127737A RU2534262C1 RU 2534262 C1 RU2534262 C1 RU 2534262C1 RU 2013127737/03 A RU2013127737/03 A RU 2013127737/03A RU 2013127737 A RU2013127737 A RU 2013127737A RU 2534262 C1 RU2534262 C1 RU 2534262C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- gas
- washed
- zone
- treated
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны террогенных пластов нефтегазовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления АНПД. Технический результат - повышение надежности перекрытия продуктивных обрабатываемых пластов при поинтервальной кислотной обработке каждого из них с одновременным снижением стоимости ремонтных работ. В способе поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины, снабженной лифтовой колонной, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта намывают песчаную пробку. Оставляют намытую песчаную пробку на период удаления из нее влаги. После чего в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают кислотный состав. Продавливают с помощью инертного газа кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны. Оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта. Вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта. Удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки. Доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и указанные выше операции кислотной обработки повторяют для среднего интервала пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и указанные выше операции кислотной обработки повторяют для нижнего интервала пласта. Промывают ствол газовой скважины до забоя, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Отрабатывают газовую скважину на факел. 3 пр., 3 ил.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны террогенных пластов газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД), в частности, с помощью гибкой трубы (ГТ) колтюбинговой установки.
Газоконденсатные месторождения Западной Сибири относятся к многопластовым месторождениям, которые сложены терригенными отложениями, имеющими различную проницаемость. При кислотной обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) таких месторождений кислота преимущественно попадает в наиболее дренированные и высокопроницаемые интервалы. Вследствие этого остальные более низкопроницаемые пласты остаются не обработанными. Отсечение этих пластов друг от друга позволит кислоте избирательно проникать в обрабатываемые низкопроницаемые интервалы, то есть будет наблюдаться поинтервальная ОПЗ именно тех пластов, которые нуждаются в обработке.
В настоящее время на месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих АНПД и достаточно большую степень обводненности залежи, ОПЗ проводят в заглушенных газовых скважинах через промывочные трубы. После глушения газовой скважины обработка затруднена и не всегда может оказаться эффективной по причине дополнительной кольматации пласта фильтратами жидкости глушения. Поэтому ОПЗ в этих условиях предпочтительнее осуществлять без глушения газовой скважины путем закачивания кислотного состава через ГТ колтюбинговой установки.
Наиболее оптимальным способом отсечения пластов друг от друга в процессе ОПЗ являются пакерующие устройства. Однако он имеет существенный недостаток, пакерующее устройство должно иметь диаметр, достаточный для прохода его через внутреннюю полость лифтовой колонны, а пройдя через лифтовую колонну, должно загерметизировать эксплуатационную колонну, имеющую больший внутренний диаметр, перекрыв ее проходное сечение, поэтому спускаемые в скважину пакерующие устройства должны иметь уплотнительные элементы, способные надежно загерметизировать такой большой кольцевой зазор, между эксплуатационной колонной и ГТ, во много раз превышающий кольцевой зазор между лифтовой колонной и ГТ.
Пласты, слагающие многопластовые месторождения, имеют различную проницаемость, поэтому ОПЗ этих пластов необходимо осуществлять кислотными составами, подобранными для обработки конкретного пласта, например соляную кислоту, плавиковую кислоту, глинокислоту и другие кислотные растворы.
Известен способ поинтервальной обработки газовых скважин, включающий закачивание и продавливание в пласт кислоты [Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - М.: Недра, 1989, №10, стр.7-12].
Недостатком данного способа является большая трудоемкость работ по отсечению продуктивных пластов друг от друга.
Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины, включающий отсечение продуктивных пластов друг от друга пакерующими устройствами и закачивание в обрабатываемый пласт кислотного состава через ГТ [Патент РФ №2459948].
Недостатком данного способа является большая трудоемкость по отсечению продуктивных пластов друг от друга.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности перекрытия продуктивных обрабатываемых терригенных пластов при поинтервальной кислотной обработке каждого из них.
Техническим результатом заявляемого изобретения является снижение стоимости ремонтных работ.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при поинтервальной обработке призабойной зоны пластов газовой скважины, снабженной лифтовой колонной, испольхзуют способ при котором до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта намывают песчаную пробку, например, из проппанта большого размера, оставляют намытую песчаную пробку на период удаления из нее влаги, после чего в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают с помощью инертного газа, например азота, кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки, образованной из проппанта большого размера, доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону среднего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне среднего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из среднего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности среднего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону нижнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из нижнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности нижнего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до забоя скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки и отрабатывают газовую скважину на факел.
На фиг.1 приведена схема для реализации данного способа на многопластовом месторождении, имеющем три пласта, при обработке верхнего пласта после намыва песчаной пробки и отсечении нижнего и среднего продуктивных пластов, на фиг.2 - то же, при обработке среднего пласта, на фиг.3 - то же, при обработке нижнего пласта.
Способ реализуется в газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной 1 и лифтовой колонной 2, спущенной до кровли обрабатываемого верхнего пласта 3.
Первоначально в стволе газовой скважины через лифтовую колонну 2 до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта 3 намывают песчаную пробку 4 из проппанта большого размера, например 6-10 меш, что соответствует частичкам диаметром около 2 мм, оставляют намытую песчаную пробку на период удаления из нее влаги на 2-4 ч.
Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки 4 спускают гибкую трубу 5, через которую в верхний обрабатываемый пласт 3 закачивают кислотный состав 6, например соляную кислоту, плавиковую кислоту, глинокислоту, в зависимости от продуктивности верхнего обрабатываемого пласта 3, продавливают кислотный состав 6 в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта 3 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7, например азота. Оставляют кислотный состав 6 на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта 3. Вызывают приток газа из обрабатываемого верхнего обрабатываемого пласта 3, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности обрабатываемого верхнего пласта 3.
Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта 8, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки 4, образованную крупноразмерным проппантом. После чего доспускают гибкую трубу 5 до головы частично промытой песчаной пробки 4, закачивают через гибкую трубу 5 кислотный состав 6. Продавливают его в призабойную зону среднего обрабатываемого пласта 8 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7, оставляют кислотный состав 6 на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне среднего обрабатываемого пласта 8. Вызывают приток газа из среднего обрабатываемого пласта 8, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности среднего обрабатываемого пласта 8.
Промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта 9, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки 4. Затем доспускают гибкую трубу 5 до головы оставшейся части песчаной пробки 4, закачивают через гибкую трубу 5 кислотный состав 6, продавливают его призабойную зону нижнего обрабатываемого пласта 9 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7. Оставляют кислотный состав 6 на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего обрабатываемого пласта 9. Вызывают приток газа из нижнего обрабатываемого пласта 9, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности нижнего обрабатываемого пласта 9.
Промывают ствол газовой скважины до забоя 10, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки 4, и отрабатывают скважину на факел.
Перед обработкой определяют продуктивность пластов 3, 8, 9 и подбирают в зависимости от проницаемости пластов 3, 8, 9 химические реагенты для обработки каждого пласта.
В качестве кислотного раствора 6 для терригенного коллектора проницаемостью от 40·10-3 мкм2 до 300·10-3 мкм2 используется 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м на 1 м обрабатываемого интервала.
Для низкопроницаемого коллектора проницаемостью от 40·10-3 мкм2 до 30·10-3 мкм2 в призабойную зону закачивают раствор 3-5%-ной плавиковой кислоты в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала.
Для заглинизированного коллектора проницаемостью меньше 30·10-3 мкм2 в призабойную зону закачивают раствор глинокислоты, состоящей из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала.
Применение для намыва песчаной пробки проппанта больших размеров обеспечивает блокирование перфорационных отверстий интервала перфорации, предотвращая дальнейшее загрязнение ПЗП частицами твердой фазы. Кроме того, большой размер частиц облегчает их вынос на поверхность в процессе промывки песчаной пробки за счет парусности самой частицы.
Пример 1.
В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 219 мм и лифтовой колонной диаметром 168 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 2400 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 6 меш с диаметром частички 2 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 42 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала. Продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 150 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта. Вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовуюскважину на факел.
Пример 2.
В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и лифтовой колонной диаметром 114 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 2600 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 8 меш с диаметром частички 1,8 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 38 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают плавиковую кислоту, продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 100 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта. Вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя газовой скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовую скважину на факел.
Пример 3.
В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и лифтовой колонной диаметром 73 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 3000 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 10 меш с диаметром частички 1,6 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 33 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают глинокислоту, продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 120 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта. Вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя газовой скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовую скважину на факел.
Предлагаемый способ обеспечивает эффективную ОПЗ пластов газовой скважины при их поинтервальной обработке.
Claims (1)
- Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины, снабженной лифтовой колонной, при котором до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта намывают песчаную пробку, например, из проппанта большого размера, оставляют намытую песчаную пробку на период удаления из нее влаги, после чего в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают с помощью инертного газа, например азота, кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки, образованной из проппанта большого размера, доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону среднего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне среднего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из среднего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности среднего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону нижнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из нижнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности нижнего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до забоя газовой скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовую скважину на факел.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013127737/03A RU2534262C1 (ru) | 2013-06-18 | 2013-06-18 | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013127737/03A RU2534262C1 (ru) | 2013-06-18 | 2013-06-18 | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2534262C1 true RU2534262C1 (ru) | 2014-11-27 |
Family
ID=53382983
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013127737/03A RU2534262C1 (ru) | 2013-06-18 | 2013-06-18 | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2534262C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2591866C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ аварийного глушения фонтанирующей газовой скважины в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
RU2732544C1 (ru) * | 2019-05-07 | 2020-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | Способ интенсифицирующего воздействия на терригенный коллектор |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4625803A (en) * | 1985-05-20 | 1986-12-02 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval |
RU2144615C1 (ru) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ повышения продуктивности нефтяного пласта в многопластовой залежи |
RU2379498C1 (ru) * | 2008-04-21 | 2010-01-20 | Алексей Викторович Кононов | Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях анпд и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны |
RU2403376C1 (ru) * | 2009-09-29 | 2010-11-10 | Игорь Александрович Кустышев | Способ ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной |
RU2459948C1 (ru) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) |
-
2013
- 2013-06-18 RU RU2013127737/03A patent/RU2534262C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4625803A (en) * | 1985-05-20 | 1986-12-02 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval |
RU2144615C1 (ru) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ повышения продуктивности нефтяного пласта в многопластовой залежи |
RU2379498C1 (ru) * | 2008-04-21 | 2010-01-20 | Алексей Викторович Кононов | Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях анпд и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны |
RU2403376C1 (ru) * | 2009-09-29 | 2010-11-10 | Игорь Александрович Кустышев | Способ ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной |
RU2459948C1 (ru) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2591866C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ аварийного глушения фонтанирующей газовой скважины в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
RU2732544C1 (ru) * | 2019-05-07 | 2020-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | Способ интенсифицирующего воздействия на терригенный коллектор |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2533393C1 (ru) | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта | |
US7240733B2 (en) | Pressure-actuated perforation with automatic fluid circulation for immediate production and removal of debris | |
RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
US7475729B2 (en) | Method for construction and completion of injection wells | |
RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
RU2351751C2 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
RU2534262C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины | |
RU2366805C1 (ru) | Способ эксплуатации залежи углеводородов | |
RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
US7213648B2 (en) | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris | |
RU2459948C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) | |
RU2286438C1 (ru) | Способ герметизации заколонного пространства скважины | |
RU2620099C1 (ru) | Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин | |
RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
RU2543005C1 (ru) | Способ восстановления обводненной скважины | |
RU2774251C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах | |
CA2911615C (en) | Method of enhanced oil recovery from lateral wellbores | |
RU2601707C1 (ru) | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения | |
RU2370636C1 (ru) | Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях анпд и большой степени обводненности | |
East et al. | New Multiple-Interval Fracture-Stimulation Technique Without Packers | |
RU2774455C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с применением эксплуатационной колонной одного диаметра от устья до забоя и последующим проведением большеобъемного, скоростного и многостадийного гидроразрыва пласта | |
von Flatern | The science of oil and gas well construction | |
RU2451789C2 (ru) | Способ эксплуатации залежи углеводородов |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180716 |