RU2541986C1 - Способ заканчивания скважины - Google Patents
Способ заканчивания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541986C1 RU2541986C1 RU2014117054/03A RU2014117054A RU2541986C1 RU 2541986 C1 RU2541986 C1 RU 2541986C1 RU 2014117054/03 A RU2014117054/03 A RU 2014117054/03A RU 2014117054 A RU2014117054 A RU 2014117054A RU 2541986 C1 RU2541986 C1 RU 2541986C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid solution
- flexible
- acid
- rock
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки. Способ заканчивания скважины включает прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины. Предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном пространстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества. При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии. После получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб до образования в породе углубления (канала) и увеличения площади поверхности интервала воздействия. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта. В скважине перед спуском НКТ предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта, и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки (Патент РФ №2205950, опублик. 10.06.2003).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу (Патент РФ №2490442, опублик. 20.08.2013 - прототип).
Недостатком способа является то, что при кислотной обработке кислота не полностью реагирует с породой, что подтверждается высокой кислотностью жидкости, поступающей из скважины при ее освоении, водородный показатель pH<4.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты с обеспечением реагирования всего объема кислоты с породой.
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины, согласно изобретению предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб, перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном пространстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества, при закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, после освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии, после получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства, спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб до образования в породе углубления (канала) и увеличения площади поверхности интервала воздействия, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
Сущность изобретения
В связи с активным развитием бурения горизонтальных скважин различной конструкции и их протяженности для повышения их эффективности на сегодняшний день назрела потребность совершенствования технологий кислотной обработки горизонтальных стволов. Одной из причин низкой эффективности производства обработок в горизонтальных стволах по традиционной технологии является то, что активному воздействию кислоты подвергается лишь часть коллектора, а остальная часть блокирована от воздействия кислоты нефтяной фазой. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет удаления нефти с поверхности пор коллектора и обеспечения более полного воздействия кислоты на коллектор.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Внутри колонны насосно-компрессорных труб спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце. Гидромониторную насадку выводят в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы и одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. При необходимости аналогичным способом повторяют кислотно-гидромониторное воздействие на пласт (до 2-3 раз). Межтрубное пространство представляет собой пространство между гибкой безмуфтовой трубой и колонной насосно-компрессорных труб.
Гидромониторную насадку снова размещают на забое скважины, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества. Затрубное пространство представляет собой пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной скважины. Закрывают затрубную задвижку и продавливают раствор поверхностно-активного вещества по безмуфтовой трубе в пласт.
В качестве раствора поверхностно-активного вещества используют водный раствор концентрации, достаточной для отмывания нефти от породы. Как правило, такая концентрация равна 0,1% и более. В качестве поверхностно-активного вещества используют любое, способное отмывать нефть, например МЛ-81Б, МЛ-72, ОП-7 и т.п.
Закрывают задвижку на трубном пространстве, т.е. на гибкой безмуфтовой трубе. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину ориентировочно в течение 1-4 часа. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт.
Продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Преимущественно используют ступенчатый режим, при котором от ступени к ступени увеличивают давление на 1,5-2,5 МПа при выдержке на каждой ступени 10-20 мин. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой преимущественно в течение 2-4 часов. Проводят промывку ствола скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины.
Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину жидкость глушения. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии. После получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола, т.е. упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола, и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб до образования в породе углубления или канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой и поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины прокачивают инертный газ, например азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.
В результате удается достичь дебита скважины, превышающего дебит скважины, полученный по известной технологии.
Пример конкретного выполнения
Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр ствола горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб.
В горизонтальный необсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу диаметром 38 мм с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой затрубной задвижке на устье скважины прокачивают 15%-ный раствор соляной кислоты циркуляцией с устьем скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью 5 м/мин при скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты 6 м/мин.
Открывают затрубную задвижку и горизонтальный ствол скважины заполняют по гибкой безмуфтовой трубе водным раствором поверхностно-активного вещества - 0,1% водным раствором МЛ-81Б. При закрытой затрубной задвижке по гибкой безмуфтовой трубе выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину (в течение 2 часов), затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 2 МПа - 15 мин, 4 МПа - 15 мин, 6 МПа - 15 мин и 8 МПа - 15 мин. Проводят технологическую выдержку 3 часа для реакции раствора кислоты с породой.
Промывают скважину. Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину жидкость глушения. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии. После получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Данный интервал находится на расстоянии от устья в пределах 1311-1318.
Спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола, т.е упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола, и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб в течение 1 часа до образования в породе углубления в виде канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку 3 часа для реакции раствора кислоты с породой и поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины прокачивают инертный газ, например азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование, и запускают скважину в работу.
В результате дебит скважины составил 25 м3/сут, в то время как в аналогичных условиях дебиты скважин, освоенных по известным техническим решениям, составляли 17 м3/сут.
Применение предложенного способа позволит обеспечить обработку всего горизонтального ствола скважины в режиме отмыва высвободившейся нефти, препятствующей контакту пород с кислотой. В конечном результате это позволит увеличить коэффициент продуктивности скважины.
Claims (1)
- Способ заканчивания скважины, включающий прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины, отличающийся тем, что предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб, перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном пространстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества, при закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, после освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии, после получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства, спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб до образования в породе углубления (канала) и увеличения площади поверхности интервала воздействия, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014117054/03A RU2541986C1 (ru) | 2014-04-28 | 2014-04-28 | Способ заканчивания скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014117054/03A RU2541986C1 (ru) | 2014-04-28 | 2014-04-28 | Способ заканчивания скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2541986C1 true RU2541986C1 (ru) | 2015-02-20 |
Family
ID=53288855
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014117054/03A RU2541986C1 (ru) | 2014-04-28 | 2014-04-28 | Способ заканчивания скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2541986C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108166968A (zh) * | 2017-11-13 | 2018-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验系统和方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5297628A (en) * | 1991-10-24 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous matrix acidizing using acids with different densities |
RU2205950C1 (ru) * | 2001-10-04 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта |
RU2261991C1 (ru) * | 2004-10-12 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2318999C1 (ru) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
RU2326232C2 (ru) * | 2006-03-29 | 2008-06-10 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Способ заканчивания скважин |
RU2490442C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
-
2014
- 2014-04-28 RU RU2014117054/03A patent/RU2541986C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5297628A (en) * | 1991-10-24 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous matrix acidizing using acids with different densities |
RU2205950C1 (ru) * | 2001-10-04 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта |
RU2261991C1 (ru) * | 2004-10-12 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2326232C2 (ru) * | 2006-03-29 | 2008-06-10 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Способ заканчивания скважин |
RU2318999C1 (ru) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
RU2490442C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 13-17. . * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108166968A (zh) * | 2017-11-13 | 2018-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验系统和方法 |
CN108166968B (zh) * | 2017-11-13 | 2021-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验系统和方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2533393C1 (ru) | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта | |
RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
RU2581589C1 (ru) | Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины | |
RU2520221C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
RU2447265C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальной скважины | |
RU2459945C1 (ru) | Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин | |
RU2541986C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
RU2376438C1 (ru) | Способ строительства многозабойной скважины | |
RU2630938C1 (ru) | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума | |
RU2018136772A (ru) | Способ обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта и устройство для его реализации | |
RU2593281C1 (ru) | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный изолированно от водоносного пласта | |
RU2541988C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
RU2534555C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах | |
RU2588108C1 (ru) | Способ заканчивания горизонтальной скважины | |
RU2527434C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
RU2506421C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2527446C1 (ru) | Способ ликвидации скважины | |
US11072996B2 (en) | Cleaning wellbore perforation clusters and reservoir fractures | |
RU2579069C1 (ru) | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта | |
RU2520989C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины |