RU2586337C1 - Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины - Google Patents
Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2586337C1 RU2586337C1 RU2015103546/03A RU2015103546A RU2586337C1 RU 2586337 C1 RU2586337 C1 RU 2586337C1 RU 2015103546/03 A RU2015103546/03 A RU 2015103546/03A RU 2015103546 A RU2015103546 A RU 2015103546A RU 2586337 C1 RU2586337 C1 RU 2586337C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- casing
- reservoir
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 11
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 5
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 2
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 20
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/255—Methods for stimulating production including the injection of a gaseous medium as treatment fluid into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу заканчивания нефтяных малодебитных скважин с открытым забоем. Технический результат - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины. По способу осуществляют бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину. Спускают эксплуатационную колонну, оборудованную пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми. Осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта водным раствором хлорида кальция. Устанавливают пакер для возможности манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород. Пакер размещают на глубине твердых сцементированных глинистых пропластов. Секцией обсадных труб, расположенных ниже пакер, перекрывают всю толщину продуктивного пласта. Цементируют затрубное пространство за эксплуатационной колонной. Выдерживают скважину на период ожидания затвердевания цемента и пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств. Разбуривают пакер. Закачивают в подпакерное пространство скважины соляную кислоту и разрушают легкоплавкие вставки с освобождением сквозных отверстий секции обсадных труб. Созданием депрессии вызывают приток из продуктивного пласта. 4 ил.
Description
В практике строительства скважин известны четыре способа заканчивания скважин с образованием разных конструкций забоев: с открытым забоем; с закрытым или обсаженным забоем; с забоем, предотвращающим пескопроявление [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 10-21].
В процессе строительства скважин зачастую вскрываются гидрофильные продуктивные нефтенасыщенные пласты, которые, являясь гетерогенной системой, состоят из множества пор и каналов, размеры которых изменяются от 1 до 500 мкм и более. В случае дополнительного воздействия фильтров бурового и цементного растворов, а также перфорационной среды происходит размыв глиносодержащих пород и образование водных барьеров в низкопроницаемых гидрофильных коллекторах.
Наиболее распространен способ заканчивания скважины с образованием закрытого забоя, когда вскрывают продуктивный пласт на всю толщину, спускают эксплуатационну (обсадную) колонну до проектной глубины, с перекрытием интервала продуктивного пласта, и после цементирования эксплуатационной колоны (тампонажных работ) проводят перфорацию объекта с последующим освоением скважины [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 21-22].
Недостатком данного способа заканчивания скважины является, негативное воздействие бурового раствора на цементное кольцо за эксплуатационной колонной между нею и горной породой при вторичном вскрытии продуктивного пласта, т.е. при кумулятивной перфорации эксплуатационной колонны, а также ухудшение фильтрационных свойств пласта, за счет проникновения фильтратов бурового и тампонажного растворов в глубину продуктивного пласта.
Известен способ заканчивания газовой скважины с образованием закрытого забоя, при котором в скважину спускают эксплуатационную колонну, промывают скважину заменой бурового раствора на техническую воду и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны на гибкой трубе колтюбинговой установки [патент №2438007, Е21В 43/00, Ε21В 33/12, Ε21В 34/06].
Недостатком данного способа заканчивания скважины является невозможность его применения в нефтяной скважине, длительность процесса заканчивания и большая его трудоемкость.
Наиболее близким техническим решением для нефтяной скважины и принятой за прототип является способ заканчивания скважины с образованием открытого забоя, когда скважина бурится до проектной глубины, при этом интервал продуктивного пласта остается не перекрытым, либо перекрывается фильтром [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 12-13].
Недостатком этого способа является то, что в процессе освоения и интенсификации притока скважины происходит дополнительная кольматация фильтратами технологических растворов гидрофильного коллектора, что в свою очередь ведет к набуханию глинистых частиц, содержащихся в коллекторе и уменьшению гидравлического радиуса пор.
На основании изложенного предлагается способ заканчивания скважины, исключающий негативное воздействия на цементное кольцо за эксплуатационной колонной между нею и горной породой при вторичном вскрытии продуктивного пласта, т.е. при кумулятивной перфорации эксплуатационной колонны, а также позволяющий сохранить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта близкими к природным, за счет исключения цементирования в интервале продуктивного пласта и контактирования фильтратов технологических жидкостей с коллектором.
Технический результат изобретения - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины за счет капиллярной пропитки продуктивного пласта закачиваемой композицией.
Поставленная задача и технический результат достигается тем, что заканчивание нефтяной малодебитной скважины включает бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину, спуск эксплуатационной колонны, оборудованной пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми, прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта 3-процентным водным раствором хлорида кальция (CaCl2), запакеровку пакера манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород, цементирование затрубного пространства за эксплуатационной колонной, остановку (оставление) скважины на период ожидания затвердевания цемента и осуществления пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств, последующее разбуривание пакера, закачивание в подпакерное пространство скважины соляной кислоты (HCl) и разрушение легкоплавких вставок с освобождением сквозных отверстиий секции обсадных труб, и вызов притока из продуктивного пласта, например, созданием депрессии на пласт, при этом пакер манжетного цементирования размещен на глубине твердых сцементированных глинистых пропластках, а секция обсадных труб расположена ниже пакера и перекрывает всю толщину продуктивного пласта.
На фиг. 1 изображена схема спуска обсадной колонны и промывки ствола малодебитной скважины в гидрофильном пласте, на фиг. 2 - то же, при цементировании, на фиг. 3 - то же, при очистке забоя, на фиг. 4 - то же, при вызове притока из пласта.
Способ реализуется следующим образом.
В процессе закачивания нефтяной малодебитной скважины проводят бурение ствола 1 скважины под эксплуатационную колонну 2 с первичным вскрытием продуктивного пласта 3 на всю его толщину. В пробуренный ствол 1 скважины спускают эксплуатационную колонну 2. В нижней части эксплуатационной колонны 2 монтируется пакер 4 манжетного цементирования, а ниже него монтируется секция 5 обсадных труб.
При этом пакер 4 в составе эксплуатационной колонны 2 размещен так, чтобы он находился на глубине твердых сцементированных глинистых пропластков, а секция 5 обсадных труб располагалась в интервале продуктивного пласта 3 и перекрывала всю толщину продуктивного пласта 3.
В секции 5 обсадных труб выполнены сквозные отверстия 6, перекрытые легкоплавкими вставками 7, например алюминиевыми.
После спуска в скважину эксплуатационной колонны 2 осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором 8 через башмак 9 эксплуатационной колонны 2 с последующим удалением бурового раствора 8 из нижней части эксплуатационной колонны 2 и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта 3-процентным водным раствором хлорида кальция 10 (CaCl2).
Далее осуществляют запакеровку пакера 4, при этом уплотнительные манжеты пакера перекрывают заколонное пространство 11 между эксплуатационной колонной 2 и сцементированным глинистым пропластком 12 выше кровли 13 продуктивного пласта 3, отсекая продуктивный пласт 3 от вышележащих горных пород, препятствуя его загрязнению.
После этого через муфту ступенчатого цементирования (не показана), входящую в конструкцию пакера 4, осуществляют цементирование заколонного пространства 11 за эксплуатационной колонной 2 с выходом цементного раствора 14 до проектной глубины, например, для нефтяных скважин она составляет 150 м до устья.
Затем скважину останавливают, то есть на ней не проводятся никакие технологические операции на период ожидания затвердевания цемента и осуществления пропитки прискважинной зоны 15 ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств.
В процессе капилярной пропитки прискважинной зоны 15 водным раствором хлорида кальция CaCl2 возникает осмотический и катионно-ионный обменный процесс: катионы более активного Са++ замещают ионы Na-, содержащиеся в терригенном коллекторе, что способствует снижению набухающей способности глинистых частиц, содержащихся в коллекторе (осушка прискважинной зоны), тем самым укрепляя стенки ствола скважины, и увеличению гидравлического радиуса пор коллектора, что в конечном итоге приведет к увеличению продуктивности скважины.
После затвердевания цементного раствора 14 в заколонном пространстве 11 и пропитки прискважинной зоны 15 проводят разбуривание пакера 4 на водном растворе хлорида кальция 10, в результате которого проходное отверстие эксплуатационной колонны 2 освобождается.
После повторной промывки скважины в подпакерное пространство скважины (то есть в пространство ниже пакера 4) закачивают 20-процентную соляную кислоту 16 (HCl), с помощью которой осуществляют разрушение легкоплавких вставок, перекрывающих сквозные отверстия 6 секции 5 обадных труб в эксплуатационной колонне 2, с освобождением сквозных отверстий 6 секции 5 обсадных труб.
В заключение осуществляют вызов притока нефти 17 из продуктивного пласта 3, например, созданием депрессии на пласт.
Claims (1)
- Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины, включающий бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину, спуск эксплуатационной колонны, оборудованной пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми, прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта 3-процентным водным раствором хлорида кальция, запакеровку пакера манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород, цементирование затрубного пространства за эксплуатационной колонной, остановку - оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента и осуществления пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств, последующее разбуривание пакера, закачивание в подпакерное пространство скважины соляной кислоты - HCl и разрушение легкоплавких вставок с освобождением сквозных отверстий секции обсадных труб, и вызов притока из продуктивного пласта, например, созданием депрессии на пласт, при этом пакер манжетного цементирования размещают на глубине твердых сцементированных глинистых пропластков, а секцию обсадных труб располагают ниже пакера и перекрывают всю толщину продуктивного пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015103546/03A RU2586337C1 (ru) | 2015-02-03 | 2015-02-03 | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015103546/03A RU2586337C1 (ru) | 2015-02-03 | 2015-02-03 | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2586337C1 true RU2586337C1 (ru) | 2016-06-10 |
Family
ID=56115366
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015103546/03A RU2586337C1 (ru) | 2015-02-03 | 2015-02-03 | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2586337C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109306855A (zh) * | 2018-09-18 | 2019-02-05 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 筛管顶部双级注水泥的尾管完井方法 |
| CN109339786A (zh) * | 2018-08-22 | 2019-02-15 | 太原理工大学 | 一种预制裂缝定向水力压裂起裂方法 |
| CN112593894A (zh) * | 2020-12-24 | 2021-04-02 | 山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司 | 一种多用途、防止污染产层的多级非连续固井方法 |
| RU2793351C1 (ru) * | 2022-07-18 | 2023-03-31 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи |
Citations (6)
| 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 |
| RU2206732C1 (ru) * | 2002-10-17 | 2003-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2206727C1 (ru) * | 2001-10-25 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения |
| RU2270914C1 (ru) * | 2004-08-10 | 2006-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтегазодобывающее управление "Октябрьскнефть" | Способ обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов |
| RU2279540C1 (ru) * | 2005-03-21 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2340769C1 (ru) * | 2007-03-02 | 2008-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей и устройство для его осуществления |
-
2015
- 2015-02-03 RU RU2015103546/03A patent/RU2586337C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| 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 |
| RU2206727C1 (ru) * | 2001-10-25 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения |
| RU2206732C1 (ru) * | 2002-10-17 | 2003-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2270914C1 (ru) * | 2004-08-10 | 2006-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтегазодобывающее управление "Октябрьскнефть" | Способ обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов |
| RU2279540C1 (ru) * | 2005-03-21 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2340769C1 (ru) * | 2007-03-02 | 2008-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей и устройство для его осуществления |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БАСАРЫГИН Ю. М. и др., Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин, Краснодар, Советская Кубань, 2002, с. 12-13. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109339786A (zh) * | 2018-08-22 | 2019-02-15 | 太原理工大学 | 一种预制裂缝定向水力压裂起裂方法 |
| CN109339786B (zh) * | 2018-08-22 | 2020-03-24 | 太原理工大学 | 一种预制裂缝定向水力压裂起裂方法 |
| CN109306855A (zh) * | 2018-09-18 | 2019-02-05 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 筛管顶部双级注水泥的尾管完井方法 |
| CN112593894A (zh) * | 2020-12-24 | 2021-04-02 | 山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司 | 一种多用途、防止污染产层的多级非连续固井方法 |
| RU2793351C1 (ru) * | 2022-07-18 | 2023-03-31 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US9587456B2 (en) | Packer setting method using disintegrating plug | |
| RU2526062C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2171359C1 (ru) | Способ заканчивания горизонтальной скважины | |
| RU2586337C1 (ru) | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины | |
| RU2495996C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2480581C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2516062C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины | |
| RU2570156C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2286438C1 (ru) | Способ герметизации заколонного пространства скважины | |
| RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| RU2494247C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2564316C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта | |
| RU2196878C2 (ru) | Способ ликвидации водопритока по зацементированному заколонному пространству при эксплуатации нефтяных и газовых скважин | |
| RU51393U1 (ru) | Устройство для манжетного цементирования, модернизированное (умц-м) | |
| RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2527446C1 (ru) | Способ ликвидации скважины | |
| RU2793351C1 (ru) | Способ заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи | |
| RU2626496C1 (ru) | Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума | |
| RU2661171C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины | |
| RU2798540C1 (ru) | Способ заканчивания скважины и устройство для его осуществления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180204 |