RU2626495C1 - Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2626495C1 RU2626495C1 RU2016121625A RU2016121625A RU2626495C1 RU 2626495 C1 RU2626495 C1 RU 2626495C1 RU 2016121625 A RU2016121625 A RU 2016121625A RU 2016121625 A RU2016121625 A RU 2016121625A RU 2626495 C1 RU2626495 C1 RU 2626495C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- string
- well
- pipe string
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000005406 washing Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 31
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims description 14
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 6
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 2
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000010909 process residue Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
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)
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок в скважинах. Способ включает спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение дренирования пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в скважину, затем спуск колонны гибких труб - ГТ через колонну труб и промывку проппанта из скважины. Нижний конец колонны труб оснащают опрессовочным седлом. Перед проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП) колонну труб опрессовывают при давлении, превышающем ожидаемое давление разрыва пласта в 1,5 раза. После проведения ГРП и дренирования из пласта жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в колонну труб производят спуск колонны ГТ с пером на конце и промывают проппант из скважины в два этапа. На первом этапе спускают колонну ГТ до опрессовочного седла колонны труб, затем технологической жидкостью с вязкостью от 1,0 до 2,0 МПа⋅с вымывают проппант из колонны труб, после чего доспускают колонну ГТ до забоя скважины и вымывают проппант из призабойной зоны скважины загущенной технологической жидкостью с вязкостью от 6 до 8 МПа⋅с, после чего приподнимают колонну ГТ на глубину 100 м, выдерживают паузу на технологический отстой частиц, повторным спуском колонны ГТ с пером определяют забой скважины. Повышается надежность и качество промывки, упрощается реализация способа. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок в добывающих и нагнетательных скважинах.
Известен способ промывки проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта (ГРП) (патент RU №2373379, МПК Е21В 37/00, опубл. 20.11.2009 г., бюл. №32), включающий ступенчатый спуск колонны гибкой трубы (ГТ) по мере промывки и закачивание в скважину промывочной жидкости с поддержанием минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва. Причем спуск колонны ГТ до головы проппантовой пробки проводят со скоростью 0,1 м/с. После этого осуществляют промывку ствола скважины и ступенчатое углубление колонны ГТ на глубину 1-3 м со скоростью 0,001 м/с, постоянной подачей аэрированной промывочной жидкости и поддержанием 100% выхода циркуляции из скважины на каждой ступени углубления колонны ГТ. При этом циркуляцию на каждой ступени проводят не менее двух циклов, а поддержание минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва осуществляется с помощью внешнего источника газообразного агента в виде компрессора и азотно-бустерной установки в комплексе с остальным оборудованием.
Недостатки способа:
- во-первых, ограниченность применения, т.е. способ применим только в газовой или газоконденсатной скважине;
- во-вторых, низкая надежность промывки проппанта из скважины после проведения ГРП, связанная с высокой вероятностью прихвата колонны ГТ в призабойной зоне пласта вследствие слабой несущей способности аэрированной жидкости из-за ее низкой вязкости, что может привести к поглощению аэрированной жидкости пластом и потере циркуляции аэрированной жидкости в скважине;
- в-третьих, низкое качество промывки проппанта из скважины аэрированной жидкостью (проппант остается на забое).
Наиболее близким по технической сущности является способ промывки проппантовой пробки в скважине (патент RU №2310103, МПК Е21В 43/14, 43/27, 47/12, опубл. 10.11.2007 г., бюл. №31), включающий спуск в скважину с пластами колонны труб с пакером и струйным насосом. При этом пакер устанавливают между нижним и первым промежуточным пластами. Проводят закачку жидкости гидроразрыва в нижний пласт, после чего производят дренирование этого пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и выносом незакрепленного в пласте проппанта в скважину, регистрируя давление в скважине под пакером с помощью автономного манометра. После чего приводят пакер в транспортное положение. Приподнимают колонну труб с пакером и струйным насосом и проводят распакеровку пакера между следующими промежуточными пластами. Устанавливают проппантовую пробку в интервале от забоя до подошвы промежуточного пласта. Затем повторяют те же операции и так далее в зависимости от количества продуктивных пластов. После чего через колонну труб и струйный насос спускают колонну ГТ и вымывают проппант из скважины технологической жидкостью, в качестве которой используется пластовая вода.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая надежность промывки проппанта из скважины после проведения ГРП, связанная с высокой вероятностью прихвата колонны ГТ в призабойной зоне пласта вследствие слабой несущей способности технологической жидкости, имеющей низкую вязкость 1-2 МПа⋅с, что может привести к поглощению технологической жидкости пластом и потере циркуляции технологической жидкости в скважине;
- во-вторых, низкое качество промывки проппанта из скважины, вследствие того что, промывку проппанта осуществляют после того, как проведут ГРП во всех пластах, поэтому не весь проппант удается вымыть с забоя скважины; способ не позволяет проконтролировать весь ли проппант вымыт из скважины;
- в-третьих, сложный технологический процесс реализации, связанный с проведением технологических операций в нескольких пластах и с применением струйного насоса.
Техническими задачами изобретения являются повышение надежности и качества промывки проппанта с забоя скважины, а также упрощение процесса реализации способа.
Поставленные задачи решаются способом промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта - ГРП, включающим спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение дренирования пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в скважину, затем спуск колонны гибких труб - ГТ через колонну труб и промывку проппанта из скважины.
Новым является то, что нижний конец колонны труб оснащают опрессовочным седлом, а перед проведением ГРП колонну труб опрессовывают при давлении, превышающем ожидаемое давление разрыва пласта в 1,5 раза, после проведения ГРП и дренирования из пласта жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в колонну труб производят спуск колонны ГТ с пером на конце и промывают проппант из скважины в два этапа, причем на первом этапе спускают колонну ГТ до опрессовочного седла колонны труб, затем технологической жидкостью с вязкостью от 1,0 до 2,0 МПа⋅с вымывают проппант из колонны труб, после чего доспускают колонну ГТ до забоя скважины и вымывают проппант из призабойной зоны скважины загущенной технологической жидкостью с вязкостью от 6 до 8 МПа⋅с, после чего приподнимают колонну ГТ на глубину 100 м, выдерживают паузу на технологический отстой частиц, повторным спуском колонны ГТ с пером определяют забой скважины.
На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
В скважину 1 (см. фиг. 1) и интервал пласта 2 спускают колонну труб 3 с пакером 4 и опрессовочным седлом 5, выполненным конусным, сужающимся сверху вниз с проходным диаметром у нижнего основания D, установленным на нижнем конце колонны труб 3.
Например, в качестве колоны труб 3 используют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 89 мм, на нижнем конце которой установлено опрессовочное седло 5 проходным диаметром D=50 мм.
Колонну труб 3 размещают в скважине 1 так, чтобы опрессовочное седло 5 находилось выше кровли пласта 2 на расстоянии 2 м с целью исключения прихвата колонны труб 3 проппантом в случае возникновения резкого скачка давления при продавке проппанта в процессе ГРП.
Пакер 4 устанавливают над пластом 2 с целью защиты стенок скважины от воздействия высокого давления, возникающего в процессе ГРП, например, устанавливают пакер 4 на 5 м выше кровли пласта 2.
Производят опрессовку колонны труб 3 при давлении, превышающем ожидаемое давление разрыва пласта в 1,5 раза. Например, ожидаемое давление разрыва пласта 2 согласно моделированию процесса в программе Frac-pro составляет 27,0 МПа.
Производят опрессовку колонны, например, для этого с устья скважины 1 на канате в колонну труб 3 спускают опрессовочный конус (на фиг. 1 и 2 не показан), который сажают на опрессовочное седло 5 (см. фиг. 1) труб 3, герметизируют колонну труб 3 на устье скважины 1 и опрессовывают колонну труб 3 при давлении 27,0 МПа ⋅ 1,5=40,5 МПа с помощью насосного агрегата (на фиг. 1 и 2 не показан). Выдерживают в течение 30 мин колонну труб 3 под давлением 40,5 МПа.
Колонна труб 3 считается герметично при выполнении условия:
где Рд - допустимое давление опрессовки, МПа;
Ропр - давление опрессовки колонны труб, МПа.
Т.е. допустимое давление опрессовки составляет Рд=40,5 МПа - (40,5 МПа⋅5% /100%)=38,5 МПа.
Например, в данном случае снижение давления составило 1,0 МПа, то есть давление опрессовки в колонне труб 3 по истечении 30 мин составило Ропр=39,5 МПа.
38,5 МПа<39,5 МПа
Как видно неравенство (1) соблюдается, т.е. снижение давления в колонне труб 3 в результате опрессовки не превышает допустимого значения.
Производят гидроразрыв пласта 2 с образованием трещины 6 и последующим ее креплением проппантом.
По окончании ГРП производят дренирование пласта 2 с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта 7.
Далее производят промывку проппанта из скважины спуском колонны гибких ГТ 8 с наружным диаметром d, при этом на устье скважины производят герметизацию сальником (на фиг. 1 и 2 показан условно) колонны ГТ в процессе ее перемещения:
где d - наружный диаметр ГТ, мм;
D - проходной диаметр опрессовочного седла у нижнего основания, мм.
Опытным путем установлено, что при таком соотношении проходного диаметра D опрессовочного седла 5 и наружного диаметра d колонны ГТ исключаются гидравлические сопротивления при промывке проппанта 7 из призабойной зоны 9 скважины 1.
Исходя из условия (2), подбирают наружный диаметр ГТ 8 из существующего ряда гибких труб, предназначенных для промывки по колонне НКТ, d: 25,4 мм; 31,75 мм; 38,1 мм; 44,45 мм.
Подставляя числовые значения в условие (2), получаем:
d<D/1,5=50 мм /1,5=33,3 мм
Таким образом, под условие (2) подходит ГТ 8 с наружным диаметром 25,4 мм и 31,75 мм. Выберем ГТ 8 с диаметром d=31,75 мм.
Промывку проппанта 7 с помощью колонны ГТ 8 из скважины 1 осуществляют в два этапа.
На первом этапе спускают колонну ГТ 8 до опрессовочного седла 5 колонны труб 3 и технологической жидкостью, в качестве которой применяют пластовую воду вязкостью от 1,0 до 2,0 МПа⋅с, промывают проппант 7 из колонны труб 3.
Для этого на устье скважины 1 оснащают нижний конец ГТ 8 пером 10 наружным диаметром, равным 31,75 мм, т.е. равным наружному диаметру d колонны ГТ 8.
Гидравлически обвязывают на устье скважины насосный агрегат 11 для подачи технологической жидкости с ГТ 8, а межколонное пространство 12 между колонной труб 3 и колонной ГТ 8 - с желобной емкостью 13.
Спускают колонну ГТ 8 (см. фиг. 1) в колонну труб 3 и циркуляцией пластовой воды, например, вязкостью 1,6 МПа⋅с по колонне ГТ 8 и перу 10 через межколонное пространство 12 вымывают проппант 7 из колонны НКТ 3 в желобную емкость 13, т.е. от устья колонны труб 3 до опрессовочного седла 5 с расходом технологической жидкости 8 л/с=8⋅10-3 м3/с.
В процессе спуска колонны ГТ 8 в колонну труб 3, например, со скоростью 1 м/с производят периодические расхаживания подъемом ГТ 8 на 2 м вверх через каждые 100-150 м (для проверки отсутствия прихвата колонны ГТ 8 проппантом 7 внутри колонны труб 3).
Таким образом, циркуляцией пластовой воды полностью вымывают проппант 7 из колонны труб 3 (см. фиг. 2), что определяют визуально в желобной емкости 13 по отсутствию проппанта в поступающей в желобную емкость 13 пластовой воде.
Далее реализуют второй этап.
Доспускают колонну гибких труб 3 (см. фиг. 2) до забоя 14 скважины 1 и вымывают проппант 7 из призабойной зоны 9 скважины загущенной технологической жидкостью, в качестве которой используют 1,0% раствор крахмала в пластовой воде с вязкостью от 6 до 8 МПа⋅с, следующим образом.
Опытным путем получено, что для получения загущенной технологической жидкости вязкостью 6-8,0 МПа⋅с необходимо смешать 1,0% крахмала по объему в 99% по объему пластовой воды с минерализацией 220 г/л. Данную загущенную технологическую жидкость готовят на базе, например, химического сервиса или на устье скважины 1 при наличии смесителя (на фиг. 1 и 2 не показан).
Например, для приготовления 20 м3 загущенной технологической жидкости необходимо 19,8 м3 пластовой воды (99%) смешать с 0,2 м3 крахмала (1%). Емкость (на фиг. 1 и 2 не показана) с загущенной технологической жидкостью подсоединяют к насосному агрегату 11 (см. фиг. 2).
Далее сначала доспуском колонны ГТ 8 на 2 м ниже опрессовочного седла 5 колонны труб 3 проверяют заход пера 10 в опрессовочное седло 5 колонны НКТ 3 со скоростью 2 м/мин (0,033 м/с) с промывкой загущенной технологической жидкостью (подачей насосным агрегатом 11 по колонне ГТ 8 и перу 10, через межколонное пространство 12 в желобную емкость 13).
После чего приподнимают колонну ГТ 8 с пером 10 до интервала установки опрессовочного седла 5 колонны НКТ 3, не прекращая циркуляции, переходят на промывку колонны НКТ 3 загущенной технологической жидкостью.
Циркулируют загущенную технологическую жидкость в течение 30 мин по ГТ 8, перу 10, через межколонное пространство 12 в желобную емкость 13 с целью вноса проппанта из подпакерной зоны скважины 1 ниже пакера 4, но выше нижнего конца колонны труб 3.
Далее создают циркуляцию загущенной технологической жидкости при давлении закачки Ρ=18,0-20,0 МПа и расходе технологической жидкости 4,5 л/с=4,5⋅10-3 м3/с, производят спуск колонны ГТ 8 с пером 10 через опрессовочное седло 5 колонны НКТ 3 до забоя 14 скважины 1 со скоростью 0,25 м/с.
Загущенная технологическая жидкость циркулирует по ГТ 8, перу 10, призабойной зоне скважины 9, межколонному пространству 12 и желобной емкости 13 с периодическим расхаживанием ГТ 8 в призабойной зоне скважины (например, подъемом колонны ГТ вверх на 1 м после спуска колонны ГТ вниз на 5 м), пока не закончит выходить проппант, что определяют визуально по отсутствию проппанта на выходе отработанной загущенной жидкости в желобную емкость 13.
Повышается надежность реализации способа, так как использование загущенной технологической жидкости при промывке призабойной зоны пласта позволяет повысить несущую (выносящую) способность технологической жидкости при промывке проппанта и исключает прихват колонн ГТ в призабойной зоне скважины. Кроме того, применение вязкой технологической жидкости в способе снижает ее поглощение пластом и вероятность потери циркуляции технологической жидкости в скважине.
Не прекращая циркуляцию загущенной технологической жидкости, поднимают колонну ГТ 8 с пером 10 в колонне труб 3 скважины 1 на глубину 100 м.
Глубина 100 м исключает прихват колонны ГТ 8 в колонне труб 3 при наличии остаточного проппанта 7 или при условии, что проппант 7 продолжает выходить из закрепленной трещины 6 пласта 2.
Производят паузу в течение 2 ч на технологический отстой с целью оседания твердых частиц (песка, шлама), поднятых с забоя вместе с проппантом 7. По окончании технологического отстоя доспуском колонны ГТ 8 с пером 10 нащупывают забой 14 скважины 1 с целью проверки качества промывки проппанта 7 из скважины 1 и сверяют его с забоем 14, который был до проведения ГРП. Например, забой 14 скважины 1 до проведения ГРП составлял 1675 м, а после вымыва проппанта 7, т.е. после реализации предлагаемого способа, забой 14 скважины 1 составил 1675 м. Это означает, что проппант 7 полностью вымыт из скважины 1.
Повышается качество промывки проппанта из скважины вследствие того, что промывку проппанта осуществляют после каждого проведенного ГРП, а не после того, как проведут ГРП во всех пластах, как описано в прототипе. При этом после промывки производится контрольный спуск ГТ с определением текущего забоя скважины с целью определения качества промывки проппанта из скважины.
После чего извлекают из скважины 1 колонну ГТ 8 с пером 10.
При наличии нескольких пластов, подлежащих ГРП, колонну труб распакеровывают и переводят в другой интервал пласта скважины, после чего после опрессовки и проведения ГРП все вышеописанные операции по промывке проппанта повторяются.
Упрощается технологический процесс вследствие реализации способа без привлечения струйного насоса и отдельно по каждому пласту, подлежащему ГРП.
Предлагаемый способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после ГРП позволяет:
- повысить надежность промывки проппанта из скважины;
- повысить качество промывки проппанта с забоя скважины;
- упростить процесс реализации способа.
Claims (1)
- Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта - ГРП, включающий спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение дренирования пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в скважину, затем спуск колонны гибких труб - ГТ через колонны труб и промывку проппанта из скважины, отличающийся тем, что нижний конец колонны труб оснащают опрессовочным седлом, а перед проведением ГРП колонну труб опрессовывают при давлении, превышающем ожидаемое давление разрыва пласта в 1,5 раза, после проведения ГРП и дренирования из пласта жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в колонну труб производят спуск колонны ГТ с пером на конце и промывают проппант из скважины в два этапа, причем на первом этапе спускают колонну ГТ до опрессовочного седла колонны труб, затем технологической жидкостью с вязкостью от 1,0 до 2,0 МПа⋅с вымывают проппант из колонны труб, после чего доспускают колонну ГТ до забоя скважины и вымывают проппант из призабойной зоны скважины загущенной технологической жидкостью с вязкостью от 6 до 8 МПа⋅с, после чего приподнимают колонну ГТ на глубину 100 м, выдерживают паузу на технологический отстой частиц, повторным спуском колонны ГТ с пером определяют забой скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121625A RU2626495C1 (ru) | 2016-05-31 | 2016-05-31 | Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121625A RU2626495C1 (ru) | 2016-05-31 | 2016-05-31 | Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2626495C1 true RU2626495C1 (ru) | 2017-07-28 |
Family
ID=59632357
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016121625A RU2626495C1 (ru) | 2016-05-31 | 2016-05-31 | Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2626495C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747495C1 (ru) * | 2020-08-21 | 2021-05-05 | Салават Анатольевич Кузяев | Устройство и способ селективной обработки продуктивного пласта |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU55869U1 (ru) * | 2005-08-30 | 2006-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Устройство для очистки скважины после гидроразрыва |
| RU2310103C1 (ru) * | 2006-06-16 | 2007-11-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве многопластовых залежей углеводородов |
| RU2341644C1 (ru) * | 2007-03-19 | 2008-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях низких пластовых давлений |
| RU2373379C1 (ru) * | 2008-02-19 | 2009-11-20 | Виктор Борисович Обиднов | Способ промывки проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта |
| US7878247B2 (en) * | 2009-01-08 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Methods for cleaning out horizontal wellbores using coiled tubing |
| RU142704U1 (ru) * | 2012-10-25 | 2014-06-27 | Пассербай Инк | Скважинная компоновка для проведения селективного гидроразрыва пласта (варианты) |
-
2016
- 2016-05-31 RU RU2016121625A patent/RU2626495C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU55869U1 (ru) * | 2005-08-30 | 2006-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Устройство для очистки скважины после гидроразрыва |
| RU2310103C1 (ru) * | 2006-06-16 | 2007-11-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве многопластовых залежей углеводородов |
| RU2341644C1 (ru) * | 2007-03-19 | 2008-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях низких пластовых давлений |
| RU2373379C1 (ru) * | 2008-02-19 | 2009-11-20 | Виктор Борисович Обиднов | Способ промывки проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта |
| US7878247B2 (en) * | 2009-01-08 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Methods for cleaning out horizontal wellbores using coiled tubing |
| RU142704U1 (ru) * | 2012-10-25 | 2014-06-27 | Пассербай Инк | Скважинная компоновка для проведения селективного гидроразрыва пласта (варианты) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747495C1 (ru) * | 2020-08-21 | 2021-05-05 | Салават Анатольевич Кузяев | Устройство и способ селективной обработки продуктивного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20180038207A1 (en) | Jet perforating and cutting method | |
| RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| CN104564001B (zh) | 水平井多簇压裂的方法及实施该方法的多簇射孔压裂管柱 | |
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| DK179197B1 (en) | Process for controlling the production of hydrocarbons from an underground reservoir | |
| RU2345214C2 (ru) | Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ и устройство для его осуществления | |
| RU2626495C1 (ru) | Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта | |
| CN214091813U (zh) | 能保护油气层且实现高效气举排液的工艺管柱 | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2379472C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины | |
| RU2382171C1 (ru) | Способ ремонта газовых и газоконденсатных скважин с негерметичной обсадной колонной | |
| RU68588U1 (ru) | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2644361C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2644360C1 (ru) | Способ установки цементного моста в скважине | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2615188C1 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины | |
| US20120073820A1 (en) | Chemical Injector for Wells | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2560018C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2645695C1 (ru) | Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине | |
| RU2354802C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2480575C1 (ru) | Способ закрепления кровли призабойной зоны пласта | |
| RU2670795C1 (ru) | Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой | |
| RU2630930C1 (ru) | Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта |