RU2630930C1 - Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2630930C1 RU2630930C1 RU2016132920A RU2016132920A RU2630930C1 RU 2630930 C1 RU2630930 C1 RU 2630930C1 RU 2016132920 A RU2016132920 A RU 2016132920A RU 2016132920 A RU2016132920 A RU 2016132920A RU 2630930 C1 RU2630930 C1 RU 2630930C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- string
- tubing
- nitrogen
- tubing string
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 36
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003001 depressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- -1 dirt Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость. При этом на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину. Производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта. Производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом. Затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб (ГТ) снабжают промывочным пером и обратным клапаном. Спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с. Вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ. Запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Доспускают колонну ГТ до забоя. Промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор. Приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ. Запускают азотный компрессор. После выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч. Причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин. В процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы. По истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч. Затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н. Техническим результатом является повышение эффективности и качества освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, упрощение технологического процесса освоения скважины. 2 ил.
Description
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта.
Известен способ освоения скважин с заменой находящейся там промывочной жидкости газом (Минеев В.П. и др. Практическое руководство по испытанию скважин. -М.: Недра, 1981. - С. 116-118), включающий последовательное осуществление следующих операций: закачку воздуха компрессором в затрубное пространство до максимально возможной величины давления и вытеснение скважинной жидкости на поверхность через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в желобную емкость, сброс давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравнивание уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах, нагнетание компрессором воздуха в НКТ и вытеснение жидкости из НКТ, а затем из затрубного пространства на поверхность (при выходе воздуха через башмак НКТ).
Недостатки данного способа:
- во-первых, сложный технологический процесс, связанный со сбросом давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравниванием уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах;
- во-вторых, низкое качество освоения скважины ввиду наличия проппанта внутри скважины, осложняющего процесс освоения;
- в-третьих, длительность процесса освоения скважины;
- в-четвертых, большой расход энергии, что связано с необходимостью повторного включения компрессора для нагнетания воздуха в НКТ.
Также известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2383720, МПК Е21В 43/18, опубл. 10.03.2010 г., бюл. №7), включающий закачивание в полость скважины жидкости, формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной и полостью скважины путем создания периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся по полости скважины волны, образующейся при периодическом открывании полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, и ее закрывании с применением вентилей, один из которых - вентиль слива жидкости - соединяет полость скважины с желобной емкостью, второй - вентиль долива жидкости - с источником жидкости, находящейся под давлением. Открывание и закрывание полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, осуществляют вентилем слива жидкости. Периодически повышают давление в скважине соединением устья скважины с источником жидкости, находящейся под давлением, путем открытия вентиля долива жидкости. При этом предварительно соединяют устье скважины с ресивером, наполненным газом, через вентиль, при закрытом вышеупомянутом вентиле открывают вентиль слива жидкости. Затем через промежуток времени, достаточный для формирования ударной волны депрессии, открывают вентиль, соединяющий устье скважины с ресивером. Открывание вентилей осуществляют с периодичностью, обеспечивающей раскачку ее массы в режиме резонанса.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая эффективность освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта из-за наличия в полости скважины проппанта. Создание депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью скважины с помощью манипулирования вентилями приводит к реверсивному перемещению проппанта из призабойной зоны пласта в полость скважины;
- во-вторых, бесконтрольный процесс депрессионного перепада давления между призабойной зоной и полостью скважины, что может нанести вред скважине;
- в-третьих, сложный технологический процесс реализации, так как для формирования ударной волны депрессии необходим ресивер, наполненный жидкостью и газом.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ освоения скважины (патент RU №2060379, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.05.1996 г., бюл. №14), включающий спуск в скважину колонны НКТ, обвязку компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку воздуха компрессором и создание избыточного давления в затрубном пространстве скважины, понижение в нем давления до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах и понижение уровня жидкости в трубном пространстве до нижнего конца колонны НКТ с созданием в нем дополнительного давления в трубном пространстве путем закачки сжатого воздуха компрессором в НКТ до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах при закрытом затрубном пространстве и циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая эффективность освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта из-за наличия проппанта в скважине;
- во-вторых, низкое качество освоения скважины по причине неконтролируемого процесса освоения скважины;
- в-третьих, сложный технологический процесс, связанный со сбросом давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравниванием уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах;
- в-четвертых, большая длительность процесса освоения скважины;
- в-пятых, высокие затраты на технологическую жидкость и газ (азот), что связано с большим объемом скважинного пространства, через которое циркулирует аэрированная жидкость.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и качества освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта в скважине, упрощение технологического процесса реализации способа, сокращение длительности процесса освоения и снижение затрат на технологическую жидкость и газ.
Поставленные технические задачи решаются способом освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость.
Новым является то, что на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину, производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта, производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом, затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб - ГТ снабжают промывочным пером и обратным клапаном, спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с, вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость, далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ, запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость, доспускают колонну ГТ до забоя, промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор, приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ, запускают азотный компрессор, после выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3 /мин в течение 2 ч, причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин, в процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы, по истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч, затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н.
На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен предлагаемый процесс освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта.
На устье скважины 1 (см. фиг. 1), например, с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм колонну НКТ 2, например, диаметром D=89 мм оснащают пакером 3 любой известной конструкции. Спускают колонну НКТ 2 с пакером 3 в скважину 1. Производят посадку пакера 3 в скважине 1 выше кровли 4 пласта 5, при этом нижний конец 6 колонны НКТ 2 располагают на уровне кровли 4 пласта 5.
Производят гидроразрыв пласта 5 с образованием трещины разрыва 7 и крепление ее проппантом (на фиг.1 и 2 не показано). Затем на устье скважины 1 нижний конец колонны ГТ 8, например, диаметром d=38,1 мм снабжают промывочным пером 9, а выше - обратным клапаном 10. Спускают колонну ГТ 8 в скважину на 100 м. На устье скважины 1 обвязывают насосный агрегат 11 и компрессор 12 с помощью тройника 13.
Запускают насосный агрегат 11 с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с. Вызывают циркуляцию технологической жидкости, например, плотностью 1050 кг/м3 по межтрубному пространству 14 между колоннами НКТ 2 и ГТ 8 в желобную емкость 15. Далее со скоростью 15 м/мин доспускают колонну ГТ 8 до нижнего конца 7 колонны НКТ 2.
Запускают компрессор 14 с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству 4 между колоннами НКТ 2 и ГТ 8 в желобную емкость 15.
Доспускают колонну ГТ 8 до верхнего конца столба проппанта 16 (на фиг. 1 показано условно) в скважине 1 (определяют по разгрузке колонны ГТ8 на верхний конец столба проппант 16, например, на 3000 Н). Далее с циркуляцией аэрированной жидкости по межтрубному пространству 14 между колоннами НКТ 2 и ГТ 8 и выносом незакрепленного проппанта из полости скважины 1 в желобную емкость 15 со скоростью 2 м/мин доспускают колонну ГТ 8 до забоя 17.
Промывают забой 17 (см. фиг.1) скважины 1 в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, что определяют визуально по выходу воды в желобную емкость 15, при этом вода должна быть прозрачной и не содержать проппанта, шлама, песка и т.д., после чего отключают насосный агрегат 11 и компрессор 12.
Повышается эффективность освоения скважины, так как перед проведением освоения за одну спускоподъемную операцию колонны ГТ с обратным клапаном производится предварительная промывка скважины до забоя аэрированной жидкостью, что обеспечивает полный вынос проппанта, шлама, песка из полости скважины. Кроме того, применение колонны ГТ исключает создание дополнительного давления в трубном пространстве и выравнивание уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах при закрытом затрубном пространстве.
Таким образом, после очистки скважины 1 от проппанта, грязи, шлама, механических примесей и т.д. начинают освоение скважины 1.
Для этого приподнимают колонну ГТ 8 из колонны НКТ 2 на длину L, равную 20 м, выше нижнего конца 6 колонны НКТ 2. Запускают компрессор 12 (см. фиг. 2), после выхода газа (пузыря азота) из межтрубного пространства 14 между колоннами НКТ 2 и ГТ 8 в желобную емкость 15 производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч.
В процессе освоения скважины 1 периодически (через каждые 20 мин) производят приподъемы колонны ГТ 8 вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин.
В процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб на процентное содержание нефть-вода, определяют средний приток из пласта, а также плотность отобранной пробы. По истечении 2 ч останавливают компрессор 12 и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч.
Во время технологического отстоя (при остановке насосного агрегата 11 и компрессора 12) обратный клапан 10 закрывается за счет возвратной силы действия пружины, поэтому исключается попадание в колонну ГТ 8 проппанта, различных механических примесей, грязи, шлама, песка и т.д.
Затем доспускают колонну ГТ 8 в скважину 1 без циркуляции (насосный агрегат 11 и компрессор 12 остановлены) до забоя 17 со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ 8 на забой 17 с усилием 5000 Н.
Повышается качество освоения скважины по причине контролируемого процесса освоения скважины, так как в процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы. Таким образом, в динамике прослеживают процесс освоения скважины 1 после проведения гидроразрыва пласта.
Упрощается технологический процесс, так как исключаются сброс давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравнивание уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах, а все операции по освоению сводятся к манипуляции с колонной ГТ и закачкой в скважину азота компрессором.
В 2-4 раза сокращается продолжительность освоения скважины ввиду использования колонны ГТ вместо колонны НКТ, как описано в прототипе.
Снижаются объемы циркулирующей по скважине аэрированной жидкости за счет уменьшения объема скважинного пространства, так как при использовании пакера, отсекающего заколонное пространство 18, азотируется (аэрируется) не весь объем жидкости в скважине, а только жидкость, находящаяся в пространстве 19 скважины 1 ниже пакера 3 и в межтрубном пространстве 14 между колоннами ГТ 8 и НКТ 2.
Предлагаемый способ позволяет:
- повысить эффективность и качество освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта;
- упростить технологический процесс освоения скважины;
- сократить продолжительность освоения скважины и снизить объемы прокачиваемой жидкости и газа (азота).
Claims (1)
- Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость, отличающийся тем, что на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину, производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта, производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом, затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб - ГТ снабжают промывочным пером и обратным клапаном, спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с, вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость, далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ, запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость, доспускают колонну ГТ до забоя, промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор, приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ, запускают азотный компрессор, после выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч, причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин, в процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы, по истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч, затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016132920A RU2630930C1 (ru) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016132920A RU2630930C1 (ru) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2630930C1 true RU2630930C1 (ru) | 2017-09-14 |
Family
ID=59893796
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016132920A RU2630930C1 (ru) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2630930C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111810102A (zh) * | 2020-06-30 | 2020-10-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3863717A (en) * | 1973-01-16 | 1975-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Methods for forcing a liquid into a low pressure formation |
| RU2060379C1 (ru) * | 1992-10-08 | 1996-05-20 | Конструкторское бюро производственного объединения "Саратовнефтегаз" | Способ освоения скважины |
| RU2097545C1 (ru) * | 1995-11-14 | 1997-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Северо-Кавказское отделение Инженерной академии | Способ безопасного освоения скважин |
| RU2383720C1 (ru) * | 2008-11-27 | 2010-03-10 | Александр Владимирович Шипулин | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2471065C2 (ru) * | 2010-08-05 | 2012-12-27 | Андрей Анатольевич Вахрушев | Способ освоения нефтяных скважин (варианты) и установка для его осуществления (варианты) |
-
2016
- 2016-08-09 RU RU2016132920A patent/RU2630930C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3863717A (en) * | 1973-01-16 | 1975-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Methods for forcing a liquid into a low pressure formation |
| RU2060379C1 (ru) * | 1992-10-08 | 1996-05-20 | Конструкторское бюро производственного объединения "Саратовнефтегаз" | Способ освоения скважины |
| RU2097545C1 (ru) * | 1995-11-14 | 1997-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Северо-Кавказское отделение Инженерной академии | Способ безопасного освоения скважин |
| RU2383720C1 (ru) * | 2008-11-27 | 2010-03-10 | Александр Владимирович Шипулин | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2471065C2 (ru) * | 2010-08-05 | 2012-12-27 | Андрей Анатольевич Вахрушев | Способ освоения нефтяных скважин (варианты) и установка для его осуществления (варианты) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111810102A (zh) * | 2020-06-30 | 2020-10-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 |
| CN111810102B (zh) * | 2020-06-30 | 2022-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| US20070007003A1 (en) | Formation treatment process | |
| MXPA05007415A (es) | Metodo avanzado de inyeccion de gas y aparato complejo para recuperacion de hidrocarburos liquidos. | |
| RU84048U1 (ru) | Скважинный комплекс для проведения беспромывочной технологии | |
| RU2630930C1 (ru) | Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта | |
| RU2581589C1 (ru) | Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины | |
| RU2527433C1 (ru) | Способ промывки забоя скважины | |
| US8430172B1 (en) | Buoyant ball assisted hydrocarbon lift system and method | |
| US20140216753A1 (en) | Bernoulli Assisted Hydrocarbon Lift System and Method to Prohibit Water-Coning | |
| RU2440491C1 (ru) | Устройство для освоения пласта скважины свабированием | |
| RU2018136772A (ru) | Способ обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта и устройство для его реализации | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2560018C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2537430C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
| RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2626496C1 (ru) | Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2465442C1 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
| RU2626495C1 (ru) | Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта | |
| RU2787500C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2183742C2 (ru) | Способ обработки продуктивной зоны пласта | |
| RU2261991C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2319828C1 (ru) | Способ глушения скважины | |
| RU2485302C1 (ru) | Способ вызова притока пластового флюида из скважины | |
| RU45776U1 (ru) | Устройство для исследования многоствольных скважин |