RU2702037C1 - Method for increasing efficiency of oil and gas production at implementation of multi-stage hydraulic fracturing - Google Patents
Method for increasing efficiency of oil and gas production at implementation of multi-stage hydraulic fracturing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702037C1 RU2702037C1 RU2019101353A RU2019101353A RU2702037C1 RU 2702037 C1 RU2702037 C1 RU 2702037C1 RU 2019101353 A RU2019101353 A RU 2019101353A RU 2019101353 A RU2019101353 A RU 2019101353A RU 2702037 C1 RU2702037 C1 RU 2702037C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- proppant
- production
- stage hydraulic
- flow
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 3
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- 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
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может найти применение при разработке коллекторов нефти и/или газа с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта.The invention relates to the field of hydrocarbon production and may find application in the development of oil and / or gas reservoirs with multi-stage hydraulic fracturing.
В дальнейшем при описании разработанного технического решения будет использован термин «поинтервальный». В рамках настоящей заявки он означает, что для предотвращения; заколонных перетоков ствол скважины разделен на изолированные интервалы с использованием пакеров, цементирования и т.д.In the future, when describing the developed technical solution, the term “interval” will be used. For the purposes of this application, it means to prevent; casing overflows the wellbore is divided into isolated intervals using packers, cementing, etc.
Известен (US, патент 5894888, опубл. 20.04.1999) способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) Конкретная реализация способов многостадийного гидроразрыва связана с системой заканчивания, применяемой в том или ином случае.Known (US patent 5894888, publ. 04/20/1999) a method of conducting multi-stage hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) A specific implementation of the methods of multi-stage hydraulic fracturing is associated with the completion system used in this or that case.
Известно (US, патент 6907936, опубл. 10.07.2003) применение системы заканчивания для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, активируемыми шарами.It is known (US Patent 6907936, publ. 07/10/2003) the use of a completion system for multistage fracturing with fracturing ports activated by balls.
Недостатками известных технических решений являются: наличие сужений в определенных элементах порта, ограничивающее проходной диаметр хвостовика и препятствующее потоку флюида; как следствие этого, необходимость нормализации хвостовика фрезерованием элементов портов для проведения дальнейших внутрискважинных работ; невозможность закрытий портов в некоторых модификациях систем, и высокая технологическая сложность операций по закрытию в прочих; ограниченно количество стадий ГРП, которые системы позволяют проводить; сложность (а для многих модификаций невозможность) применения цементируемого хвостовика; невозможность регулировать приток при добыче, что влечет проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же снижает эффективность добычи; невозможность предотвратить вынос проппанта после проведения МГРП, что ведет к схлопыванию трещин и снижению добычи.The disadvantages of the known technical solutions are: the presence of contractions in certain port elements, limiting the bore diameter of the liner and preventing the flow of fluid; as a consequence of this, the need to normalize the liner by milling port elements for further downhole operations; the impossibility of closing ports in some system modifications, and the high technological complexity of closing operations in others; the number of hydraulic fracturing stages that the systems allow to carry out is limited; the complexity (and the impossibility for many modifications) of using a cemented shank; the inability to control the flow during production, which entails problems with breakthroughs of water and gas into the well after multi-stage hydraulic fracturing, and also reduces the efficiency of production; the inability to prevent proppant removal after multi-stage fracturing, which leads to the collapse of cracks and reduced production.
Известно (US, патент 7267172, опубл. 11.09.2007.) применение системы со скользящими (сдвижными) муфтами, активируемые с использованием специального инструмента, спускаемого на гибких насосно-компрессорных трубах. Известная система имеют множество различных модификаций.It is known (US patent 7267172, publ. 11.09.2007.) The use of a system with sliding (sliding) couplings, activated using a special tool, lowered on a flexible tubing. The known system have many different modifications.
Недостатками всех модификаций известной системы является то, что системы со скользящими муфтами имеют равнопроходной с трубой хвостовика внутренний диаметр, позволяю в любой последовательности многократно открывать/закрывать муфты, могут применяться с цементируемыми хвостовиками и теоретически не ограничены по числу стадий, но при этом требуют использование гибкой насосно-компрессорной трубы во время всех операций. Это существенно увеличивает стоимость стимуляции скважин. Также следует отметить, что для применения гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) требуется целый ряд машин и устройств, который называется флотом ГНКТ, и число этих флотов весьма ограниченно, что существенно снижает возможности массового использования таких компоновок.The disadvantages of all modifications of the known system is that systems with sliding sleeves have an inner diameter equal to the diameter of the shank with the shank pipe; tubing during all operations. This significantly increases the cost of stimulation of wells. It should also be noted that the use of flexible tubing (CT) requires a number of machines and devices called the CT fleet, and the number of these fleets is very limited, which significantly reduces the possibility of mass use of such arrangements.
Недостатками данного способа так же стоит признать невозможность регулировать приток при добыче, что влечет проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же снижает эффективность добычи; невозможность предотвратить вынос проппанта после проведения МГРП, что ведет к схлопыванию трещин и снижению добычи.The disadvantages of this method is also worth recognizing the inability to regulate the flow during production, which entails problems with breakthroughs of water and gas into the well after multi-stage fracturing, and also reduces the efficiency of production; the inability to prevent proppant removal after multi-stage fracturing, which leads to the collapse of cracks and reduced production.
Известен (RU, патент 2668209 опубл. 26.09.2018 способ для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающий предварительные работы по бурению горизонтальной скважины, спуску и креплению в ней колонны-хвостовика, оборудованной устройствами для проведения многостадийного гидроразрыва; последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии.Known (RU, patent 2668209 publ. 09/26/2018 a method for conducting multi-stage hydraulic fracturing, including preliminary work on drilling a horizontal well, lowering and securing a liner equipped with devices for multi-stage hydraulic fracturing; sequential activation of devices with the hydraulic fracturing stage after activation of each device, while activation is carried out by dumping the saddle with the ball into the well and pushing them to the corresponding device in the proppant selling phase in fracturing the previous stage.
Недостатками известного устройства следует признать низкую эффективность и технологическую сложность.The disadvantages of the known device should be recognized as low efficiency and technological complexity.
Данный источник информации принят в качестве ближайшего аналога.This source of information is accepted as the closest analogue.
Техническая проблема, решаемая путем использования разработанного способа, состоит в усовершенствовании технологии многрстадийного гидроразрыва пласта.The technical problem solved by using the developed method is to improve the technology of multistage hydraulic fracturing.
Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в возможности регулировать приток при добыче, что позволит увеличить эффективность добычи нефти, уменьшить или исключить проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же предотвратить вынос пропанта после проведения МГРП, что повысит эффективность проведения многостадийного гидроразрыва пласта и увеличению добычи нефти.The technical result achieved by the implementation of the developed method consists in the ability to control the flow during production, which will increase the efficiency of oil production, reduce or eliminate problems with water and gas breakthroughs in the well after multi-stage hydraulic fracturing, and also prevent proppant removal after multi-stage hydraulic fracturing, which will increase the efficiency of multi-stage hydraulic fracturing and increase oil production.
Для достижения указанного технического результата; предложено использовать разработанный способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта. При реализации способа для проведения многостадийного гидроразрыва пласта проводят поинтервальное увеличение давления и закачки пропанта с использованием муфты и/или портов, выполненными со встроенными устройствами контроля притока и фильтроэлементом, а также встроенными устройствами для мониторинга притока флюида.To achieve the specified technical result; It is proposed to use the developed method for increasing the efficiency of oil and gas production when implementing multi-stage hydraulic fracturing technology. When implementing the method for conducting multi-stage hydraulic fracturing, an interval-by-stage increase in pressure and injection of proppant is carried out using couplings and / or ports made with built-in flow control devices and a filter element, as well as built-in devices for monitoring fluid flow.
Поинтервальное увеличение давления и закачка пропанта является известным способом для проведения гидроразрыва пласта и создания и поддержания трещин в породе. Основными проблемами после проведения гидроразрыва являются вынос пропанта при переключении скважин на добычу, что приводит к закрытию трещин и снижению добычи нефти, а так же прорывы воды и газа в скважины, в том числе по трещинам в результате дохождения трещин до водонефтяного или газонефтяного контакта. Использование набивного элемента позволит избежать выноса пропанта при добыче, средства мониторинга позволят своевременно определить места прорыва воды в скважину, а так же правильно освоить скважину при начале добычи. Впоследствии по результатам мониторинга принимается решение о переключении добычи через устройства контроля притока или о полной изоляции интервала при прорыве воды по этому интервалу, например.Interval pressure increase and proppant injection is a known method for fracturing and creating and maintaining fractures in the rock. The main problems after hydraulic fracturing are the removal of proppant when switching wells to production, which leads to the closure of cracks and a decrease in oil production, as well as breakthroughs of water and gas into the wells, including through cracks as a result of cracks reaching the oil-water or gas-oil contact. The use of a stuffed element will allow avoiding the removal of proppant during production, monitoring tools will allow to timely determine the places of water breakthrough into the well, as well as correctly master the well at the beginning of production. Subsequently, based on the monitoring results, a decision is made to switch production through inflow control devices or to completely isolate the interval when water breaks through this interval, for example.
При реализации способа могут быть использованы как пассивные устройства контроля притока, представляющие собой гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, так и адаптивные или автономные устройства контроля притока, представляющие изменяющиеся в зависимости от расхода и фазового состава добываемого флюида гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, а так же уменьшить обводненность добываемого флюида и газовый фактор.When implementing the method, both passive inflow control devices can be used, which are hydraulic resistance and allowing to equalize the pressure drop along the wellbore for uniform production of reserves, as well as adaptive or autonomous inflow control devices, which are hydraulic depending on the flow rate and phase composition of the produced fluid resistance and allowing to equalize the pressure drop along the wellbore for uniform development of reserves, as well as reduce s water cut production fluid and the GOR.
Для реализации разработанного способа при; проведении многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта, изначально поток, несущий пропант, перенаправляют для прямой связи с пластом.To implement the developed method with; When conducting multi-stage hydraulic fracturing and pumping of proppant, initially the flow carrying proppant is redirected for direct communication with the reservoir.
После проведения многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта, скважину включают на добычу и поток перенаправляют из пласта через устройства контроля притока и фильтроэлемент. Это позволяет избежать выноса пропанта и регулировать приток таким образом, чтобы избежать прорывов воды или газа в скважину или их последствий после прорыва.After a multi-stage hydraulic fracturing and pumping of proppant, the well is turned on for production and the flow is redirected from the formation through flow control devices and a filter element. This avoids the removal of proppant and regulates the flow in such a way as to avoid breakthroughs of water or gas into the well or their consequences after the breakthrough.
Предпочтительно, используют муфты/порты, установлены с возможностью полного перекрывания потока, несущего пропант, для полной изоляции интервалов. В случае прорыва воды в этом интервале (то есть из интервала поступает только вода без нефти) иногда бывает целесообразно полностью перекрыть интервал.Preferably, clutches / ports are used that are capable of completely shutting off the flow carrying the proppant to completely isolate the intervals. In the event of a water breakthrough in this interval (that is, only water without oil comes from the interval), it is sometimes advisable to completely cover the interval.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют муфты/порты, дополнительно оснащенные трассерами для мониторинга профиля притока и определения необходимых действий по открытию/закрытию необходимых муфт или портов. Это позволяет при необходимости дополнительно освоить интервалы для увеличения добычи, а так же своевременно определить места прорывы води или газа в скважину, при необходимости изолировать проблемные интервалы или переключить их на работу через устройства контроля притока. Так же данный способ позволит оптимизировать процесс проведения гидроразрыва пласта для того, что бы трещины не доходили до водонефтяного или газонефтяного контакта.In some embodiments of the developed method, couplings / ports are used, additionally equipped with tracers to monitor the inflow profile and determine the necessary actions for opening / closing the necessary couplings or ports. This allows, if necessary, to additionally master the intervals to increase production, as well as to timely determine the places of breakthroughs of gas or gas into the well, if necessary, isolate the problematic intervals or switch them to work through flow control devices. Also, this method will optimize the process of hydraulic fracturing so that the cracks do not reach the oil-water or gas-oil contact.
При реализации разработанного способа могут использовать набивной фильтроэлемент для предотвращения выноса механических примесей и пропанта необходимых размеров и пропускания механических примесей меньших размеров. Это приведет к значительному увеличению эффективности процесса гидроразрыва пласта за счет предотвращения выноса пропанта с потоком при добыче, что приведет к тому, что трещины не будут закрываться и будет образовываться высокопроницаемая фильтрационная подушка.When implementing the developed method, a printed filter element can be used to prevent the removal of mechanical impurities and proppant of the required sizes and the passage of smaller mechanical impurities. This will lead to a significant increase in the efficiency of the hydraulic fracturing process by preventing the removal of proppant with the flow during production, which will lead to the fact that cracks will not close and a highly permeable filter cushion will form.
Примером реализации может служить стандартная ситуация: после проведения многостадийного гидроразрыва пласта идет обратный вынос пропанта, трещины значительно схлопываются и идет сильная обводненность добываемой жидкости; вследствие прорыва воды по одному из интервалов. При этом добыча нефти значительно упадет за счет закрытия трещин и за счет прорыва воды.An example of implementation is the standard situation: after a multi-stage hydraulic fracturing, proppant is removed, the cracks collapse significantly and there is a strong water cut of the produced fluid; due to water breakthrough at one of the intervals. At the same time, oil production will drop significantly due to the closure of cracks and due to water breakthrough.
При установке закрывающихся муфт с устройствами контроля притока и фильтроэлементом, после проведения гидроразрыва пропант не будет выносится с потоком при добыче, мониторгинг притока позволит определить ту муфту/порт, через который поступает вода и в каком количестве. Если из данной муфты постапает только вода, может быть принято решение об закрытии этой муфты/порта, то есть об изоляции интервала. При этом добыча нефти не уменьшится.When installing lockable couplings with inflow control devices and a filter element, after hydraulic fracturing, the proppant will not be carried out with the flow during production, inflow monitoring will allow to determine the coupling / port through which water flows and in what quantity. If only water flows from a given coupling, a decision may be made to close this coupling / port, i.e. to isolate the interval. At the same time, oil production will not decrease.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019101353A RU2702037C1 (en) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Method for increasing efficiency of oil and gas production at implementation of multi-stage hydraulic fracturing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019101353A RU2702037C1 (en) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Method for increasing efficiency of oil and gas production at implementation of multi-stage hydraulic fracturing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2702037C1 true RU2702037C1 (en) | 2019-10-03 |
Family
ID=68170848
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019101353A RU2702037C1 (en) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Method for increasing efficiency of oil and gas production at implementation of multi-stage hydraulic fracturing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2702037C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2726096C1 (en) * | 2019-12-10 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for completion of construction of production well with horizontal end of wellbore |
| RU2730689C1 (en) * | 2019-12-09 | 2020-08-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук | Method of hydraulic fracturing of coal bed |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7543634B2 (en) * | 2001-11-19 | 2009-06-09 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| RU166287U1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-11-20 | Максим Васильевич Леухин | DEVICE FOR REGULATING A FLUID FLOW INFLUENCE WHEN OPERATING A HORIZONTAL WELL |
| EA026933B1 (en) * | 2009-06-22 | 2017-06-30 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Apparatus and method for stimulating subterranean formations |
| RU175464U1 (en) * | 2017-01-17 | 2017-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | TAIL FOR CONDUCTING A MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURE OF A PRODUCTIVE LAYER IN A WELL |
| US10030474B2 (en) * | 2008-04-29 | 2018-07-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
-
2019
- 2019-01-18 RU RU2019101353A patent/RU2702037C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7543634B2 (en) * | 2001-11-19 | 2009-06-09 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US10030474B2 (en) * | 2008-04-29 | 2018-07-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
| EA026933B1 (en) * | 2009-06-22 | 2017-06-30 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Apparatus and method for stimulating subterranean formations |
| RU166287U1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-11-20 | Максим Васильевич Леухин | DEVICE FOR REGULATING A FLUID FLOW INFLUENCE WHEN OPERATING A HORIZONTAL WELL |
| RU175464U1 (en) * | 2017-01-17 | 2017-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | TAIL FOR CONDUCTING A MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURE OF A PRODUCTIVE LAYER IN A WELL |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2730689C1 (en) * | 2019-12-09 | 2020-08-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук | Method of hydraulic fracturing of coal bed |
| RU2726096C1 (en) * | 2019-12-10 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for completion of construction of production well with horizontal end of wellbore |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10161241B2 (en) | Reverse flow sleeve actuation method | |
| US20080135248A1 (en) | Method and apparatus for completing and fluid treating a wellbore | |
| US9695681B2 (en) | Use of real-time pressure data to evaluate fracturing performance | |
| US20120318507A1 (en) | Hydrocarbon well and technique for perforating casing toe | |
| US7258508B2 (en) | Annular safety and flow control system for underground gas storage | |
| US20120080190A1 (en) | Zonal contact with cementing and fracture treatment in one trip | |
| RU2702037C1 (en) | Method for increasing efficiency of oil and gas production at implementation of multi-stage hydraulic fracturing | |
| US10221656B2 (en) | Method and apparatus for stimulating multiple intervals | |
| AU2019208303A1 (en) | Methods and systems for recovering oil from subterranean reservoirs | |
| EP3256690A1 (en) | Wellbore injection system | |
| WO2016007618A1 (en) | Real time conformance | |
| NO20101750A1 (en) | Parallel fracturing system for wellbores | |
| WO2011106579A2 (en) | Wellbore valve, wellbore system, and method of producing reservoir fluids | |
| RU2301885C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of reservoir in gas well | |
| AU2014263103B2 (en) | Dual barrier open water completion | |
| US11655682B2 (en) | Fluid storage and production | |
| US9470078B2 (en) | Fluid diversion through selective fracture extension | |
| CN101514621B (en) | Sand prevention in multiple regions without a drill | |
| US11434720B2 (en) | Modifiable three position sleeve for selective reservoir stimulation and production | |
| RU2726096C1 (en) | Method for completion of construction of production well with horizontal end of wellbore | |
| US11293250B2 (en) | Method and apparatus for fracking and producing a well | |
| RU2306412C1 (en) | Method for hydraulic reservoir fracturing inside gas well | |
| RU2324050C2 (en) | Method of hydrolic fracturing of formation of condensate borehole | |
| RU85943U1 (en) | DEVICE FOR HYDRAULIC BREAKING | |
| JPT staff | Technology Updatae: New Methods Boost Multistage Fracturing in Horizontals |