RU2775628C1 - Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775628C1 RU2775628C1 RU2021105970A RU2021105970A RU2775628C1 RU 2775628 C1 RU2775628 C1 RU 2775628C1 RU 2021105970 A RU2021105970 A RU 2021105970A RU 2021105970 A RU2021105970 A RU 2021105970A RU 2775628 C1 RU2775628 C1 RU 2775628C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- stage
- lowered
- activated
- packer
- Prior art date
Links
- 230000001186 cumulative Effects 0.000 claims abstract description 28
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract 5
- 230000003213 activating Effects 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract 1
- 238000004642 transportation engineering Methods 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010291 electrical method Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к области заканчивания скважин с горизонтальным окончанием и проведения гидравлического разрыва пласта. Для осуществления способа заканчивания скважин с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта спускают на транспортировочной колонне цементируемую компоновку заканчивания с возможностью вращения при спуске и цементировании. Компоновка состоит из расположенных снизу вверх: башмака колонны, двух обратных клапанов или двойного обратного клапана, муфты активационной, стоп-патрубка, муфты ступенчатого гидроразрыва пласта, подвески хвостовика, полированной воронки. Осуществляют активацию подвески хвостовика в эксплуатационной колонне и сплошное цементирование хвостовика с вращением. После ожидания затвердевания цемента и контроля герметичности на колонне НКТ производят спуск и стыковку стингера с адаптером, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП. Через колонну НКТ на кабеле или на гибкой трубе спускают компоновку, состоящую из расположенных снизу вверх: пакер-пробки, инструмента посадочного, компенсатора, 2-5 секций перфоратора кумулятивного и селективных переводников между ними, локатора муфт, наконечника кабельного. Посредством кабеля подают электрический сигнал в посадочный инструмент и активируют пакер-пробку. Подают следующий сигнал и активируют 1-ю секция кумулятивного перфоратора с повторением для каждой секции. Производят подъем и осмотр инструмента. Проводят стадию ГРП с объемом 150 тн и скоростью от 10 до 16 м3/мин с последующим повторением по всей длине горизонтального участка скважины. Силами флота колтюбинга производят нормализацию хвостовика путем фрезерования пробок при использовании нерастворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины. Отрабатывают скважину, из неё достают стингер, спускают на НКТ оборудование для эксплуатации. Достигается технический результат – повышение продуктивности скважины. 13 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее, в области заканчивания скважин с горизонтальным окончанием и проведения гидравлического разрыва пласта.
В настоящее время наиболее эффективным методом интенсификации притока углеводородов и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов в скважинах, в частности с горизонтальным окончанием, остается технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Во многих регионах, по мнению некоторых отечественных и зарубежных исследователей, это единственная технология вовлечения в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, приуроченными к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам, позволяющая существенно увеличить добычу углеводородов и сделать скважины экономически рентабельными.
Системы многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных участках скважин, в большинстве своем, устанавливаются в составе хвостовика, который, в свою очередь, подвешивается в эксплуатационной колонне. Как правило, такой хвостовик является нецементируемым, и разделение стадий ГРП по кольцевому пространству осуществляется путем применения гидромеханических заколонных пакеров.
В настоящее время в нефтегазодобывающей промышленности широко применяются системы заканчивания скважин с горизонтальным окончанием для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, которые активируются шарами [Например, по патенту US 6907936 B2, опубл. 10.07.2003, или в статье «Проведение поинтервального ГРП с использованием технологии растворимых шаров в качестве потокоотклонителей», опубликованной в журнале «Экспозиция нефть газ» в номере 3, год - 2017, стр. 34-38 (авторы Сабитов Р.М., Багаев А.Н.].
Недостатками таких технических решений является наличие сужения в определенных элементах порта ГРП, что ограничивает проходной диаметр спущенного хвостовика в горизонтальный участок и, тем самым, препятствует потоку углеводородов на поверхность; сложность закрытия, а в некоторых случаях и невозможность закрытия портов в некоторых модификациях систем; ограниченное количество стадий проведения ГРП.
Известен способ заканчивания горизонтальной скважины [Патент РФ №2171359, опубл. 27.07.2001], согласно которому вскрывают продуктивный пласт, спускают обсадную колонну с отверстиями, оснащенную пакерами и заглушками отверстий, промывают скважину. Цементируют надпакерную часть колонны и пакеруют горизонтальную часть скважины, причем пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе. Обсадная колонна имеет запорный клапан. Совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в осадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек. Допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну. Заполняют этим раствором уплотнительные элементы пакеров и промежутки между пакерами. Длину одной цементной перемычки устанавливают в соответствии с приведенной аналитической формулой.
Недостатком такого известного технического решения является малая продуктивность скважины после проведения работ.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания горизонтальной скважины малого диаметра [Патент РФ №2490426, опубл. 20.08.2013], который включает бурение скважины долотом диаметром 144-155,6 мм. При этом на конце эксплуатационной колонны с условным диаметром 102-114 мм размещают стоп-кольцо, пакер-отсекатель пластов и муфту ступенчатого цементирования, спускают эксплуатационную колонну в горизонтальную часть скважины, циркуляцией бурового раствора устанавливают пробку в стоп-кольцо, повышают давление в эксплуатационной колонне до раскрытия пакера-отсекателя и затем отверстий муфты ступенчатого цементирования, прокачивают 2-4 м3бурового раствора при давлении 8-11 МПа и расходе 10-15 л/с, прокачивают буферную жидкость в объеме 3-10 м3, содержащую 1-3% поверхностно-активного вещества, при давлении 6-8 МПа и расходе 5-10 л/с, прокачивают расчетный объем цементного раствора при давлении от 6 до 10 МПа и расходе 5-10 л/с, продавливают продавочной жидкостью разделительную пробку до посадки в муфту ступенчатого цементирования и закрытия ее окон при давлении от 6 до 14 МПа при расходе 5-10 л/с, стравливают давление, убеждаются, что нет излива в трубное пространство, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента, разбуривают стоп-кольцо, пакер-отсекатель пластов и муфту ступенчатого цементирования и осваивают скважину.
Недостатком такого известного технического решения является малая продуктивность скважины после проведения работ.
Задачей заявляемого изобретения является подбор оптимального варианта заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного (к примеру: от 15 до 50 стадий) гидравлического разрыва пласта с кластерной перфорацией и разделением между стадий, что позволит повысить продуктивность скважины после проведении работ.
Технический результат заключается в разработке компоновки заканчивания скважины с горизонтальным окончанием и технологии по проведению многостадийного гидравлического разрыва пласта с кластерной перфорацией и разделением стадий.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, способ заканчивания скважин с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта включает спуск на транспортировочной колонне цементируемой компоновки заканчивания с возможностью вращения при спуске и цементировании, состоящей из расположенных снизу-вверх: башмак колонны, два обратных клапана или двойной обратный клапана, муфта активационная, стоп-патрубок, муфта ступенчатого гидроразрыва пласта, подвеска хвостовика, полированная воронка; осуществляется активация подвески хвостовика в эксплуатационной колонне и сплошное цементирование хвостовика с вращением; после ожидания затвердевания цемента и контроля герметичности, на колонне НКТ производится спуск и стыковка стингера с адаптером, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП; производится технологическая стадия ГРП для создания приёмистости и возможности прокачивания оборудования, при отсутствии в составе компоновки муфты ступенчатого гидроразрыва пласта, перфорация под техническую стадию ГРП производится силами флота колтюбинга; далее через колонну НКТ на кабеле или на гибкой трубе до необходимой глубины спускается компоновка, состоящая из расположенных снизу-вверх: пакер-пробка, позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный, компенсатор, 2-5 секции перфоратора кумулятивного и селективные переводники между ними, локатор муфт, наконечник кабельный; по средствам кабеля подается электрический или гидравлический сигнал в посадочный инструмент и активируется пакер-пробка; следом подается следующий сигнал и активируется 1-ая секция кумулятивного перфоратора, далее подается следующий сигнал и активируется 2-ая секция кумулятивного перфоратора и т.д.; после активации пакер-пробки и всех секций с кумулятивным перфоратором входящих в состав компоновки производится подъем и осмотр инструмента; далее производится стадия ГРП с объемом 150 тн и скоростью от 10 до 16 м3/мин; после проведения стадии ГРП операция по спуску и активации компоновки повторяются до необходимого количества стадий по всей длине горизонтального участка скважины; после проведения всех стадий ГРП, силами флота колтюбинга производится нормализация хвостовика путем фрезерования пробок при использовании не растворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины при использовании растворимых пакер-пробок; в конце скважина отрабатывается, из неё достают стингер, спускают на НКТ оборудование для эксплуатации.
Способ осуществляется следующим образом (фиг. 1-13).
В разбуренный горизонтальный участок 1 на транспортировочной колонне 2 спускается цементируемая компоновка заканчивания 3 с возможностью вращения при спуске и цементировании (диаметром к примеру: 114,3 мм или 127 мм), состоящей из (снизу-вверх): башмак колонны 4, обратные клапаны 5 и 6 (возможно применение одного двойного обратного клапана), муфта активационная 7, стоп-патрубок 8, муфта ступенчатого гидроразрыва пласта (или её аналоги) 9 (при необходимости), подвеска хвостовика 10, полированная воронка 11 (фиг. 1).
Осуществляется активация подвески хвостовика 10 в эксплуатационной колонне 12 (к примеру, диаметром 178 мм) и сплошное цементирование 13 хвостовика 3 с вращением 14 (фиг. 2).
После ожидания затвердевания цемента 13 и мероприятий на его герметичность (не показано), на колонне НКТ 15 (с диаметром применяемого хвостовика 114,3 или 127 мм) производится спуск и стыковка стингера 16 с адаптером 17, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП (фиг. 3).
Далее для проведения технологической стадии ГРП с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование существует 2 способа:
Способ № 1: при наличии в составе компоновки муфты ступенчатого гидроразрыва пласта (или её аналоги) 9 производится её активация, путем созданием в НКТ 15 давления (к примеру: до 60 МПа (600 атм)), после активации муфты ступенчатого гидроразрыва пласта (или её аналогов) 9 в скважине появляется сообщение с пластом 18 и приемистость (фиг. 4).
Способ № 2: при отсутствии в составе компоновки муфты ступенчатого гидроразрыва пласта (либо её аналогов), перфорация 18 под техническую стадию ГРП производится силами флота колтюбинга следующими способами:
Электрический способ заключается в том, что через НКТ 15 на гибкой насосно-компрессорной трубе (далее ГНКТ) 19 с запасовонным в нее кабелем 32 спускается до заданной глубины кумулятивный перфоратор электрического действия 35. Далее подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 35, после чего в хвостовике 3 обрадуются перфорационные отверстия 18 (фиг. 5).
Гидравлический способ заключается в том, что через НКТ 15 на ГНКТ 19, спускается до заданной глубины кумулятивный перфоратор гидравлического действия 20, далее производится активация кумулятивного перфоратора гидравлического действия 20 путем создания в ГНКТ 19 давления (к примеру: 12 МПа (120 атм)), после чего в хвостовике 3 обрадуются перфорационные отверстия 18 (фиг. 6).
После активации муфты ступенчатого гидроразрыва пласта (либо её аналогов) 9 или после проведения перфорации 18 и подъема кумулятивного перфоратора гидравлического действия на ГНКТ, через перфорационные отверстия 18 производится технологическая стадия ГРП (к примеру: 5 тн) 29 с целью увеличения приемистости при проведении дальнейших работ (фиг. 7)
Далее для проведения большеобъемных, скоростных и многостадийных гидравлических разрывов пласта с кластерной перфорацией и разделением стадий существует 2 способа:
Способ № 1:
Через колонну НКТ 15 на ГНКТ 19 до необходимой глубины спускается компоновка (компоновка может использоваться как гидравлическая так и работающая от электрического импульса по средствам запасованного в ГНКТ 19 кабеля 32) 21 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка (проходная, разбуриваемая или растворимая) 22 позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный 23, компенсатор 24, первая секция кумулятивного перфоратора 25, переводник селективной перфорации 26, вторая секция кумулятивного перфоратора 27 (секций с кумулятивной перфорацией могут быть от 2 до 5), локатор муфт 28 (фиг. 8).
Существует 2 способа активации компоновки 21: гидравлический и электрический.
Гидравлический способ заключается в том, что при создании определенного давления (к примеру: 10 МПа (100 атм)) в ГНКТ 19 происходит активация (посадка) пакер-пробки 22 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 29, далее создаются давление (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) происходит активация первой секции кумулятивного перфоратора 25 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 30, следом создаются давление (к примеру: 15 МПа (150 атм)) происходит активация второй секции кумулятивного перфоратора 27 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 31 (фиг. 9).
Электрический способ заключается в том, что по запасованному кабелю 32 в ГНКТ 19 подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки 22 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 29, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация первой секции кумулятивного перфоратора 25 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 30, следом подается следующий электрический импульс и происходит активация второй секции кумулятивного перфоратора 27 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 31. (фиг. 10).
Способ № 2:
Через колонну НКТ 15 на кабеле 32 до необходимой глубины спускается компоновка 21 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка (проходная, разбуриваемая или растворимая) 22 позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный 23, компенсатор 24, первая секция кумулятивного перфоратора 25, переводник селективной перфорации 26, вторая секция кумулятивного перфоратора 27 (секций с кумулятивной перфорацией могут быть от 2 до 5), локатор муфт 28 и кабельный наконечник 33 (фиг. 11).
Активация компоновки 21 происходит электрический способ и заключается в том, что по кабелю 32 подается электрический импульс, в результате происходит активация (посадка) пакер-пробки 22 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 29, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация первой секции кумулятивного перфоратора 25 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 30, следом подается следующий электрический импульс и происходит активация второй секции кумулятивного перфоратора 27 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 31 (фиг. 12).
Далее производится подъем и осмотр компоновки 21. В горизонтальном участке ствола скважины 3 установлена пакер-пробка 22 разделяющая предстоящую стадию от предыдущей стадии ГРП 29 и кластерная перфорация, состоящая из двух секций перфорации 30 и 31. Далее через перфорационные отверстия 30 и 31 входящие в один кластер производится большеобъемная (к примеру: 150 тн), скоростная (к примеру: от 10 до 16 м3/мин) стадия ГРП 34 (фиг. 13).
Для проведения последующих стадий ГРП, операции по спуску компоновки (пакер-пробки 22, секций кумулятивной перфорации 25 и 27 и т.д.) повторяются до нужного количества стадий (к примеру: до 50 стадий) в зависимости от длины горизонтального участка.
Claims (1)
- Способ заканчивания скважин с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта, отличающийся тем, что включает спуск на транспортировочной колонне цементируемой компоновки заканчивания с возможностью вращения при спуске и цементировании, состоящей из расположенных снизу вверх: башмака колонны, двух обратных клапанов или двойного обратного клапана, муфты активационной, стоп-патрубка, муфты ступенчатого гидроразрыва пласта, подвески хвостовика, полированной воронки; осуществляется активация подвески хвостовика в эксплуатационной колонне и сплошное цементирование хвостовика с вращением; после ожидания затвердевания цемента и контроля герметичности на колонне НКТ производится спуск и стыковка стингера с адаптером, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП; производится технологическая стадия ГРП для создания приёмистости и возможности прокачивания оборудования, при отсутствии в составе компоновки муфты ступенчатого гидроразрыва пласта перфорация под техническую стадию ГРП производится силами флота колтюбинга; далее через колонну НКТ на кабеле или на гибкой трубе до необходимой глубины спускается компоновка, состоящая из расположенных снизу вверх: пакер-пробки, позволяющей разделять стадии ГРП, инструмента посадочного, компенсатора, 2-5 секций перфоратора кумулятивного и селективных переводников между ними, локатора муфт, наконечника кабельного; посредством кабеля подается электрический или гидравлический сигнал в посадочный инструмент и активируется пакер-пробка; следом подается следующий сигнал и активируется 1-я секция кумулятивного перфоратора, далее подается следующий сигнал и активируется 2-я секция кумулятивного перфоратора и т.д.; после активации пакер-пробки и всех секций с кумулятивным перфоратором, входящих в состав компоновки, производится подъем и осмотр инструмента; далее производится стадия ГРП с объемом 150 тн и скоростью от 10 до 16 м3/мин; после проведения стадии ГРП операция по спуску и активации компоновки повторяется до необходимого количества стадий по всей длине горизонтального участка скважины; после проведения всех стадий ГРП силами флота колтюбинга производится нормализация хвостовика путем фрезерования пробок при использовании нерастворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины при использовании растворимых пакер-пробок; в конце скважина отрабатывается, из неё достают стингер, спускают на НКТ оборудование для эксплуатации.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2775628C1 true RU2775628C1 (ru) | 2022-07-05 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2171359C1 (ru) * | 2000-03-17 | 2001-07-27 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| US6907936B2 (en) * | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| RU2490426C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания горизонтальной скважины малого диаметра |
| RU2634134C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-10-24 | Артур Фаатович Гимаев | Способ интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта в нефтяных и газовых скважинах |
| RU2682391C1 (ru) * | 2018-01-09 | 2019-03-19 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления |
| RU2732891C1 (ru) * | 2019-09-25 | 2020-09-24 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2171359C1 (ru) * | 2000-03-17 | 2001-07-27 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| US6907936B2 (en) * | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| RU2490426C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания горизонтальной скважины малого диаметра |
| RU2634134C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-10-24 | Артур Фаатович Гимаев | Способ интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта в нефтяных и газовых скважинах |
| RU2682391C1 (ru) * | 2018-01-09 | 2019-03-19 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления |
| RU2732891C1 (ru) * | 2019-09-25 | 2020-09-24 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10240434B2 (en) | Junction-conveyed completion tooling and operations | |
| US9951596B2 (en) | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore | |
| US8267173B2 (en) | Open hole completion apparatus and method for use of same | |
| CA2937865A1 (en) | Well injection and production methods, apparatus and systems | |
| US20190226282A1 (en) | Drilling and stimulation of subterranean formation | |
| US10060210B2 (en) | Flow control downhole tool | |
| GB2471354A (en) | Wellbore junction | |
| RU2732891C1 (ru) | Способ проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием | |
| WO2019040798A1 (en) | DOWNHOLE VALVE | |
| CA2884170C (en) | Valve, system and method for completion, stimulation and subsequent re-stimulation of wells for hydrocarbon production | |
| RU2775628C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта | |
| US20140345869A1 (en) | Moving liner fracturing method | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2741882C1 (ru) | Способ многоступенчатого манжетного цементирования скважин | |
| CA3135415C (en) | System and method for offline cementing in batch drilling | |
| US20220098944A1 (en) | Hydraulic landing nipple | |
| RU2774455C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с применением эксплуатационной колонной одного диаметра от устья до забоя и последующим проведением большеобъемного, скоростного и многостадийного гидроразрыва пласта | |
| RU2815898C1 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика | |
| US9404350B2 (en) | Flow-activated flow control device and method of using same in wellbores | |
| US11448040B2 (en) | Fluid loss device including a self-opening upside down flapper valve | |
| US11299962B1 (en) | Interventionless methods and systems for testing a liner top | |
| EP3580425B1 (en) | Downhole operations | |
| CN115142822A (zh) | 多分支水平井固井完井方法及工具 | |
| US20140000905A1 (en) | Method and apparatus for injecting gas into a reservoir | |
| Daly et al. | Completion evolution: The role of perforating in horizontal shale wells |