RU2670795C9 - Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой - Google Patents
Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670795C9 RU2670795C9 RU2017139355A RU2017139355A RU2670795C9 RU 2670795 C9 RU2670795 C9 RU 2670795C9 RU 2017139355 A RU2017139355 A RU 2017139355A RU 2017139355 A RU2017139355 A RU 2017139355A RU 2670795 C9 RU2670795 C9 RU 2670795C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- circulation
- interval
- pumping
- bmp
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 230000008439 repair process Effects 0.000 title abstract description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 25
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension 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
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ремонте скважин с применением установки с гибкой трубой (ГТ). При осуществлении способа определяют интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают на 10-20 м выше забоя скважины, а нижней границей промывки является забой скважины; спускают колонну гибких труб при одновременной закачке технологической жидкости от устья скважины до нижней границы интервала промывки. При этом поддерживают непрерывную прокачку технологической жидкости в процессе всего спуска ГТ. При достижении ГТ верхней границы интервала промывки снижают скорость спуска ГТ и увеличивают расход жидкости. После спуска ГТ до нижнего интервала промывки, в случае отсутствия циркуляции, производят заполнение ствола скважины до устья закачкой технологической жидкости по большому межтрубному пространству. Интенсифицируется заполнение ствола скважины жидкостью, как следствие, повышается эффективность и сокращается продолжительность ремонта скважины. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к ремонту скважин, и может быть использовано при ремонте скважин с применением установки с гибкой трубой.
Известен способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта (патент RU №2165007, МПК Е21В 37/00, Е21В 43/25, опубл. 10.04.2001), включающий закачивание очищающего агента и его продавливание, создание в стволе скважины депрессии, вынос кольматирующих отложений и транспортирование их на дневную поверхность циркуляцией промывочного агента, причем дополнительно спускают в скважину гибкую насосно-компрессорную трубу и фиксируют глубину спуска, а в качестве очищающего агента используют инертный газ, закачиваемый через гибкую насосно-компрессорную трубу под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны, и пенообразующую жидкость, закачиваемую через затрубное пространство.
Известен способ ремонта скважины (патент RU №2455463, МПК Е21В 37/06, опубл. 10.07.2012), включающий циркуляцию моющей композиции в скважине, причем циркуляцию моющей композиции выполняют в течение 3-6 ч при расходе 5-10 л/с, после чего проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины, промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины, ремонт производят с использованием гибких труб, которые расхаживают в процессе циркуляции в пределах от забоя до кровли продуктивного пласта.
Известен способ промывки проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта (патент RU №2373379, МПК Е21В 37/00, опубл. 20.11.2009), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий ступенчатый спуск гибкой трубы 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 гибкой трубы до головы проппантовой пробки проводят со скоростью 0,1 м/с, после этого осуществляют промывку ствола скважины и ступенчатое углубление гибкой трубы на глубину 1-3 м со скоростью 0,001 м/с с постоянной подачей аэрированной промывочной жидкости и с поддержанием 100% выхода циркуляции из скважины на каждой ступени углубления гибкой трубы, при этом циркуляцию на каждой ступени проводят не менее двух циклов.
Однако известные аналоги требуют больших временных и трудозатрат на заполнение ствола скважины технологической жидкостью по колонне гибких труб (ГТ).
Проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является чрезмерно длительное заполнение ствола скважины жидкостью.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в интенсификации заполнения ствола скважины жидкостью, как следствие, в повышении эффективности и сокращении продолжительности ремонта скважины.
Заявляемое устройство поясняется на фигурах:
На фиг. 1 показано заполнение ствола скважины по ГТ.
На фиг. 2 показано заполнение ствола скважины по большому межтрубному пространству (БМП).
В качестве технологической жидкости при проведении работ в добывающих скважинах может быть использована нефть или вода плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% МЛ-81Б или их смесь, а в нагнетательных скважинах - вода, идентичная по плотности скважинной с добавлением 0,1-0,2% МЛ-81Б.
Для снижения гидравлического сопротивления в нефть добавляют 10% растворителя парафинов от объема нефти, а в воду - 0,01% полиакриламида Праестол 2540 или DP-9-8177.
Объем промывки должен составлять не менее двух объемов пространства, внутри которого происходит циркуляция промывочной жидкости. При этом рассчитывают сумму объемов пространства между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и ГТ, а также пространства между ГТ и эксплуатационной колонной в интервале между низом колонны НКТ и низом ГТ.
При ликвидации песчаных пробок, удалении асфальтопарафиновых отложений (АСПО), продуктов реакции, частиц цемента, грязи и других твердых частиц низ колонны ГТ оборудуется насадками, диаметр которых определяется с учетом спущенного в скважину оборудования, которое не должно создавать препятствия для спуска насадки на ГТ. Преимущественно применяются насадки, работа которых основана на гидромониторном эффекте.
Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой содержит следующие этапы. Выбирают скважину, подлежащую ремонту.
Выбирают интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают за 10-20 м выше расчетного (предполагаемого) забоя скважины, а нижней границей промывки является упомянутый забой скважины.
Спуск колонны ГТ в скважину производят через эксцентричную планшайбу, в которой на отверстие, предназначенное для ввода геофизических приборов, устанавливают уплотнитель (сальниковое устройство).
Спускают колонну гибких труб при одновременной закачке технологической жидкости вдоль ствола скважины от устья до нижней границы интервала промывки для исключения забивания ГТ.
Спуск ГТ ведут со скоростью 14-15 м/мин при давлении/расходе, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну и пласты.
При этом в процессе спуска ГТ поддерживают непрерывную прокачку промывочной жидкости через ГТ.
За 10-20 м от забоя, т.е. при подходе к верхней границе интервала промывки, снижают скорость спуска ГТ до минимально возможной - 0,01 м/с и приступают к прямой промывке. Для этого увеличивают расход жидкости по ГТ до максимально возможного - 4 м3/час.
Признаками достижения забоя являются резкое уменьшение величины усилия в точке подвеса ГТ и возрастание давления, развиваемого насосом. При этом ГТ находится под постоянной прокачкой промывочной жидкости.
Расход жидкости создают насосным агрегатом и определяют на основании его производительности. Это необходимо для интенсификации процесса промывки и создания циркуляции жидкости, выходящей из ГТ под напором. Т.е. процесс промывки начинают еще до полного спуска ГТ до конца интервала промывки.
Ведут спуск ГТ при одновременной прямой промывке до расчетной глубины забоя (нижней границы интервала промывки).
Процесс промывки ведут при максимально возможном расходе жидкости 4 м3/час, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата.
В процессе промывки производят расхаживание ГТ от забоя до входа в НКТ или до сужения проходного сечения колонн НКТ, оборудованных пакерами, опрессовочными седлами и т.д. для повышения эффективности промывки.
При достижении ГТ нижней границы интервала промывки (конца забоя) производят заполнение ствола скважины до устья закачкой технологической жидкости через ГТ в течение 2-3 часов.
Для лучшего выноса грязи с забоя скважины используют комбинированную промывку, т.е. после достижения забоя прямой промывкой переключают ее на обратную.
Выходящую в процессе обратной промывки из скважины жидкость направляют для осаждения твердых частиц в желобную емкость.
При наличии циркуляции после полного заполнения скважины поднимают колонну ГТ со скоростью 16-17 м/мин.
В интервалах ствола скважины с зенитными углами 60 градусов и более скорость спуска ГТ составит 10-11 м/мин, скорость подъема ГТ - 12-13 м/мин.
Объем ГТ определяют на основе их диаметра и длины.
Время прокачки (продавки) 4 м3 технологической жидкости через ГТ диаметром d=25 мм или d=38 мм составляет около 1 часа.
В случае отсутствия циркуляции после спуска ГТ до нижней границы интервала промывки, ГТ не поднимают, а принимают решение о дальнейшей закачке по большому межтрубному пространству (БМП).
Отсутствие циркуляции обусловлено высокой поглотительной способностью продуктивных горизонтов.
При спуске ГТ до заданной глубины с прокачкой жидкости в определенном объеме в случае отсутствия циркуляции осуществляют дополнительную закачку используемой технологической жидкости в объеме, зависящем от статического уровня жидкости в стволе скважины.
Для этого по завершении спуска ГТ до расчетной глубины приподнимают башмак гибкой трубы до интервала перфорации эксплуатационной колонны в продуктивных горизонтах и закачивают дополнительный объем технологической жидкости (объем жидкости заполнения зависит от статического уровня жидкости в стволе скважины) по БМП до устья скважины.
При наличии циркуляции после заполнения скважины поднимают колонну ГТ.
В случае отсутствия или наличия циркуляции в скважине после закачки дополнительного объема технологической жидкости проводят обработку призабойной зоны (ОПЗ) кислотой, т.е. приступают к дальнейшим ремонтным работам.
ОПЗ содержит следующие этапы.
Вызывают циркуляцию и спускают колонну ГТ со скоростью 14-15 м/мин с промывкой от 0,5 до 1 м ниже интервала перфорации (при наличии зумпфа).
Интервалом перфорации является интервал эксплуатационной колонны в продуктивных горизонтах, выполняемый при строительстве скважины.
Закачивают в ГТ кислотный состав в два этапа при открытой затрубной задвижке:
- на первом этапе закачивают кислотный раствор в объеме, равном сумме объемов колонны ГТ и кольцевого пространства в интервале перфорации;
- на втором этапе закачивают дополнительный объем от 1 до 2 м3.
Объем кислотного раствора определяют на основании мощности обрабатываемого интервала перфорации.
После чего продавливают весь закачанный в два этапа кислотный раствор в пласт технологической (продавочной) жидкостью.
Если объем кислоты меньше объема ГТ закачкой дополнительного расчетного объема технологической жидкости или кислотным раствором доводят кислотный раствор до верхнего интервала перфорации, после чего закрывают затрубную задвижку и продавливают кислоту в пласт.
При проведении работ в поглощающих скважинах дополнительно производят продавку кислотного состава по БМП.
Процесс закачки и продавки производят при максимально возможном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата и не превышаются допустимые на эксплуатационную колонну и пласты давления.
При закрытой скважине кислотный раствор оставляют в пласте для реагирования.
При концентрации соляной кислоты до 15% время реагирования от 3 ч до 4 ч, до 24% - от 2 ч до 3 ч, глинокислоты в песчаниках (в т.ч. заглинизированных) и алевролитах - от 1 до 2 ч.
Время реагирования считают с момента окончания продавки кислотного состава.
Во избежание прихвата и вредного воздействия кислотных растворов на материал ГТ при перерывах в работе более 1 часа производят подъем ГТ в «безопасную зону» (не менее 300 м от интервала ведения работ).
Промывку продуктов реагирования в нагнетательных скважинах производят по окончании времени реагирования.
Ставят скважину под закачку (промывку) и определяют приемистость.
Общий объем промывки должен составлять не менее двух объемов пространства, внутри которого происходит циркуляция технологической (промывочной) жидкости.
Промывку продуктов реагирования в добывающих скважинах, в которых была оставлена кислотная ванна и приемистость не была достигнута, производят до установления рН-показателя выносимой из скважины жидкости в пределах, соответствующих значению рН пластовой жидкости эксплуатируемого горизонта до кислотной обработки. Измерение производят переносным рН-метром или индикаторной бумагой.
В добывающих скважинах, в которых кислота была продавлена в пласт, а также в скважинах, в которых невозможно вызвать циркуляцию, продукты реагирования удаляют скважинным насосом в желобную емкость или автоцистерну с контролем рН-показателя откачиваемой жидкости.
Далее поднимают колонну ГТ со скоростью 16-17 м/мин.
В другом варианте проведения ОПЗ проводят комплексную ОПЗ с применением растворителей и кислот.
Растворители используются для растворения и эффективной очистки призабойной зоны пласта от углеводородных загрязнений.
Кислотный раствор используется для растворения неорганических соединений с последующей выдержкой в пласте, промывкой продуктов реагирования (для добывающих скважин) и запуском скважины в работу.
Комплексная ОПЗ содержит следующие этапы.
Вызывают циркуляцию и спускают колонну ГТ с закачкой технологической жидкости (промывкой) до нижних отверстий интервала перфорации на скорости - 14-15 м/мин.
Закачивают в ГТ при открытой затрубной задвижке объем растворителя (кислотного раствора), равный объему колонны ГТ.
Закрывают затрубную задвижку и, продолжая закачку растворителя, начинают подъем ГТ со скоростью 5-7 м/мин.
При достижении верхней границы интервала перфорации начинают спуск ГТ со скоростью 5-7 м/мин, продолжая закачку растворителя.
При достижении нижней границы интервала перфорации циклы обработки растворителем повторяют до окончания закачки технологической жидкости в объеме, равном объему ГТ.
В поглощающих скважинах производят дополнительную продавку растворителя по БМП.
При отсутствии приемистости производят кислотную обработку как по предыдущему варианту.
Поднимают колонну ГТ со скоростью 16-17 м/мин.
Далее осваивают скважину глубинным насосом.
Claims (14)
1. Способ очистки ствола скважины, содержащий следующие этапы:
- определяют интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают на 10-20 м выше забоя скважины, а нижней границей промывки является забой скважины;
- спускают колонну гибких труб (ГТ) при одновременной закачке технологической жидкости от устья скважины до верхней границы промывочного интервала;
- при достижении ГТ верхней границы интервала промывки снижают скорость спуска ГТ до минимально возможной, при этом увеличивая расход жидкости до максимально возможного для снижения риска забивания ГТ;
- в случае отсутствия циркуляции при достижении ГТ нижней границы интервала промывки приподнимают башмак ГТ до интервала перфорации эксплуатационной колонны;
- производят вызов циркуляции, закачивая дополнительный объем технической жидкости по большому межтрубному пространству (БМП),
при этом время вызова циркуляции составляет не более 1 часа;
- в случае отсутствия циркуляции по БМП производят обработку призабойной зоны (ОПЗ);
- после окончания ОПЗ поднимают ГТ на поверхность.
2. Способ по п. 1, в котором при достижении ГТ верхней границы интервала промывки минимальная скорость спуска ГТ составляет 0,01 м/с, максимальный расход жидкости - 4 м3/час.
3. Способ по п. 1, в котором для вызова циркуляции по БМП дополнительный объем технической жидкости закачивают по нагнетательной линии через эксплуатационную колонну.
4. Способ по п. 1, в котором для вызова циркуляции по БМП дополнительный объем технологической жидкости определяют на основании статического уровня в скважине и объема обсадной колонны.
5. Способ по п. 1, в котором ОПЗ проводят при наличии и при отсутствии циркуляции при закачивании по БМП, а также при заполненной и незаполненной до устья скважине.
6. Способ по п. 1, в котором спуск ГТ до верхней границы интервала промывки ведут со скоростью 14-15 м/мин, подъем - со скоростью 16-17 м/мин.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139355A RU2670795C9 (ru) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139355A RU2670795C9 (ru) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2670795C1 RU2670795C1 (ru) | 2018-10-25 |
| RU2670795C9 true RU2670795C9 (ru) | 2018-11-26 |
Family
ID=63923610
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017139355A RU2670795C9 (ru) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2670795C9 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188304C1 (ru) * | 2001-12-28 | 2002-08-27 | Ананенков Александр Георгиевич | Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин |
| US20080217019A1 (en) * | 2000-04-28 | 2008-09-11 | Bj Services Company | Coiled tubing wellbore cleanout |
| 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 |
| RU2544944C2 (ru) * | 2013-02-26 | 2015-03-20 | Закрытое акционерное общество "ПРОММАШСЕРВИС" | Способ удаления песчано-глинистой пробки в скважине и ее освоение в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2560453C1 (ru) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
| RU2630938C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума |
-
2017
- 2017-11-13 RU RU2017139355A patent/RU2670795C9/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080217019A1 (en) * | 2000-04-28 | 2008-09-11 | Bj Services Company | Coiled tubing wellbore cleanout |
| RU2188304C1 (ru) * | 2001-12-28 | 2002-08-27 | Ананенков Александр Георгиевич | Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин |
| 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 |
| RU2544944C2 (ru) * | 2013-02-26 | 2015-03-20 | Закрытое акционерное общество "ПРОММАШСЕРВИС" | Способ удаления песчано-глинистой пробки в скважине и ее освоение в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2560453C1 (ru) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
| RU2630938C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2670795C1 (ru) | 2018-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3743017A (en) | Use of fluidic pressure fluctuation generator to stimulate underground formations | |
| CN101457640B (zh) | 磨料射流井下射孔、割缝分层压裂的方法 | |
| RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2667561C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе наклонной скважины | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| Khusnutdinova et al. | Experience of applying the shock wave impact method for the bottomhole zone | |
| CN113006755A (zh) | 一种sagd开采方式中隔夹层压裂改造的方法 | |
| SU1709076A1 (ru) | Способ оборудовани фильтровой скважины | |
| CN103470221B (zh) | 欠平衡下油管、不压井气举、轴抽和检泵的联作方法 | |
| RU2670795C9 (ru) | Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой | |
| CN205823208U (zh) | 一种油田油水井新型返排解堵系统 | |
| RU156405U1 (ru) | Компоновка низа бурильной колонны со струйным насосом | |
| RU2183742C2 (ru) | Способ обработки продуктивной зоны пласта | |
| RU2703093C2 (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 | |
| CN102268963A (zh) | 基岩裂隙地层混合钻进成井工艺 | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта | |
| CN110043218A (zh) | 砾石充填方法 | |
| CN111364961A (zh) | 超稠油sagd开采方法 | |
| RU2740505C1 (ru) | Способ кислотной обработки открытого горизонтального ствола скважин | |
| RU2410528C1 (ru) | Способ борьбы с пескопроявлением в скважине | |
| RU2243366C2 (ru) | Способ акустического воздействия на скважины системы поддержания пластового давления | |
| RU2626495C1 (ru) | Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта | |
| RU2323324C1 (ru) | Способ ремонта нагнетательной скважины | |
| RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification |