RU2833662C1 - Способ бурения скважин - Google Patents
Способ бурения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2833662C1 RU2833662C1 RU2024120732A RU2024120732A RU2833662C1 RU 2833662 C1 RU2833662 C1 RU 2833662C1 RU 2024120732 A RU2024120732 A RU 2024120732A RU 2024120732 A RU2024120732 A RU 2024120732A RU 2833662 C1 RU2833662 C1 RU 2833662C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- drill
- main
- well
- additional
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000006880 cross-coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 21
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 4
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области строительства глубоких скважин, и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств вскрываемых продуктивных пластов. Способ бурения скважин заключается в спуске в скважину на колонне бурильных труб расположенного снизу породоразрушающего инструмента и основного пакера, оснащенного основной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из затрубья бурильных труб скважины выше основного пакера в скважинное устройство, установленное ниже основного пакера, а снаружи скважинного устройства - в колонну бурильных труб выше основного пакера, осуществлении обратной промывки буровым раствором ствола скважины выше основного пакера по затрубью - снаружи бурильных труб. Перед спуском бурильные трубы сверху ниже устья скважины оснащают дополнительным пакером с дополнительной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из колонны бурильных труб выше дополнительного пакера в затрубье колонны бурильных труб ниже этого пакера, а из колонны бурильных труб ниже дополнительного пакера - в затрубье колонны бурильных труб выше дополнительного пакера. В качестве скважинного устройства используют забойный двигатель для вращения породоразрушающего инструмента. Предлагаемый способ бурения скважин позволяет расширить функциональные возможности за счет использования забойного двигателя ниже пакера, позволяющего производить проходку также глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками) без кольматации первично вскрываемых пластов за счет обратной промывки с использованием типового для прямой промывки скважинного оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к области строительства глубоких скважин и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств вскрываемых продуктивных пластов.
Известен способ создания депрессии на пласт при роторном бурении скважины (патент RU №2637254, МПК Е21В 21/08, Е21В 07/00, опубл. 01.12.2017 Бюл. №34), включающий промывку скважины поверхностным насосом через бурильную колонну труб, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту и углубление скважины, периодическую приостановку углубления скважины, герметизацию затрубного пространства вращающимся пакером, установленным на цилиндрическом корпусе, включение обратной призабойной промывки с перепадом давления жидкости на пакере, создаваемого струйным насосом, установленным выше пакера на нижнем конце бурильной колонны и выполненным в виде сопла, камеры смешения и диффузора, гидравлически связанного с затрубным пространством и возобновление углубления с депрессией на пласт, причем с целью повышения эффективности способа за счет уменьшения загрязнения пласта и обеспечения при этом бурения также наклонных и горизонтальных скважин одной компоновкой на депрессии и на репрессии без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту проводят непосредственно через цилиндрический корпус, выполненный с возможностью уплотнения по наружной поверхности, который перемещают в процессе углубления на всю его длину с вращением внутри пакера при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями с использованием комбинированного уплотнения, выполненного в виде металлического кольца, установленного первым по ходу утечки и резинового элемента, установленного вторым по ходу утечки жидкости в области пониженного давления и гидравлически связанного своей внутренней полостью с затрубным пространством повышенного давления над пакером, при этом пакер снабжают механическим замком, например, в виде подпружиненного шара, а цилиндрический корпус в нижней части снабжают обратным клапаном и выполняют в виде одной бурильной трубы или нескольких труб с диаметром соединений последних, равным диаметру тела трубы при общей длине цилиндрического корпуса не более длины используемых свеч.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности создания депрессии на высокопродуктивные и/или имеющие высокое пластовое давление (свыше 10 МПа) пласты, а также сложность реализации из-за необходимости строго соблюдать режимы работы при реализации способа.
Известен также способ строительства скважин для разведки и добычи промышленно полезных флюидов - нефти, газа, пара и воды, аккумулированных в природных трещинных резервуарах (патент RU №2732161, МПК Е21В 07/00, Е21В 21/00, Е21В 43/02, опубл. 14.09.2020 Бюл. №26), включающий первичное вскрытие резервуара скважиной с применением составной бурильной колонны, очистку скважины от выбуренной породы восходящим потоком бурового раствора, спуск эксплуатационной колонны и разобщение пластов в ее заколонном пространстве и стимулирование притока пластового флюида, причем первичное вскрытие резервуара проводят с очисткой скважины от выбуренной породы - шлама буровым раствором при обратной непрерывной промывке, проводят отбор проб шлама для обнаружения характерных минералов заполнения природных трещин и определения по этим данным интервалов вскрытия кластеров природных трещин, выделяют по данным о поглощениях бурового раствора или притока пластовых флюидов пересекаемые скважиной кластеры природных трещин с открытыми и закрытыми - минерализованными трещинами, среди кластеров с открытыми трещинами по данным об интенсивности поглощений бурового раствора или притока пластовых флюидов во время бурения выделяют кластеры трещин с промышленным потенциалом, которые не нуждаются в стимулировании при заканчивании скважины, и кластеры с низким потенциалом, которые нуждаются в стимулировании притока при заканчивании скважины, проводят спуск в скважину эксплуатационной колонны, оборудованной устройствами, разделяющими в заколонном пространстве колонны кластеры природных трещин, проводят стимулирование притока в интервалах кластеров минерализованных трещин и кластеров открытых трещин с низким промышленным потенциалом, проводят перфорацию эксплуатационной колонны в интервалах кластеров трещин, не нуждающихся в стимулировании, и проводят освоение скважины.
Недостатком данного способа является узкая область применения из-за невозможности использования забойных двигателей при обратной промывке, что делает невозможным проходки глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками).
Наиболее близким по технической сущности является устройство для вскрытия пласта (патент RU №2025566, МПК Е21В 21/08, опубл. 30.12.1994 Бюл. №36), содержащее две концентрично размещенные одна относительно другой трубы, внутренняя из которых имеет породоразрушающий элемент, и узел кольматации стенок скважины, причем, с целью повышения эффективности работы устройства, оно снабжено муфтой перекрестного течения жидкости с вертикальным и горизонтальным каналами, установленной на наружной трубе, и размещенными на последней пакерующими элементами, расположенными под муфтой с возможностью осевого перемещения вдоль трубы и между собой, а узел кольматации стенок скважины выполнен в виде шнека, размещенного на наружной поверхности внутренней трубы и жестко связанного с ней.
Данным устройством осуществляют способ бурения ствола скважины для первичного вскрытия пласта породоразрущающим инструментом при обратной промывке пласта до пакера, размещенного выше породоразрушающего инструмента и оснащенного перекрестной муфтой, направляющей поток жидкости из затрубья бурильных труб скважины выше пакера в узел кольматации с завихрителем, установленный ниже пакера, а снаружи узла кольматации - в колонну бурильных труб выше пакера.
Недостатком данного способа является узкая область применения из-за применения только для вскрытия пластов, кольматация вскрываемого пласта, что требует после вторичного вскрытия этого пласта проведения высоко затратных по времени и материалам мероприятий (вскрытие на депрессии, кислотная обработка, высокая компрессия и/или т.п.) пластов, при этом невозможно использовать забойные двигатели, что делает невозможным проходки глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками).
Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание способа бурения скважин, позволяющего расширить функциональные возможности за счет использования забойного двигателя ниже пакера, позволяющего производить проходку также глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками) без кольматации первично вскрываемых пластов за счет обратной промывки с использованием типового для прямой промывки скважинного оборудования.
Техническим решением является способ бурения скважин, включающий спуск в скважину на колонне бурильных труб расположенного снизу породоразрушающего инструмента и основного пакера, оснащенного основной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из затрубья бурильных труб скважины выше основного пакера в скважинное устройство, установленное ниже основного пакера, а снаружи скважинного устройства - в колонну бурильных труб выше основного пакера, осуществление обратной промывки буровым раствором ствола скважины выше основного пакера по затрубью - снаружи бурильных труб.
Новым является то, что перед спуском бурильные трубы сверху ниже устья скважины оснащают дополнительным пакером с дополнительной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из колонны бурильных труб выше дополнительного пакера в затрубье колонны бурильных труб ниже этого пакера, а из колонны бурильных труб ниже дополнительного пакера - в затрубье колонны бурильных труб выше дополнительного пакера, при этом в качестве скважинного устройства используют забойный двигатель для вращения породоразрушающего инструмента.
Новым является также то, что забойный двигатель сверху оснащен полым штоком, герметично вставленным в основную перекрестную муфту с возможностью ограниченного перемещения продольного перемещения.
На чертеже изображена схема реализации способа в продольном разрезе.
Способ бурения скважин включает в себя спуск в скважину 1 на колонне бурильных труб 2 расположенного снизу породоразрушающего инструмента 3 (долото, коронка или т.п.) и основного пакера 4, оснащенного основной перекрестной муфтой 5, направляющей поток бурового раствора из затрубья 6 бурильных труб 2 скважины 1 выше основного пакера 4 по каналу 7 (показан условно) в скважинное устройство, изготовленное в виде забойного двигателя 8 для вращения породоразрушающего инструмента 3 и установленное ниже основного пакера 4, а снаружи забойного двигателя 8 - в колонну бурильных труб 2 выше основного пакера 4. Осуществление обратной промывки буровым раствором ствола скважины 1 выше основного пакера 4 по затрубью 6 - снаружи бурильных труб 1. Перед спуском бурильные трубы 1 сверху ниже устья скважины 1 оснащают дополнительным пакером 9 с дополнительной перекрестной муфтой 10, направляющей поток бурового раствора из колонны бурильных труб 2 по каналу 11 (показан условно) выше дополнительного пакера 9 в затрубье 6 коллонны бурильных труб 2 ниже этого пакера 9, а из колонны бурильных труб 2 ниже дополнительного пакера 9 - в затрубье 12 колонны бурильных труб 2 выше дополнительного пакера 9. При наличии наклонного (не показан) или горизонтального участка 13 скважины 1 длиной более 150 м забойный двигатель 8 сверху рекомендуется оснащать полым штоком 14, герметично вставленным в основную перекрестную муфту 5 с возможностью ограниченного продольного перемещения для обеспечения достаточной для воздействия на забой 15 продольной нагрузки на породоразрущающий инструмент 3, так как веса колонны бурильных труб 2 может не хватить для обеспечения бурения забоя 15. При глубине скважины более 500 м основную перекрестную муфту 5 рекомендуется оснащать обратным клапаном 16 для исключения слива жидкости из колонны бурильных труб 2 во время установки дополнительной бурильной трубы (не показана) для продолжения бурения, что позволяет снизить время на ее заполнения при возобновлении работы. Пакеры 4 и 9 могут быть изготовлены любой известной конструкции, например, приводящие в рабочее положение при помощи веса колонны бурильных труб 2, при помощи поворота колонны бурильных труб 2 или т.п. - на конструкцию и способ установки пакеров 4 и 9 авторы не претендуют, так как они широко раскрыты в открытых источниках.
Конструктивные элементы, технологические соединения, уплотнения и т.п., не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны или показаны условно.
Пример конкретного выполнения
При бурении ствола скважины 1 с горизонтальным участком 13 (условным диаметром 216 мм) колонну бурильных труб 2 (наружным диаметром 127 мм и толщиной стенки 9,5 мм) оснащают последовательно снизу породоразрушающим инструментом 3 (долотом диаметром 215,9 мм) с забойным двигателем и основным пакером 4 с перекрестной муфтой 5, обратным клапаном 16 и центраторами 17 (показаны условно) с двух сторон, а сверху - дополнительным пакером 9 с дополнительной перекрестной муфтой 10. Причем из-за наличия горизонтального участка 13 забойный двигатель 8 оснащен полым штоком 14 герметично вставленным в основную перекрестную муфту 5. Колонну бурильных труб 2 с пакерами 4 и 9 и перекрестными муфтами 5 и 10 на ведущей трубе 18 размещают в скважине 1 так, чтобы породоразрушающий инструмент 3 упирался в забой 15, а полый шток 14 вошел внутрь основной перекрестной муфты 5. Пакерами 4 и 9 герметизируют ствол скважины 1, переводя их в рабочее положение. Устье скважины 1 герметизируют вокруг ведущей трубы 18, которую сверху соединяют со шлангом (не показан) и нагнетательным насосом (не показан). Нагнетательным насосом через в ведущую трубу 18 закачивают в колонну бурильных труб 2 жидкость, которая через канал 11 дополнительной перекрестной муфты 10, затрубье 6 ниже дополнительного пакера 9, канал 7 основной перекрестной муфты 4 и полый шток 14 попадает в забойный двигатель 8. Проходя через забойный двигатель 8 и выходя через отверстие 19 жидкость обеспечивает вращение породоразрушающего инструмента 3. При этом создается перепад давления между каналом 7 основной перекрестной муфты 4 пространством снаружи забойного двигателя 8, обеспечивая продольное усилие на забойный двигатель 8 и породоразрушающий инструмент 3 и, как следствие, углубление забоя 15 скважины 1 вместе с выдвижением полого штока 14 из основной перекрестной муфты 5. Жидкость с разрушенной породоразрушающим инструментом 3 породой и шламом из пространства снаружи забойного двигателя 8 через основную перекрестную муфту 4, обратный клапан 16, колонну бурильных труб 2 и дополнительную перекрестную муфту 10 поступает в затрубье 12 колонны бурильных труб 2 выше дополнительного пакера 9, откуда отбирается, например, по устьевому патрубку 20 в сборную емкость 21. Из сборной емкости 21 жидкость очищают, жидкость направляют опять на вход нагнетательного насоса, а шлам и породу утилизируют. После полного выдвижения полого штока 14 из основной перекрестной муфты 5 закачку жидкости в колонну бурильных труб 2 прекращают, устье скважины 1 разгерметизируют, ведущую трубу 18 опускают с колонной бурильных труб 2 до входа полого штока 14 в основную перекрестную муфту 5, что определяют снижением веса колонны бурильных труб 2 на устьевом индукторе веса (УИВ - не показан). После чего герметизируют устье скважины 1 и продолжают бурение описанным выше методом. При недостаточной длине ведущей трубы 18 для опускания ее с верхней частью колонны бурильных труб 2 до дополнительного пакера 9 извлекают из скважины 1, колонну бурильных труб 2 наращивают еще одной бурильной трубой (не показана), которую присоединяют к ведущей трубе 18. После чего колонну бурильных труб 3 на ведущей трубе 18 опускают в скважину 1 до входа полого штока 14 в основную перекрестную муфту 5. Устье скважины 1 герметизируют вокруг ведущей трубы 18, которую сверху соединяют со шлангом и нагнетательным насосом и продолжают бурение описанным выше методом.
Так как объем перекачиваемой жидкости остается постоянным и зависит от производительности (Q) устьевого нагнетательного насоса, то скорость потока (v) зависит от поперечного сечения (S):
, (1)
где v - скорость потока, м/с;
Q - производительность устьевого нагнетательного насоса, м3/ч;
S - площадь поперечного сечения, м2.
Площадь поперечного сечения затрубья 6 скважины 1:
,(2)
где Sз - площадь поперечного сечения затрубья 6 скважины 1, м2;
Dскв - внутренний диаметр скважины 1, м;
dн - наружный диаметр колонны бурильных труб, м.
Площадь внутреннего поперечного сечения колонны бурильных труб 2:
,(3)
где Sк - площадь внутреннего поперечного сечения колонны бурильных труб 2, м2;
dв - внутренний диаметр колонны бурильных труб, м.
Отношение скорости потока внутри (vвн) и снаружи (vн) колонны бурильных труб 2, исходя из формул (1), (2) и (3):
,(4)
То есть скорость внутри колонны бурильных труб как минимум в 2,5 раза выше скорости в затрубье 6, обеспечивая отличный вынос разрушенной породы и шлама из призабойной зоны скважины 1 без кольматации первично вскрываемых пластов. Наличие забойного двигателя 8, дополнительного пакера 9 с дополнительной перекрестной муфтой 10 позволяет производить проходку также глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками) с использованием типового оборудования для прямой промывки скважинного оборудования (подъемников, УИНов, нагнетательных насосов, устьевых герметизаторов скважины 1 и т.п.). Все это в совокупности позволяет значительно экономить временные и материальные затраты на бурение скважин.
Предлагаемый способ бурения скважин позволяет расширить функциональные возможности за счет использования забойного двигателя ниже пакера, позволяющего производить проходку также глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками) без кольматации первично вскрываемых пластов за счет обратной промывки с использованием типового для прямой промывки скважинного оборудования.
Claims (2)
1. Способ бурения скважин, включающий спуск в скважину на колонне бурильных труб расположенного снизу породоразрушающего инструмента и основного пакера, оснащенного основной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из затрубья бурильных труб скважины выше основного пакера в скважинное устройство, установленное ниже основного пакера, а снаружи скважинного устройства – в колонну бурильных труб выше основного пакера, осуществление обратной промывки буровым раствором ствола скважины выше основного пакера по затрубью – снаружи бурильных труб, отличающийся тем, что перед спуском бурильные трубы сверху ниже устья скважины оснащают дополнительным пакером с дополнительной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из колонны бурильных труб выше дополнительного пакера в затрубье колонны бурильных труб ниже этого пакера, а из колонны бурильных труб ниже дополнительного пакера – в затрубье колонны бурильных труб выше дополнительного пакера, при этом в качестве скважинного устройства используют забойный двигатель для вращения породоразрушающего инструмента.
2. Способ бурения скважин по п. 1, отличающийся тем, что забойный двигатель сверху оснащен полым штоком, герметично вставленным в основную перекрестную муфту с возможностью ограниченного продольного перемещения.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2833662C1 true RU2833662C1 (ru) | 2025-01-28 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2025566C1 (ru) * | 1990-09-24 | 1994-12-30 | Константин Иванович Пономарев | Устройство для вскрытия пласта |
| RU2331758C2 (ru) * | 2006-09-11 | 2008-08-20 | ООО НИИ "СибГео Тех" | Скважинная пакерная установка с насосом (варианты) |
| RU2450112C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-05-10 | Ангам Аглямович Агадуллин | Устройство для бурения скважины и её эксплуатации |
| RU2522837C1 (ru) * | 2013-05-07 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости |
| RU2534876C1 (ru) * | 2013-09-13 | 2014-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Двухпакерная установка для эксплуатации скважин электроприводным насосом с одновременной изоляцией интервала негерметичности и циркуляционный клапан |
| CN107816326A (zh) * | 2017-10-23 | 2018-03-20 | 西华大学 | 一种双壁反循环钻井工具 |
| RU2776997C1 (ru) * | 2021-11-08 | 2022-07-29 | Салават Анатольевич Кузяев | Способ и устройство для очистки забоя скважины |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2025566C1 (ru) * | 1990-09-24 | 1994-12-30 | Константин Иванович Пономарев | Устройство для вскрытия пласта |
| RU2331758C2 (ru) * | 2006-09-11 | 2008-08-20 | ООО НИИ "СибГео Тех" | Скважинная пакерная установка с насосом (варианты) |
| RU2450112C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-05-10 | Ангам Аглямович Агадуллин | Устройство для бурения скважины и её эксплуатации |
| RU2522837C1 (ru) * | 2013-05-07 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости |
| RU2534876C1 (ru) * | 2013-09-13 | 2014-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Двухпакерная установка для эксплуатации скважин электроприводным насосом с одновременной изоляцией интервала негерметичности и циркуляционный клапан |
| CN107816326A (zh) * | 2017-10-23 | 2018-03-20 | 西华大学 | 一种双壁反循环钻井工具 |
| RU2776997C1 (ru) * | 2021-11-08 | 2022-07-29 | Салават Анатольевич Кузяев | Способ и устройство для очистки забоя скважины |
| RU2808250C1 (ru) * | 2022-09-26 | 2023-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Новые Технологии Севера" | Устройство для нормализации ствола скважин и способ его работы |
| RU2805679C1 (ru) * | 2022-11-25 | 2023-10-23 | Марат Магасумович Шайхутдинов | Устьевой потокоделитель |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2432451C1 (ru) | Устройство и способ для перемещения храповым механизмом инструмента обработки пласта для интенсификации притока | |
| RU2338863C2 (ru) | Способ и система обеспечения доступа в подземную зону с поверхности земли | |
| US6601648B2 (en) | Well completion method | |
| EP1208285B1 (en) | Method and apparatus for displacing drilling fluids with completion and workover fluids, and for cleaning tubular members | |
| US8287050B2 (en) | Method of increasing reservoir permeability | |
| CN110397428A (zh) | 一种直井与u型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法 | |
| RU2190089C1 (ru) | Способ глубокой перфорации обсаженных скважин | |
| RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
| AU2002339535B2 (en) | Assembly for drilling low pressure formation | |
| RU2100580C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины многопластового месторождения нефти | |
| US20230383604A1 (en) | Whipstock to plug and abandon wellbore below setting depth | |
| CN104563873B (zh) | 一种井下套管动力导向装置 | |
| WO1991017339A1 (en) | Method and apparatus for drilling and coring | |
| US5220829A (en) | Downhole formation pump | |
| RU2410514C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| CA2837713A1 (en) | Hydrajetting nozzle and method | |
| RU2405914C1 (ru) | Способ и устройство для промывки скважины | |
| CN113006755A (zh) | 一种sagd开采方式中隔夹层压裂改造的方法 | |
| RU2833662C1 (ru) | Способ бурения скважин | |
| RU156918U1 (ru) | Буровая установка | |
| RU2021477C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| CN111946300A (zh) | 同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井及开采方法 | |
| RU2256773C1 (ru) | Устройство для определения интервалов водопритока и их изоляции в наклонно-направленных и горизонтальных стволах скважин | |
| CN116752959A (zh) | 不稳定深钻孔随钻式地应力测试装置及测试方法 | |
| RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины |