RU2656255C1 - Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта - Google Patents
Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2656255C1 RU2656255C1 RU2017127633A RU2017127633A RU2656255C1 RU 2656255 C1 RU2656255 C1 RU 2656255C1 RU 2017127633 A RU2017127633 A RU 2017127633A RU 2017127633 A RU2017127633 A RU 2017127633A RU 2656255 C1 RU2656255 C1 RU 2656255C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- string
- perforator
- formation
- pressure
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims 2
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/112—Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means
-
- 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатных пластов. Способ включает спуск колонны НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. На устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта. Производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м. На каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения. Пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта. Не извлекая пробойники перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин. Сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, затем все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта. По окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину. Обеспечивается повышение эффективности обработки призабойной зоны карбонатного пласта; повышение качества очистки призабойной зоны карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа, снижение материальных затрат на реализацию способа. 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатных пластов.
Известны способы перфорации скважин с использованием гидромеханических перфораторов многоразового использования, которые устанавливаются в скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Они могут иметь различные типы и формы рабочих органов с гидромониторными каналами и насадками, которые обеспечивают гидродинамический размыв каверн в заколонном пространстве скважины высокоскоростными струями рабочей жидкости, описанные в патентах: ''Устройство для создания перфорационных каналов глубокого проникновения в нефтяных и газовых скважинах'' (RU №2403380, МПК Е21В 43/114, опубл. 10.11.2010 г., Бюл. №31) или ''Гидромеханический щелевой перфоратор (варианты)'' (патент RU №2247226, МПК Е21В 43/112, опубл. 27.02.2005 г., Бюл. №6).
Общими недостатками способов с использованием указанных устройств являются:
- ухудшение фильтрационных свойств пласта, так как при размыве каверн частицы цементного камня и горной породы (кольматант) устремляются вглубь пласта и забивают флюидопроводящие каналы;
- недостаточная эффективность обработки призабойной зоны пласта, так как после образования каверн не проводится кислотная обработка размытых каверн через гидромониторные каналы перфоратора.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидромеханической перфорации скважин на депрессии (патент RU №2612702, МПК Е21В 43/114, опубл. 13.03.2017 г., Бюл. №8), при котором осуществляют спуск в эксплуатационную колонну закрепленных на колонне НКТ струйного насоса, пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, устанавливают пакер в эксплуатационной колонне с последующим вскрытием эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с формированием перфорационных отверстий пробойниками перфоратора, осуществляют размыв каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия через гидромониторные каналы пробойников перфоратора, извлекают кольматант из ПЗП путем создания депрессии струйным насосом в подпакерном пространстве. Вскрытие эксплуатационной колонны осуществляют в два этапа, при этом на первом этапе осуществляют формирование технологических перфорационных отверстий без размыва каверн, затем на втором этапе осуществляют формирование перфорационных отверстий, через которые производят размыв каверн, одновременно с которым осуществляют создание депрессии струйным насосом в подпакерном пространстве и извлечение кольматанта через технологические перфорационные отверстия.
Недостатками данного способа являются:
- низкая эффективность обработки ПЗП, обусловленная тем, что после размыва каверн не производится обработка породы в ПЗП через эти каверны. Это не позволяет интенсифицировать приток продукции из флюидопроводящих каналов пласта через каверны в скважину;
- низкое качество очистки ПЗП, т.е. лишь частичное извлечение кольматанта через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны скважины после прокола и размыва каверн с использованием струйного насоса без освоения скважины;
- низкая надежность реализации способа, связанная с возможной негерметичной посадкой пакера или потерей герметичности пакера в процессе реализации способа;
- высокие материальные затраты на реализацию способа: необходимо дополнительно использовать пакер и струйный насос.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности обработки и качества очистки ПЗП, а также повышение надежности реализации способа и снижение материальных затрат на реализацию способа.
Поставленные технические задачи решаются способом перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора.
Новым является то, что на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну, так чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта, затем производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м, при этом на каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, при этом пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта, затем, не извлекая пробойников перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин, после чего сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, после чего все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта, по окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, далее сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину.
На фиг. 1-5 схематично изображен предлагаемый способ.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.
На устье скважины на нижний конец колонны НКТ 1 (см. фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: прокалывающий гидромеханический перфоратор 2, циркуляционный клапан 3 и свабный ограничитель 4. При этом выполняется условие:
D1>d2>d3,
где d1 - диаметр гидравлического канала прокалывающего гидромеханического перфоратора 2, мм;
d2 - внутренний диаметр циркуляционного клапана 3, мм;
d3 - внутренний диаметр свабного ограничителя 4, мм.
В качестве прокалывающего гидромеханического перфоратора используют любое известное устройство, позволяющее последовательно проводить проколы в эксплуатационной колонне с помощью пробойника и размыв каверн через гидромониторные каналы, выполненные в этом же пробойнике. Например, используют устройство для создания перфорационных каналов в скважине, описанное в патенте RU №2487990, МПК Е21В 43/114, опубл. 20.07.2013 г., Бюл. №20.
Спускают компоновку на колонне НКТ 1 в эксплуатационную колонну 5 (см. фиг. 1 и 2) так, чтобы резцы (пробойники) 6' и 6'' гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 находились на расстоянии а=0,2 м выше подошвы 7 продуктивного пласта 8 высотой Н (см. фиг. 2 и 3).
Далее производят вскрытие эксплуатационной колонны 5 в интервале продуктивного пласта 8, при этом производят ступенчатую гидромеханическую перфорацию с намывом каверн снизу вверх продуктивного пласта 8 с шагом h=0,2 м.
Для этого на каждой ступени в колонне НКТ 1 и гидромеханическом прокалывающем перфораторе 2 (см. фиг. 2) ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, например с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг. 1-5 не показан), при этом пробойники 6' и 6'' (см. фиг. 2) гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 выдвигаются радиально наружу, прокалывают два симметричных отверстия 9' и 9'' в эксплуатационной колонне 5, расположенные под углом 180° в интервале продуктивного пласта 8.
Ступенчатый подъем давления 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения позволяет произвести проколы (два симметричных отверстия 9' и 9'') в эксплуатационной колонне 5 без резких скачков давления, что снижает нагрузку на оборудование, используемое в процессе реализации способа.
Затем, не извлекая пробойники 6' и 6'' гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 из перфорационных отверстий 9' и 9'', в эксплуатационной колонне 5 через гидромониторные каналы 10' и 10'' пробойников 6' и 6'' при закрытой затрубной задвижке 11 производят размыв каверн 12' и 12'' рабочей жидкостью при давлении 15,0 МПа в течение 15 мин. В качестве рабочей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м3.
После чего сбрасывают давление в колонне НКТ 1 и гидромеханическом прокалывающем перфораторе 2 до нуля.
Далее вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта 8, поднимая компоновку относительно эксплуатационной колонны на расстояние h=0,2 м на каждой ступени (см. фиг. 3).
Например, высота Н продуктивного пласта 8 составляет 2 м. Тогда, учитывая ступенчато шаг h=0,2 м и расстояние от подошвы 7 продуктивного пласта 8, равный а=0,2 м, получим: (Н-a)/h=(2-0,2)/0,2=9 проколов по два симметричных отверстия по высоте продуктивного пласта 8.
Таким образом, получаем ряд перфорационных отверстий 9' и 9'' …9 n'' и 9 n'' (см. фиг. 3) в эксплуатационной колонне 5 и размытых в них соответствующих каверн 12' и 12'' …12n' и 12n'' по высоте продуктивного пласта 8.
По окончании ступенчатой гидромеханической перфорации с намывом каверн производят обработку продуктивного пласта и извлекают продукты реакции.
Для этого открывают затрубную задвижку 11 и доспускают колонну НКТ 1 (см. фиг. 4) в эксплуатационную колонну 5 так, чтобы циркуляционный клапан 3 (см. фиг. 1 и 4) находился посередине (Н/2) продуктивного пласта 8.
Далее в колонну НКТ сбрасывают шар 13, создают давление в колонне НКТ 1 с помощью насосного агрегата, например до 7,0 МПа, до разрушения срезного винта 14, крепящего втулку 15 к циркуляционному клапану 3. В результате втулка 15 из циркуляционного клапана 3 перемещается вниз вместе с шаром 13 до упора в верхний торец гидромеханического прокалывающего перфоратора 2, при этом открываются отверстия 16 в циркуляционном клапане 3.
Далее при открытой затрубной задвижке 11 закачивают в колонну НКТ 1 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта.
Например, как указано выше, при высоте продуктивного пласта 8, равной Н=2 м, закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в колонну НКТ 1 в объеме: 1,5 м3⋅2=3 м3.
Закрывают затрубную задвижку 11 и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты технологической жидкостью, например в объеме 3,8 м, по колонне НКТ 1 через отверстия 16 циркуляционного клапана 3 и через ряд перфорационных отверстий 9' и 9'' …9n' и 9n'' в эксплуатационной колонне 5 и размытых в них соответствующих каверн 12' и 12'' …12n' и 12n'' в призабойную зону карбонатного продуктивного пласта 8.
В качестве технологической жидкости применяют, например, сточную воду плотностью 1000 кг/м3. Оставляют скважину на реагирование, например на 8 ч.
Затем в колонну НКТ 1 спускают сваб 17 на геофизическом кабеле 18 (см. фиг. 5) и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину спуском сваба 17 на геофизическом кабеле 18 до свабного ограничителя 4 в двух объемах скважины, например 30 м3.
Повышается эффективность обработки ПЗП, так как после размыва каверн производится обработка породы в ПЗП через эти каверны. Это позволяет интенсифицировать приток продукции из флюидопроводящих каналов пласта, подвергшихся кислотной обработке через каверны в скважину.
Повышается качество очистки ПЗП, так как извлечение кольматанта через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны скважины после прокола и размыва каверн осуществляется свабированием и освоением скважины, что позволяет улучшить приток флюида в скважину.
Повышается надежность реализации способа, так как при реализации способа исключается применение пакера и связанная с ним негерметичная посадка в процессе реализации способа.
Снижаются материальные затраты на реализацию способа, так как при его реализации не нужно использовать пакер и струйный насос.
Предлагаемый способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта позволяет:
- повысить эффективность обработки призабойной зоны карбонатного пласта;
- повысить качество очистки призабойной зоны карбонатного пласта;
- повысить надежность реализации способа;
- снизить материальные затраты на реализацию способа.
Claims (1)
- Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора, отличающийся тем, что на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну, так чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта, затем производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м, при этом на каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, при этом пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта, затем, не извлекая пробойники перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин, после чего сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, после чего все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта, по окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, далее сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017127633A RU2656255C1 (ru) | 2017-08-01 | 2017-08-01 | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017127633A RU2656255C1 (ru) | 2017-08-01 | 2017-08-01 | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2656255C1 true RU2656255C1 (ru) | 2018-06-04 |
Family
ID=62560667
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017127633A RU2656255C1 (ru) | 2017-08-01 | 2017-08-01 | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2656255C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU186991U1 (ru) * | 2018-10-22 | 2019-02-12 | Хамит Гарипович Абдуллин | Устройство компоновки подземного оборудования для проведения гидроразрыва пласта и одновременного освоения скважины |
| RU2695611C1 (ru) * | 2018-10-05 | 2019-07-24 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский Федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики" (ФГУП "РФЯЦ-ВНИИЭФ") | Способ изменения концентрации взрывоопасной газовой среды на безопасную внутри контейнера |
| RU2695908C1 (ru) * | 2018-07-24 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2750004C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами |
| RU2791008C1 (ru) * | 2021-09-29 | 2023-03-01 | Иван Валериевич Лесь | Устройство для многостадийного гидравлического разрыва пласта |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2266405C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2334868C1 (ru) * | 2007-01-11 | 2008-09-27 | Александр Николаевич Переседов | Способ обработки зоны перфорации пласта скважины |
| RU2451160C1 (ru) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором |
| RU2566542C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
| RU164573U1 (ru) * | 2016-03-24 | 2016-09-10 | Виль Файзулович Галиакбаров | Устройство для обработки призабойной зоны пласта скважины |
| RU2599156C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины |
| RU2612702C1 (ru) * | 2015-12-25 | 2017-03-13 | Игорь Александрович Гостев | Способ гидромеханической прокалывающей перфорации скважин на депрессии |
-
2017
- 2017-08-01 RU RU2017127633A patent/RU2656255C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2266405C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2334868C1 (ru) * | 2007-01-11 | 2008-09-27 | Александр Николаевич Переседов | Способ обработки зоны перфорации пласта скважины |
| RU2451160C1 (ru) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором |
| RU2566542C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
| RU2599156C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины |
| RU2612702C1 (ru) * | 2015-12-25 | 2017-03-13 | Игорь Александрович Гостев | Способ гидромеханической прокалывающей перфорации скважин на депрессии |
| RU164573U1 (ru) * | 2016-03-24 | 2016-09-10 | Виль Файзулович Галиакбаров | Устройство для обработки призабойной зоны пласта скважины |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695908C1 (ru) * | 2018-07-24 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2695611C1 (ru) * | 2018-10-05 | 2019-07-24 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский Федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики" (ФГУП "РФЯЦ-ВНИИЭФ") | Способ изменения концентрации взрывоопасной газовой среды на безопасную внутри контейнера |
| RU186991U1 (ru) * | 2018-10-22 | 2019-02-12 | Хамит Гарипович Абдуллин | Устройство компоновки подземного оборудования для проведения гидроразрыва пласта и одновременного освоения скважины |
| RU2750004C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами |
| RU2791008C1 (ru) * | 2021-09-29 | 2023-03-01 | Иван Валериевич Лесь | Устройство для многостадийного гидравлического разрыва пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2656255C1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2375561C2 (ru) | Способ завершения скважины в подземной формации (варианты) | |
| RU2432451C1 (ru) | Устройство и способ для перемещения храповым механизмом инструмента обработки пласта для интенсификации притока | |
| US20140110112A1 (en) | Erodable Bridge Plug in Fracturing Applications | |
| RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
| RU2667171C1 (ru) | Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты) | |
| RU92466U1 (ru) | Устройство для комплексной обработки продуктивных пластов (варианты) | |
| RU2618249C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта в открытом горизонтальном стволе скважины | |
| RU2652412C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
| RU2612702C1 (ru) | Способ гидромеханической прокалывающей перфорации скважин на депрессии | |
| RU2534262C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины | |
| RU2695908C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| CA2911615C (en) | Method of enhanced oil recovery from lateral wellbores | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2736078C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного пласта, устройство для его осуществления и порт ГРП | |
| RU2750004C1 (ru) | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами | |
| RU187392U1 (ru) | Устройство компоновки подземного оборудования для проведения гидроразрыва пласта | |
| RU2667239C1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2735225C9 (ru) | Устройство и способ проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (мгрп) за одну спуско-подъемную операцию | |
| EA040267B1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатно-терригенового пласта за одну спускоподъемную операцию | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора | |
| RU2684926C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| EA005104B1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах и устройство для его осуществления | |
| RU2256069C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU210260U1 (ru) | Устройство для перфорации скважин, обработки призабойной зоны и закачки химических составов |