RU2483208C1 - Method for subsequent development of multisite well - Google Patents

Method for subsequent development of multisite well Download PDF

Info

Publication number
RU2483208C1
RU2483208C1 RU2012131092/03A RU2012131092A RU2483208C1 RU 2483208 C1 RU2483208 C1 RU 2483208C1 RU 2012131092/03 A RU2012131092/03 A RU 2012131092/03A RU 2012131092 A RU2012131092 A RU 2012131092A RU 2483208 C1 RU2483208 C1 RU 2483208C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
pipe string
productive
level
tee
Prior art date
Application number
RU2012131092/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов
Айрат Рафкатович Рахманов
Нафис Фаритович Гумаров
Рашит Марданович Миннуллин
Руслан Рустямович Фасхутдинов
Адхам Ахметович Курмашов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2012131092/03A priority Critical patent/RU2483208C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2483208C1 publication Critical patent/RU2483208C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: method involves perforation of two productive intervals, lowering to the well of a layout consisting (in an upward direction) of a setting device, a shank, a packer located below upper productive interval, a pipe string with a drain valve on the level of upper productive interval, and on the head with a tee-piece with a cutoff branch and a cutoff branch pipe above the tee-piece, packer setting, swabbing in the pipe string of lower productive formation, build-up of a recovery curve of a level for lower productive formation, evaluation of productivity of lower productive formation; filling of the layout with water after swabbing of lower productive formation through the tap and the tee-piece; waiting till water goes downwards and air upwards; air bleeding through a branch pipe, repetition of operations till the layout is filled with water; lowering to the pipe string and arrangement in the setting device of a cutoff device' creation of pressure in the pipe string and opening of the drain valve' swabbing in the pipe string of upper productive formation; build-up of a recovery curve of the level for upper productive formation; evaluation of productivity of upper productive formation, lifting of the layout out if the well, lowering of a downhole pumping equipment and operation of the well.EFFECT: possible development of the well opening two productive formations without lowering and lifting operations for development of the second formation.2 cl, 1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a well that has uncovered two productive formations.

Известен способ освоения скважины, включающий снижение пластового давления в зоне скважины и заполнение скважины жидкостью глушения [Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981, с.194-198].A known method of well development, including reducing reservoir pressure in the well zone and filling the well with a kill fluid [V. Blazhevich. and other Repair and insulation work in the operation of oil fields. - M .: Nedra, 1981, p.194-198].

Известный способ позволяет эффективно осваивать скважины, однако после освоения продуктивность скважины снижается по сравнению с первоначальной, способ обладает длительным сроком освоения.The known method allows you to effectively develop wells, however, after development, the productivity of the well decreases compared to the original, the method has a long development time.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ освоения скважины и испытания пластов в процессе свабирования, включающий герметичное перекрытие интервала испытания от остальной части ствола пакером на колонне насосно-компрессорных труб, опускание в колонне насосно-компрессорных труб на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, опускание сваба на заданную глубину и последующее поднятие его с объемом флюида из скважины. Выше пакера в колонне насосно-компрессорных труб размещают комплексный скважинный прибор, осуществляющий оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта, и обеспечивающий передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному на колонне насосно-компрессорных труб по затрубному пространству. После вызова притока из пласта снижения уровня жидкости в колонне насосно-компрессорных труб и информационного сопровождения технологических параметров свабирования осуществляют изоляцию полости колонны насосно-компрессорных труб от пласта электромеханическим пакером и регистрируют изменения давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления. По кривой притока и восстановления давления пласта во времени определяют характеристики пласта (2341653, опубл. 20.12.2008 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of well development and formation testing during the swab process, which includes tightly shutting off the test interval from the rest of the trunk by a packer on a tubing string, lowering tubing on a geophysical cable of underground swab equipment, lowering the swab to a predetermined depth and then raising it with the volume of fluid from the well. Above the packer, in the tubing string, an integrated downhole tool is placed that monitors the flow of fluid from the formation and provides data transmission to the wellhead through a cable running down the tubing string through the annulus. After calling the inflow from the reservoir to reduce the liquid level in the tubing string and information support of the swab technological parameters, the cavity of the tubing string is isolated from the reservoir by the electromechanical packer and pressure changes are recorded over time above and below the electromechanical packer by pressure sensors. According to the curve of the inflow and restoration of reservoir pressure over time, determine the characteristics of the reservoir (2341653, publ. 12/20/2008 - prototype).

В известном способе освоению подлежит только один пласт. При наличии в скважине двух продуктивных пластов необходимо провести спускоподъемные операции, установить пакер на новой отметке или применить компоновку с двумя пакерами, что практически трудноосуществимо.In the known method, only one layer is subject to development. If there are two productive formations in the well, it is necessary to carry out tripping operations, install the packer at a new level or apply the layout with two packers, which is practically impossible.

В предложенном изобретении решается задача освоения скважины, вскрывшей два продуктивных пласта, без спускоподъемных операций для освоения второго пласта.The proposed invention solves the problem of developing a well that has uncovered two productive formations, without tripping to develop the second layer.

Задача решается способом последовательного освоения многообъектной скважины, включающим перфорирование двух продуктивных интервалов, спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из посадочного устройства, хвостовика, пакера, располагаемого ниже верхнего продуктивного интервала, колонны труб со сбивным клапаном на уровне верхнего продуктивного интервала и на устье тройником с перекрываемым отводом и перекрываемым патрубком над тройником, посадку пакера, свабирование по колонне труб нижнего продуктивного пласта, построение кривой восстановления уровня для нижнего продуктивного пласта, оценку продуктивности нижнего продуктивного пласта, после свабирования нижнего продуктивного пласта и восстановления уровня жидкости в скважине сброс в колонну труб и размещение в посадочном устройстве отсекающего устройства, создание давления в колонне труб и открытие сбивного клапана, свабирование по колонне труб верхнего продуктивного пласта, построение кривой восстановления уровня для верхнего продуктивного пласта, оценку продуктивности верхнего продуктивного пласта, подъем компоновки из скважины, спуск глубинно-насосного оборудования и эксплуатацию скважины.The problem is solved by the method of sequential development of a multi-object well, including perforation of two productive intervals, descent into the well of an arrangement consisting of a landing device, a liner, a packer located below the upper production interval, a pipe string with a knock-off valve at the level of the upper production interval and at the mouth of the tee with a blocked branch and a blocked pipe over the tee, packer landing, swabbing along the pipe string of the lower reservoir, how to restore the level for the lower reservoir, assess the productivity of the lower reservoir, after swabbing the lower reservoir and restoring the liquid level in the well, discharge pipes into the string and place a shut-off device in the planting device, create pressure in the pipe string and open the knockdown valve, swab along the string pipes of the upper reservoir, the construction of a recovery curve for the upper reservoir, assessment of the productivity of the upper reservoir , Linking the rise of the well, the descent of downhole pumping equipment and operation of the well.

После свабирования нижнего продуктивного пласта в компоновку через отвод и тройник возможна заливка воды, ожидание прохода воды вниз и поднятия воздуха вверх, стравливание воздуха через патрубок, повторение операций до заполнения компоновки водой.After swabbing the lower reservoir into the layout through the branch and tee, it is possible to fill the water, wait for the water to pass down and raise the air up, bleed air through the pipe, repeat the operations until the layout is filled with water.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Освоение скважины, вскрывшей два продуктивных пласта, проводят поочередным освоением продуктивных пластов с проведением спускоподъемных операций после освоения каждого пласта. Каждая спускоподъемная операция трудоемка, вызывает необходимость глушения скважины, зачастую отрицательно влияет на продуктивность пласта. Существующие технические решения, направленные на освоение скважины, не предусматривают освоение одновременно двух продуктивных пластов без спускоподъемных операций. В предложенном изобретении решается задача освоения двух пластов без проведения спускоподъемных операций между освоением каждого пласта. Задача решается следующим образом.The development of a well that has uncovered two productive formations is carried out by the successive development of productive formations with hoisting operations after the development of each formation. Each hoisting operation is time-consuming, necessitates well killing, and often negatively affects the productivity of the formation. Existing technical solutions aimed at well development do not provide for the development of two productive formations simultaneously without tripping. The proposed invention solves the problem of the development of two layers without tripping between the development of each layer. The problem is solved as follows.

При последовательном освоении многообъектной скважины выполняют перфорирование двух продуктивных интервалов. В скважину спускают компоновку, представленную на фиг.1. Компоновка состоит (снизу вверх) из посадочного устройства 1, хвостовика 2, пакера 3, располагаемого ниже верхнего продуктивного интервала 4, колонны труб 5 со сбивным клапаном 6 на уровне верхнего продуктивного интервала 4. На устье 7 скважины 8 компоновка оснащена тройником 9 с перекрываемым задвижкой 10 отводом 11 и перекрываемым задвижкой 12 патрубком 13, расположенным над тройником 9. Пакером 3 разделяют верхний 4 и нижний продуктивный интервал 14. Компоновка комплектуется отсекающим устройством 15, способным по принципу вставного насоса располагаться в посадочном устройстве 1 как в седле для насоса, создавать герметичную посадку и удерживаться в посадочном устройстве приспособлением типа цанги (не показаны).With the sequential development of a multi-well well, perforation of two productive intervals is performed. The arrangement shown in FIG. 1 is lowered into the well. The arrangement consists (from bottom to top) of the landing device 1, liner 2, packer 3, located below the upper production interval 4, the pipe string 5 with a relief valve 6 at the level of the upper production interval 4. At the wellhead 7 of the well 8, the arrangement is equipped with a tee 9 with a shut-off valve 10 by branch 11 and a pipe 13 which is blocked by a valve 12 located above the tee 9. The upper 4 and lower productive intervals are divided by the packer 3 14. The layout is completed with a shut-off device 15 capable of the principle of an insertion pump bend in the landing device 1 as in the saddle for the pump, create an airtight fit and be held in the landing device by a collet type device (not shown).

Производят посадку пакера 3 и свабирование по колоне труб 5 нижнего продуктивного пласта 4, построение кривой восстановления уровня для нижнего продуктивного пласта 4 и оценку продуктивности нижнего продуктивного пласта 4. После свабирования нижнего продуктивного пласта уровень жидкости в скважине оказывается пониженным.Packer 3 is planted and swabbed along the pipe string 5 of the lower reservoir 4, a level recovery curve is constructed for the lower reservoir 4 and the productivity of the lower reservoir 4 is estimated. After swabbing the lower reservoir, the liquid level in the well is reduced.

Если уровень жидкости в скважине низкий и не восстанавливается или восстанавливается медленно, то для его восстановления в компоновку через отвод 11 и тройник 9 при перекрытом задвижкой 12 патрубке 13 производят заливку воды. Поскольку пакер 3 посажен, то циркуляция жидкости в скважине невозможна. Под объемом залитой в компоновку воды образуется воздушный пузырь. Закрывают задвижку 10 и открывают задвижку 12. Ожидают прохода воды вниз и поднятия воздушного пузыря вверх. Стравливают воздух через патрубок 13. Повторяют операции до заполнения компоновки водой.If the liquid level in the well is low and cannot be restored or is being restored slowly, then to fill it into the assembly through branch 11 and tee 9 with the nozzle 13 blocked by a valve 12, water is filled. Since the packer 3 is planted, the circulation of fluid in the well is impossible. An air bubble forms under the volume of water poured into the arrangement. Close the valve 10 and open the valve 12. Wait for the passage of water down and raising the air bubble up. Bleed the air through the pipe 13. Repeat the operation until the layout is filled with water.

При быстром восстановлении уровня жидкости в скважине заливку воду не производят.With a quick restoration of the liquid level in the well, water is not filled.

С устья скважины 8 сбрасывают в колонну труб 5 и размещают в посадочном устройстве 1 отсекающее устройство 15. Посадочное устройство 1 имеет захватный механизм (не показан), удерживающий отсекающее устройство 15 в посадочном устройстве с образованием герметичного замка. Создают давление в колонне труб 5 и проверяют герметичность отсекающего устройства 15. Поднимают давление в колонне труб 5 до давления срабатывания сбивного клапана 6. Сбивной клапан 6 открыт. Выполняют свабирование по колонне труб 5 верхнего продуктивного пласта, построение кривой восстановления уровня для верхнего продуктивного пласта, оценку продуктивности верхнего продуктивного пласта. По окончании поднимают компоновку из скважины, спускают глубинно-насосное оборудование и эксплуатируют скважину.From the wellhead 8, they are discharged into the pipe string 5 and a shut-off device 15 is placed in the landing device 1. The landing device 1 has a gripping mechanism (not shown) holding the shut-off device 15 in the landing device to form an airtight lock. The pressure in the pipe string 5 is created and the shutoff device 15 is checked for leaks. The pressure in the pipe string 5 is raised to the pressure of operation of the relief valve 6. The relief valve 6 is open. Perform swabbing on the pipe string 5 of the upper reservoir, constructing a level recovery curve for the upper reservoir, evaluating the productivity of the upper reservoir. At the end, the layout is lifted from the well, the downhole pumping equipment is lowered and the well is operated.

В результате удается освоить два продуктивных пласта без проведения спускоподъемных операций между освоением пластов.As a result, it is possible to master two productive formations without carrying out tripping operations between the development of formations.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Добывающей скважиной вскрыты продуктивные пласты в интервале 1865-1868 м и 1891,6-1894,6 м. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку согласно фиг.1. После спуска компоновки и посадки пакера в интервале 1879,4-1882 м приступают к опробованию нижнего продуктивного пласта свабированием. Сваб спускают и поднимают по колонне насосно-компрессорных труб в интервале от 10 до 600 м в течение 8 часов. Общий объем отобранной жидкости составил 16 м3, из них 9 м3 вода и 7 м3 нефть с газом. Выполняют построение кривой восстановления уровня для нижнего продуктивного пласта, оценку продуктивности нижнего продуктивного пласта.Productive formations in the interval 1865-1868 m and 1891.6-1894.6 m were opened by the producing well. The layout according to Fig. 1 is lowered into the well on the tubing string. After the descent of the layout and landing of the packer in the range of 1879.4-1882 m, they begin testing the lower reservoir by swabbing. Swab is lowered and lifted along the tubing string in the range from 10 to 600 m for 8 hours. The total volume of the selected fluid was 16 m 3 , of which 9 m 3 water and 7 m 3 oil and gas. Perform the construction of the recovery curve level for the lower reservoir, assessing the productivity of the lower reservoir.

Заливают воду в колонну насосно-компрессорных труб, стравливают воздух, операции повторяют до заполнения колонны водой.Pour water into the tubing string, bleed air, repeat the operation until the column is filled with water.

С устья скважины сбрасывают в колонну труб и размещают в посадочном устройстве отсекающее устройство. Создают давление в колонне труб величиной 8 МПа. Отсекающее устройство герметично. Поднимают давление в колонне труб до 12 МПа, вызывают открывание сбивного клапана. Выполняют свабирование по колонне труб верхнего продуктивного пласта. Сваб спускают и поднимают по колонне насосно-компрессорных труб в интервале от 0 до 1000 м в течение 9 часов. Общий объем отобранной жидкости составил 30 м3 воды с пленкой нефти. Выполняют построение кривой восстановления уровня для верхнего продуктивного пласта, оценку продуктивности верхнего продуктивного пласта.From the wellhead, they are discharged into the pipe string and a shut-off device is placed in the landing device. They create pressure in a pipe string of 8 MPa. The shut-off device is hermetic. Raise the pressure in the pipe string to 12 MPa, cause the opening of the whipping valve. Perform swabbing on the pipe string of the upper reservoir. Swab is lowered and lifted along the tubing string in the range from 0 to 1000 m for 9 hours. The total volume of the selected fluid was 30 m 3 of water with a film of oil. Perform the construction of the recovery curve level for the upper reservoir, assessing the productivity of the upper reservoir.

В результате в течение 2 суток опробованы два объекта. По первому пласту получен дебит по жидкости 50 м3/сут с обводненностью 50%, по второму объекту получен дебит по жидкости 10 м3/сут с обводненностью 90%. По классической технологии с подъемом компоновки из скважины между исследованиями двух объектов за 2 суток удается исследовать только один пласт.As a result, two objects were tested within 2 days. For the first reservoir, a fluid flow rate of 50 m 3 / day with a water cut of 50% was obtained; for the second reservoir, a fluid flow rate of 10 m 3 / day with a water cut of 90% was obtained. According to the classical technology, with a lift of the layout from the well between studies of two objects in 2 days, it is possible to investigate only one layer.

Применение предложенного способа позволит провести освоение скважины без спускоподъемных операция для освоения второго пласта и ускорить производство работ.The application of the proposed method will allow for well development without tripping to develop the second layer and speed up the work.

Claims (2)

1. Способ последовательного освоения многообъектной скважины, включающий перфорирование двух продуктивных интервалов, спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из посадочного устройства, хвостовика, пакера, располагаемого ниже верхнего продуктивного интервала, колонны труб со сбивным клапаном на уровне верхнего продуктивного интервала и на устье тройником с перекрываемым отводом и перекрываемым патрубком над тройником, посадку пакера, свабирование по колонне труб нижнего продуктивного пласта, построение кривой восстановления уровня для нижнего продуктивного пласта, оценку продуктивности нижнего продуктивного пласта, после свабирования нижнего продуктивного пласта и восстановления уровня жидкости в скважине сброс в колонну труб и размещение в посадочном устройстве отсекающего устройства, создание давления в колонне труб и открытие сбивного клапана, свабирование по колонне труб верхнего продуктивного пласта, построение кривой восстановления уровня для верхнего продуктивного пласта, оценку продуктивности верхнего продуктивного пласта, подъем компоновки из скважины, спуск глубинно-насосного оборудования и эксплуатацию скважины.1. A method of sequential development of a multi-site well, including punching two productive intervals, descent into the well of the arrangement consisting of a bottom-up device, a liner, a packer located below the upper production interval, a pipe string with a knock-off valve at the level of the upper production interval and at the mouth of the tee with a blocked branch and a blocked pipe over the tee, packer landing, swabbing along the pipe string of the lower reservoir, building a recovery curve level for the lower reservoir, assessment of the productivity of the lower reservoir, after swabbing the lower reservoir and restoring the liquid level in the well, discharge into the pipe string and place a cut-off device in the landing device, create pressure in the pipe string and open the knockout valve, swab along the pipe string the upper reservoir, the construction of a level recovery curve for the upper reservoir, an assessment of the productivity of the upper reservoir, the rise of the component ki from the well, the descent of downhole pumping equipment and operation of the well. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отсутствии восстановления или медленном восстановлении уровня жидкости в скважине в компоновку через отвод и тройник производят заливку воды, ожидание прохода воды вниз и поднятия воздуха вверх, стравливание воздуха через патрубок, повторение операций до заполнения компоновки водой. 2. The method according to claim 1, characterized in that in the absence of recovery or a slow recovery of the liquid level in the well into the layout through the branch and the tee, water is poured, waiting for the water to pass down and raise the air up, bleed air through the pipe, repeat operations until filling layout water.
RU2012131092/03A 2012-07-23 2012-07-23 Method for subsequent development of multisite well RU2483208C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012131092/03A RU2483208C1 (en) 2012-07-23 2012-07-23 Method for subsequent development of multisite well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012131092/03A RU2483208C1 (en) 2012-07-23 2012-07-23 Method for subsequent development of multisite well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2483208C1 true RU2483208C1 (en) 2013-05-27

Family

ID=48791960

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012131092/03A RU2483208C1 (en) 2012-07-23 2012-07-23 Method for subsequent development of multisite well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2483208C1 (en)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1257176A1 (en) * 1984-12-07 1986-09-15 Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method for study of efficiency of hole bottom zone development for multiformation well
US20020117301A1 (en) * 2001-02-26 2002-08-29 Womble Allen W. Single trip, multiple zone isolation, well fracturing system
RU2211311C2 (en) * 2001-01-15 2003-08-27 ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment
RU2262586C2 (en) * 2003-06-05 2005-10-20 Махир Зафар оглы Шарифов Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU2334867C1 (en) * 2007-03-21 2008-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method
RU2341653C1 (en) * 2007-03-09 2008-12-20 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions)
CN101619652A (en) * 2009-07-29 2010-01-06 大庆油田有限责任公司 Selective flow string
RU2400623C2 (en) * 2008-09-11 2010-09-27 Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" Well flow rate increasing method

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1257176A1 (en) * 1984-12-07 1986-09-15 Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method for study of efficiency of hole bottom zone development for multiformation well
RU2211311C2 (en) * 2001-01-15 2003-08-27 ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment
US20020117301A1 (en) * 2001-02-26 2002-08-29 Womble Allen W. Single trip, multiple zone isolation, well fracturing system
RU2262586C2 (en) * 2003-06-05 2005-10-20 Махир Зафар оглы Шарифов Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU2341653C1 (en) * 2007-03-09 2008-12-20 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions)
RU2334867C1 (en) * 2007-03-21 2008-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method
RU2400623C2 (en) * 2008-09-11 2010-09-27 Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" Well flow rate increasing method
CN101619652A (en) * 2009-07-29 2010-01-06 大庆油田有限责任公司 Selective flow string

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105765162B (en) System and method for pressure break Multi sectional horizontal wellbore again
AU2008242758A1 (en) System and method for crossflow detection and intervention in production wellbores
Kaiser Rigless well abandonment remediation in the shallow water US Gulf of Mexico
US10689944B2 (en) Single trip, open-hole wellbore isolation assembly
RU2509873C1 (en) Sealing method of production string
RU2594235C2 (en) Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method
CN104653157A (en) Multi-stage separate-layer water injection string and working method thereof
Merkle et al. Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River
CN203626820U (en) Gas lift flow aiding horizontal well water exploration pipe column
RU2483208C1 (en) Method for subsequent development of multisite well
RU2524800C1 (en) Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells
RU2510456C2 (en) Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation
RU2007118892A (en) METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION AND DEVELOPMENT OF MULTIPLE LAYERS ONE WELL
RU2438007C1 (en) Procedure for completion of gas well (versions)
RU2007108855A (en) METHOD FOR DEVELOPING WELLS AND TESTING FLOORS IN THE PROCESS OF SWABING (OPTIONS)
RU2404374C1 (en) Method of operating well injection plant in testing multipay wells
RU2578136C1 (en) Method of sealing production casing
RU2570178C1 (en) Method of production string sealing
RU2622961C1 (en) Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing
RU2465442C1 (en) Method of lifting water from wells
RU2551612C1 (en) Method of acid treatment of oil reservoir
RU2425961C1 (en) Well operation method
RU2720722C1 (en) Method of packer installation inside casing string of well
RU2766479C1 (en) Method of simultaneous-separate operation of injection well
RU2600137C1 (en) Method of process well treatment

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20140724

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20150920