RU2541979C1 - Completion method of horizontal well - Google Patents
Completion method of horizontal well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541979C1 RU2541979C1 RU2014120492/03A RU2014120492A RU2541979C1 RU 2541979 C1 RU2541979 C1 RU 2541979C1 RU 2014120492/03 A RU2014120492/03 A RU 2014120492/03A RU 2014120492 A RU2014120492 A RU 2014120492A RU 2541979 C1 RU2541979 C1 RU 2541979C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- string
- production string
- production
- stop ring
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при заканчивании горизонтальной скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in completing a horizontal well.
Известен способ заканчивания горизонтальной скважины, согласно которому вскрывают продуктивный пласт, спускают обсадную колонну с отверстиями, оснащенную пакерами и заглушками отверстий, промывают скважину. Цементируют надпакерную часть колонны и пакеруют горизонтальную часть скважины, причем пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе. Обсадная колонна имеет запорный клапан. Совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в осадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек. Допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну. Заполняют этим раствором уплотнительные элементы пакеров и промежутки между пакерами. Длину одной цементной перемычки устанавливают в соответствии с приведенной аналитической формулой (патент РФ №2171359, опубл. 27.07.2001).There is a known method of completing a horizontal well, according to which a producing formation is opened, a casing with holes is lowered, equipped with packers and hole plugs, and the well is washed. Cement the over-packer part of the column and pack the horizontal part of the well, and the packers are made by filtering the aqueous phase and are equipped with plugs with shear pins to prepare the packers for work. The casing has a shut-off valve. Together with packing, the horizontal part of the well is cemented with the formation of packer-cement bridges, for which a tubing string is lowered into the siege column, and the plug pins are cut off. By admitting the tubing to the casing shoe, the shut-off valve is closed and cement slurry is pumped through the tubing. Packer packing elements and gaps between packers are filled with this solution. The length of one cement lintel is set in accordance with the analytical formula given (RF patent No. 2171359, publ. July 27, 2001).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания горизонтальной скважины малого диаметра, который включает бурение скважины долотом диаметром 144-155,6 мм. При этом на конце эксплуатационной колонны с условным диаметром 102-114 мм размещают стол-кольцо, пакер-отсекатель пластов и муфту ступенчатого цементирования, спускают эксплуатационную колонну в горизонтальную часть скважины, циркуляцией бурового раствора устанавливают пробку в стоп-кольцо, повышают давление в эксплуатационной колонне до раскрытия пакера-отсекателя и затем отверстий муфты ступенчатого цементирования, прокачивают 2-4 м3 бурового раствора при давлении 8-11 МПа и расходе 10-15 л/с, прокачивают буферную жидкость в объеме 3-10 м3, содержащую 1-3% поверхностно-активного вещества, при давлении 6-8 МПа и расходе 5-10 л/с, прокачивают расчетный объем цементного раствора при давлении от 6 до 10 МПа и расходе 5-10 л/с, продавливают продавочной жидкостью разделительную пробку до посадки в муфту ступенчатого цементирования и закрытия ее окон при давлении от 6 до 14 МПа при расходе 5-10 л/с, стравливают давление, убеждаются, что нет излива в трубное пространство, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента, разбуривают стоп-кольцо, пакер-отсекатель пластов и муфту ступенчатого цементирования и осваивают скважину (патент РФ №2490426, опубл. 20.08.2013).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of completing a horizontal well of small diameter, which involves drilling a well with a bit with a diameter of 144-155.6 mm At the same time, at the end of the production string with a nominal diameter of 102-114 mm, a table-ring, a packer-cutter and a step cementing sleeve are placed, the production string is lowered into the horizontal part of the well, the plug is placed in the stop ring by circulation of the drilling fluid, and the pressure in the production string is increased up-packer disclosure clipper and then coupling holes stage cementing is pumped 2-4 m 3 of mud at a pressure of 8-11 MPa and a flow rate of 10-15 l / s, the buffer liquid is pumped in a volume of 3.10 m 3, containing 1-3% of surfactant, at a pressure of 6-8 MPa and a flow rate of 5-10 l / s, the calculated volume of cement mortar is pumped at a pressure of 6 to 10 MPa and a flow rate of 5-10 l / s, they are forced through with a squeezing liquid plug before landing in a step cementing sleeve and closing its windows at a pressure of 6 to 14 MPa at a flow rate of 5-10 l / s, release pressure, make sure that there is no spout in the pipe space, carry out technological exposure to wait for the cement to harden, drill stop ring, packer-cutter and coupling with upenchatogo cementing and learn well (RF patent №2490426, publ. 08/20/2013).
Общим недостатком известных технических решений является малая продуктивность скважины.A common disadvantage of the known technical solutions is the low productivity of the well.
В предложенном изобретении решается задача повышения продуктивности скважины.The proposed invention solves the problem of increasing well productivity.
Задача решается тем, что в способе заканчивания горизонтальной скважины, включающем бурение скважины с горизонтальным стволом, спуск эксплуатационной колонны в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце, закачку цементного раствора в затрубное пространство, проведение технологической выдержки на ожидание затвердения цемента, разбуривание стоп-кольца и муфты ступенчатого цементирования и освоение скважины, согласно изобретению при спуске эксплуатационную колонну останавливают на расстоянии от забоя, разбуривание стоп-кольца и цементного моста производят с применением промывочной жидкости плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа, интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, промывают скважину промывочной жидкостью плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа, по эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб малого диметра и перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны, оставляют фильтрованную колонну в продуктивном пласте скважины.The problem is solved in that in the method of completing a horizontal well, including drilling a well with a horizontal wellbore, lowering the production string into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupler at the end, injecting the cement into the annulus, holding the process waiting for cement to harden, drilling a stop ring and a stepped cementing sleeve and developing a well, according to the invention, during production casing descent they are stopped at a distance from the bottom, drilling of the stop ring and cement bridge is carried out using flushing fluid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , flushing fluid is pumped at a flow rate of 18-21 l / s at a pressure at the wellhead 8 -10 MPa, the interval from the end of the production casing to the bottom is worked out with a bit, the well is washed with washing liquid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , the washing liquid is pumped at a flow rate of 18-21 l / s at a wellhead pressure of 8- 10 MPa, filtered filament is lowered along the production casing NNU small-diameter pipes and overlap interval from the bottom to the production tubing with a partial overlap of the end of the production string, a filtered left column in the reservoir wells.
При спуске эксплуатационную колонну останавливают на расстоянии от забоя, равном 50-150 м.During the descent, the production casing is stopped at a distance from the bottom of 50-150 m.
Частичное перекрытие конца эксплуатационной колонны фильтрованной колонной производят на 5-10 м.Partial overlapping of the end of the production casing with the filtered casing is performed on 5-10 m.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Малая продуктивность горизонтальной скважины определяется отсутствием притока из наиболее удаленной части горизонтального ствола. Как правило, при заканчивании скважины именно часть скважины около забоя в наименьшей степени подвержена воздействию, стимулирующему приток. В предложенном изобретении решается задача повышения продуктивности скважины за счет вовлечения в эксплуатацию наиболее удаленной части горизонтального ствола.The low productivity of a horizontal well is determined by the lack of inflow from the most remote part of the horizontal well. As a rule, when completing a well, it is precisely the part of the well near the bottom that is least affected by the stimulating influx. The proposed invention solves the problem of increasing well productivity by involving in operation the most remote part of the horizontal wellbore.
Задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.
При заканчивании горизонтальной скважины проводят бурение скважины, спуск эксплуатационной колонны через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают на расстоянии от забоя, как правило, на расстоянии в 50-150 м. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Применение промывочной жидкости такой плотности и ее прокачка с таким режимом обеспечивает полное удаление из горизонтального ствола продуктов бурения. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, промывают скважину промывочной жидкостью плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Применение промывочной жидкости такой плотности и ее прокачка с таким режимом обеспечивает полное удаление из горизонтального ствола продуктов проработки долотом. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб малого диметра длиной, большей длины от забоя до конца эксплуатационной колонны, в основном, на 5-10 м. Без применения промывки по указанным режимам доставка до забоя фильтрованной колонны невозможна из-за образующейся в горизонтальном стволе преграды из шлама от бурения и проработки. При спуске фильтрованная колонна упирается в забой и остается верхним концом в эксплуатационной колонне на длину 5-10 м. Таким образом, перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны фильтрованной колонной с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны, в основном на 5-10 м. Оставляют фильтрованную колонну в скважине в продуктивном пласте ствола скважины. При эксплуатации скважины в результате пескопроявления, обрушения породы и т.п. заколонное пространство за фильтрованной колонной оказывается забитым породой, но за счет фильтра в колонне фильтрованная колонна обеспечивает гидродинамическую связь скважины с забоем.When completing a horizontal well, a well is drilled, production casing is run through a vertical wellbore into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupling at the end. The production casing is not brought to the bottom and stopped at a distance from the bottom, usually at a distance of 50-150 m. The cement mortar is pushed through the production casing with a plug through a step cementing sleeve into the annulus until the plug covers the coupling holes. Carry out technological exposure to wait for the hardening of cement. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring, and step cementing sleeve are drilled. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , flushing fluid is pumped at a flow rate of 18-21 l / s at a wellhead pressure of 8-10 MPa. The use of flushing fluid of such a density and its pumping with such a regime ensures the complete removal of drilling products from the horizontal wellbore. The interval from the end of the production casing to the bottom hole is worked out with a bit, the well is washed with washing liquid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , the washing liquid is pumped at a flow rate of 18-21 l / s at a wellhead pressure of 8-10 MPa. The use of a washing liquid of such a density and its pumping with such a regime ensures the complete removal of the products from the drill bit from the horizontal barrel. A filtered string of small-diameter pipes with a length longer than the bottom to the end of the production string, mainly 5-10 m, is lowered along the production casing. Without flushing in the indicated modes, delivery to the casing of the filtered casing is impossible due to the obstruction from the horizontal shaft sludge from drilling and development. During the descent, the filtered casing abuts the bottom and remains the upper end in the production casing for a length of 5-10 m. Thus, the interval from the bottom to the production casing is closed by a filtered casing with a partial overlap of the casing end, mainly by 5-10 m. the column in the well in the reservoir of the wellbore. When operating a well as a result of sand, rock collapse, etc. the annular space behind the filtered column is clogged, but due to the filter in the column, the filtered column provides a hydrodynamic connection between the well and the bottom.
При эксплуатации скважины после выработки запасов удаленной части горизонтального ствола перфорируют эксплуатационную колонну в начале горизонтального ствола и добывают нефть из невыработанных интервалов.During well operation, after the reserves of the remote part of the horizontal well are depleted, the production string is perforated at the beginning of the horizontal well and oil is extracted from the undeveloped intervals.
В результате удаленная часть горизонтального ствола скважины оказывается подключенной к эксплуатации.As a result, the remote part of the horizontal wellbore is connected to operation.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. В пробуренную скважину с горизонтальным стволом длиной 300 м спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают на расстоянии от забоя на расстоянии в 100 м. Пакеруют пакер. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 24 часов. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования долотом диаметром 95 мм. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью 1,20 г/см3 - буровым раствором. Промывочную жидкость прокачивают с расходом 21 л/с при давлении на устье скважины 10 МПа. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом диаметром 95 мм, промывают скважину той же промывочной жидкостью плотностью 1,20 г/см3 с расходом 21 л/с при давлении на устье скважины 10 МПа. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб диметром 73 мм и длиной 107 м, перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны на 7 м. Оставляют фильтрованную колонну в скважине в интервале продуктивного пласта. Осваивают скважину.Example 1. In a drilled well with a horizontal well 300 m long, a production string with a diameter of 114 mm is lowered through the vertical well into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupling at the end. The production casing is not brought to the bottom and stopped at a distance of 100 m from the bottom. Packer is packaged. The cement slurry is pushed through the production casing through the step cementing coupler into the annulus until the plug covers the coupling openings. Carry out technological exposure to wait for the hardening of cement within 24 hours. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring, step cementing clutch with a 95 mm diameter drill bit are drilled. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.20 g / cm 3 - drilling mud. The flushing fluid is pumped at a flow rate of 21 l / s at a wellhead pressure of 10 MPa. The interval from the end of the production casing to the bottom is worked out by a bit with a diameter of 95 mm, the well is washed with the same flushing fluid with a density of 1.20 g / cm 3 with a flow rate of 21 l / s at a wellhead pressure of 10 MPa. A filtered pipe string with a diameter of 73 mm and a length of 107 m is lowered along the production string, the interval from the bottom to the production string is overlapped with a partial overlap of the production string end by 7 m. The filtered string is left in the well in the interval of the reservoir. Master the well.
Пример 2. Выполняют как пример 1.Example 2. Perform as example 1.
В пробуренную скважину с горизонтальным стволом длиной 250 м спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают на расстоянии от забоя на расстоянии в 50 м. Пакеруют пакер. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 36 часов. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования долотом диаметром 94 мм. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью 1,23 г/см3 - буровым раствором. Промывочную жидкость прокачивают с расходом 20 л/с при давлении на устье скважины 9 МПа. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом диаметром 95 мм, промывают скважину той же промывочной жидкостью плотностью 1,23 г/см3 с расходом 20 л/с при давлении на устье скважины 9 МПа. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб диметром 73 мм и длиной 55 м, перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны на 5 м. Оставляют фильтрованную колонну в интервале продуктивного пласта скважины. Осваивают скважину.A production casing with a diameter of 250 mm is lowered into a drilled well with a horizontal well of 250 m in length through a vertical well into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupling at the end. The production casing is not brought to the bottom and stopped at a distance of 50 m from the bottom; Packer is packaged. The cement slurry is pushed through the production casing through the step cementing coupler into the annulus until the plug covers the coupling openings. Carry out technological exposure to wait for the hardening of cement for 36 hours. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring, step cementing clutch with a bit with a diameter of 94 mm are drilled. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.23 g / cm 3 - drilling mud. The flushing fluid is pumped at a flow rate of 20 l / s at a wellhead pressure of 9 MPa. The interval from the end of the production casing to the bottom is worked out by a bit with a diameter of 95 mm, the well is washed with the same flushing fluid with a density of 1.23 g / cm 3 with a flow rate of 20 l / s at a wellhead pressure of 9 MPa. A filtered string of pipes with a diameter of 73 mm and a length of 55 m is lowered along the production string, the interval from the bottom to the production string is overlapped with a partial overlap of the end of the production string by 5 m. The filtered string is left in the interval of the productive formation. Master the well.
Пример 3. Выполняют как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
В пробуренную скважину с горизонтальным стволом длиной 350 м спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают на расстоянии от забоя на расстоянии в 150 м. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 48 часов. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования долотом диаметром 95 мм. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью 1,25 г/см3 - бурового раствора. Промывочную жидкость прокачивают с расходом 18 л/с при давлении на устье скважины 8 МПа. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом диаметром 93 мм, промывают скважину той же промывочной жидкостью плотностью 1,25 г/см3 с расходом 18 л/с при давлении на устье скважины 8 МПа. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб диметром 73 мм и 160 м, перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны на 10 м. Оставляют фильтрованную колонну в интервале продуктивного пласта скважины. Осваивают скважину.A production casing with a diameter of 350 mm is lowered into a drilled well with a horizontal well of 350 m in length through a vertical well into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupling at the end. The production casing is not brought to the bottom and stopped at a distance of 150 m from the bottom. The cement mortar is pushed through the production casing through a step cementing sleeve into the annulus until the cover covers the coupling openings. Carry out technological exposure to wait for the hardening of cement for 48 hours. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring, step cementing clutch with a 95 mm diameter drill bit are drilled. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.25 g / cm 3 - drilling mud. The flushing fluid is pumped at a flow rate of 18 l / s at a wellhead pressure of 8 MPa. The interval from the end of the production casing to the bottom is worked out by a bit with a diameter of 93 mm, the well is washed with the same flushing fluid with a density of 1.25 g / cm 3 with a flow rate of 18 l / s at a wellhead pressure of 8 MPa. A filtered pipe string with a diameter of 73 mm and 160 m is lowered along the production casing, the interval from the bottom to the production casing is overlapped with a partial overlap of the production casing end by 10 m. The filtered casing is left in the interval of the productive formation. Master the well.
В результате удается подключить к эксплуатации интервал горизонтального ствола скважины длиной от 50 до 150 м и повысить дебит скважины на 30% по сравнению с аналогичным решением по прототипу.As a result, it is possible to connect to the operation the interval of the horizontal wellbore with a length of 50 to 150 m and increase the flow rate of the well by 30% compared with the similar solution according to the prototype.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения продуктивности скважины.Application of the proposed method will solve the problem of increasing well productivity.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120492/03A RU2541979C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method of horizontal well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120492/03A RU2541979C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method of horizontal well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2541979C1 true RU2541979C1 (en) | 2015-02-20 |
Family
ID=53288848
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120492/03A RU2541979C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method of horizontal well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2541979C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055156C1 (en) * | 1992-07-13 | 1996-02-27 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for completion of horizontal well |
| RU2061838C1 (en) * | 1992-11-10 | 1996-06-10 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for pumping in horizontal wells |
| WO1999042696A1 (en) * | 1998-02-19 | 1999-08-26 | Robert Gardes | Method and system for drilling and completing underbalanced multilateral wells |
| RU2326232C2 (en) * | 2006-03-29 | 2008-06-10 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Well completion process |
| RU2490426C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completion of horizontal well of small diameter |
-
2014
- 2014-05-21 RU RU2014120492/03A patent/RU2541979C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055156C1 (en) * | 1992-07-13 | 1996-02-27 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for completion of horizontal well |
| RU2061838C1 (en) * | 1992-11-10 | 1996-06-10 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for pumping in horizontal wells |
| WO1999042696A1 (en) * | 1998-02-19 | 1999-08-26 | Robert Gardes | Method and system for drilling and completing underbalanced multilateral wells |
| RU2326232C2 (en) * | 2006-03-29 | 2008-06-10 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Well completion process |
| RU2490426C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completion of horizontal well of small diameter |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2526062C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2547863C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2171359C1 (en) | Method of horizontal well completion | |
| RU2611792C1 (en) | Method for isolation of watered intervals in horizontal section of wellbore | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2516062C1 (en) | Construction finishing method for horizontal producer | |
| RU2490426C1 (en) | Method for completion of horizontal well of small diameter | |
| RU2586337C1 (en) | Procedure for completion of stripper well | |
| RU2541981C1 (en) | Completion method for well with horizontal shaft | |
| RU2541979C1 (en) | Completion method of horizontal well | |
| Marca | 13 Remedial Cementing | |
| RU2564316C1 (en) | Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing | |
| US20140345869A1 (en) | Moving liner fracturing method | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2541980C1 (en) | Completion method for well with horizontal shaft | |
| RU2391491C1 (en) | Method of completing auxiliary wellbore shaft construction and rig to this end | |
| RU2196880C1 (en) | Method of well two-stage cementing | |
| RU2498047C1 (en) | Method for making-up grouting compound in well | |
| RU2256773C1 (en) | Device for determining water influx intervals and water influx isolation in slanted and horizontal wells | |
| RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
| RU2606744C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2165516C1 (en) | Process of termination of construction of wells and gear for its implementation | |
| RU2541985C1 (en) | Cementing method for horizontal shaft of well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170522 |